汪杰斌，何家根，张建锋 /国投宣城发电有限责任公司
1 .机组概述
该发电公司#1汽轮机采用哈尔滨汽轮机厂与日本三菱公司联合设计、生产的630MW超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽凝汽式汽轮机，型号为：CLN630-24.2/566/566， 额定出力630MW。机组采用复合变压运行方式，汽轮机具有八级非调整回热抽汽。设有双背压高、低压两个凝汽器，型式为双壳体、双背压、双进双出、双流程、横向布置结构，额定排汽压力4.4/5.4（平均4.9）KPa，铭牌工况满发时凝汽器平均背压为11.8Kpa。凝汽器真空是决定汽轮机安全经济运行的重要指标，而汽轮机冷端工作性能好坏是影响汽轮机真空的主要因素之一[1]。该机组自2008年8月22日投入商业运行以来一直未进行大修，汽轮机冷端设备严重老化，造成汽轮机组真空降低，热耗增加，机组发电煤耗升高。所以汽轮机冷端优化技术应用已成为火电厂节能降耗的有效途径之一。
2 . 汽轮机冷端优化技术应用前的现状调查
1）循环水冷却塔喷淋装置填料和喷嘴损坏严重，造成凝汽器循环水进水温度升高，依据公式ts=tw1+ ∆t+δt[2]可知，循环水进水温度tw1↑使机组凝汽器真空下降，降低机组经济性。
2）凝汽器钢管脏污严重，污染系数增大，凝汽器传热端差增大，依据公式ts=tw1+ ∆t+δt[2]可知，凝汽器传热端差δt↑使机组凝汽器真空降低，机组经济性↓。
3）汽轮机凝汽器真空严密性试验长期不合格，凝汽器真空严密性试验结果高达△P＝400Pa/min。
4）双背压凝汽器抽真空系统设计串联系统（见图1），串联系统中节流孔径一般过大，防止高压凝汽器被阻塞，高、低压凝汽器背压相互接近，低压凝汽器内的传热端差较大，丧失了双背压凝汽器的优点。主要问题都是高压凝汽器正常，低压凝汽器传热端差偏大，造成能量损失。另外，高、低压凝汽器的差压明显小于高压凝汽器和真空泵进口的差压，低压缸凝汽器内空气量增加，抽空气量增加，形成阻塞。
5)夏季，真空泵工作液温度可能达到35℃以上，真空泵的抽吸性能大幅降低。
3. 汽轮机冷端优化技术的实际应用
3 .1循环水冷却塔喷淋装置填料和喷嘴更换
该公司利用2012年4月份小修对#1汽轮机损坏严重的循环水冷却塔塔喷淋装置填料和喷嘴进行了更换，并对循环水塔池进行清淤，降低了循环水进水温度tw1。
3 .2凝汽器钢管清洗和镀膜
该公司利用2012年4月份小修对#1机组汽轮机凝汽器进行*弹子**清洗和镀膜，使凝汽器端差降低2.1℃。
3 .3 汽轮机双背压凝汽器抽真空系统优化改造
3.3.1 凝汽器抽真空系统由串联改为并联系统
国投宣城发电公司1×630MW机组凝汽器抽真空系统设计为串联系统，运行时高、低压凝汽器背压相互接近，相差0.6kPa左右，低于设计标准压差1.2kPa；低压凝汽器内的传热端差较大，丧失了双背压凝汽器的优点。为实现双背压凝汽器的优势，减少低压凝汽器抽真空系统管道气阻，对凝汽器串联式抽真空系统进行优化改造，使高、低压凝汽器近似独立系统：高压凝汽器和低压凝汽器分别引出2根空气管汇集到各自的母管，分别配A、C真空泵，通过2只电动真空闸阀与B真空泵连接实现备用（见图2）。
国内相关电厂已做过相关改造，并联抽真空系统改造的有：天津大唐国际盘山发电公司，调整高压凝汽器抽气管道手动门，低压凝汽器压力降低1.4kPa，平均背压降低0.7kPa[3]。大唐国际托克托电厂，1-4好机组为简化并联系统，1、2号机组高压凝汽器空气管上有节流孔。#1机组，400MW负荷下进行试验，手动门开度1/4时为最佳，平均背压降低0.4kPa[4]。山东潍坊电厂超临界660MW机组，简化并联系统[5]，有手动调整门，改造为复杂的并联系统，备用功能和逻辑更复杂，正常情况下2台真空泵运行，出故障时，可以任何1台真空泵运行。
经过上述安全经济技术比较后，该发电公司生产技术部门研究决定2012年4月份1号机组小修时对原先的凝汽器串联抽真空系统优化改造为复杂的凝汽器并联抽真空系统。这种运行方式既灵活又有利于安全经济运行。
优化改造后#1机真空抽真空系统主要是高、低压凝汽器分别由A、C真空泵单独抽真空；B真空泵分别为A或C泵互为备用运行；同时通过阀门调节也可实现改造前的运行方式，系统较灵活。
3 .3. 2 真空泵逻辑保护优化
（1）泵联锁逻辑：1）“A泵联B泵备用”投入，A泵停运，B泵联启；2）“C联B备用”投入，C泵停运，B泵联启；3）“A联B备用”或“C联B备用”投入，真空低89kpa，B泵联启。
（2）真空泵联络电动门逻辑：1）A、B泵运行联开B、C泵联络电动门；2）B、C泵运行联开A、B泵联络电动门；3）单台真空泵运行，联开A、B泵联络电动门和B、C泵联络电动门；4）A、B泵联络电动门和B、C泵联络电动门运行人员手动开关允许。
3.3. 3 真空泵运行方式优化
（1）正常情况下，A、C泵运行，“A联B备用” 和“C联B备用”投入，B泵备用。A、B泵联络电动门和BC泵联络电动门关闭；
（2）A泵故障，B、C泵运行，A、B泵联络电动门开启，B、C泵联络电动门关闭；（3）C泵故障，A、B泵运行，A、B泵联络电动门关闭，B、C泵联络电动门开启。
3.3.4凝汽器抽真空系统优化改造后凝汽器主要技术指标对比
3. 3.5 凝汽器抽真空系统优化改造后节能减排分析
#1汽轮机凝汽器抽真空系统优化改造后，高、低压凝汽器的压差由0.6 kPa提高到2.12 kPa, 实现了双背压凝汽器的优势；同时减小低压凝汽器传热端差3～5℃，提高#1机组凝汽器平均真空0.5～1.2kPa。
3 .4 汽轮机正常运行中真空系统的检漏及处理策略
3 .4.1利用氦质谱真空检漏仪对#1汽轮机负压系统进行查漏
查找出了相关漏点，主要漏点如下：
3 .4.2对#1汽轮机负压系统相关漏点封堵处理
对于以上#1汽轮机负压系统查漏结果大、中漏点：以大、小机低压缸防爆膜和中低缸汽侧连通管为重点[1]，该发电公司设备部技术人员对以上漏点用专业密封胶予以封堵，对于小漏点用黄油予以涂抹。
3 .4. 3 汽轮机负压系统检漏处理前后真空严密性试验对比分析
图3形象的表示了采用氦质谱检漏仪找出了汽轮机负压系统漏点，进行检漏处理前后汽轮机负压系统严密性的巨大差别。汽轮机负压系统检漏前做真空严密性试验结果为：△P=400Pa/min；汽轮机负压系统检漏后做真空严密性试验结果为△P=110Pa/min，达到了国家优秀标准（＜130Pa/min）[1]。
3 .5 真空泵冷却水源优化改造
在炎热的夏季，真空泵工作液温度可能达到35℃以上，真空泵的抽吸性能大幅降低，对真空严密性差的机组而言，将较大地影响机组的真空。真空泵运行冷却水源方式优化调整思路是：在炎热的夏季，真空泵工作水温较高时，采用低温水（地下水）对工作液进行冷却，降低工作水温度，提高真空泵的出力[6]。
该发电公司真空泵原冷却水源为开式水或闭式水，夏季其温度都高于35℃以上，其冷却能力极差，我们的改造方案是：真空泵冷却水源增加一路中间水塘泵从水塘底部取水，其水温常年低于10℃，这样大大降低真空泵冷却水温度，提高真空泵出力。
结合电厂的实际情况，经测量、测算后确定：在春夏秋3季开式循环水温较高时，采用厂内补给水塘（深7.5m，有效库容13.6万m3）水面下-5m处的水作为低温冷却水，利用其水温比开式循环水温低5～8℃条件，将#1机A、B、C真空泵冷却器开式循环水冷却系统切换到低温冷却水系统运行的方案。此方案能保证在春夏秋3季真空泵工作液过冷度在4.2℃以上，提高了真空泵抽吸能力，同时也能减小真空泵汽蚀，降低运行噪音作用。
本次真空泵冷却水源优化改造方案一并考虑为#2机真空泵加装低温冷却水系统留设余量和接口（图5），技改总费用约25万元。
#1汽轮机真空泵工作液冷却水源系统优化改造实施后，在夏季环境温度为33℃、负荷为630MW时，低温冷却水系统投运前、后主要经济技术指标对比如表3所示。
3.6 循泵运行方式优化应用
冬季11月、12月、1月、2月份，循环水温度较低，原采取单台循泵高速运行，经过真空治理后，可以单台循泵低速运行。循泵高速运行电流414.4A，循泵低速运行电流329.2A,计算结果如下：
节省电量：992.062×24×120＝2857138.56（kwh），每度电按0.40元计算，折合人民币约2857138.56×0.4＝114（万元 ）
循环水泵运行方式优化，春秋两季采取双循泵一高速一低速运行，夏季采取两台循泵高速运行，冬季采取单循泵低速运行。
4. 汽轮机冷端优化技术的应用成果
4 .1汽轮机冷端优化技术应用前后主要参数对比如下表[7]
4 . 2 汽轮机冷端优化技术应用后效益分析
5. 经济分析
经过汽轮机冷端优化技术应用后，2012年全年该发电公司#1机组真空提高1Kpa（由表5得知）。根据600MW超临界机组的真空上升值对发电煤耗的影响试验表明，真空范围内真空每升高1kPa，发电煤耗降低2.045g/kWh[8]。因此本次#1汽轮机组冷端优化技术应用后降低发电煤耗2.045g/kwh，按该发电公司#1机组2012年度全年总发电量38亿kWh计算（2012年标准煤900元/吨）：（3800000000×2.045）÷1000000＝7771（吨），7771×900＝699.39(万元)，2012年度节约标准煤约7771吨，折合人民币699.39万元。汽轮机冷端优化技术改造总投资99.39万元，纯收益：699.39-99.39=600万元。
6. 结语
笔者就汽轮机冷端优化技术在某630MW超临界汽轮机组的应用作了详细陈述，节能效果显著，2012年全年获得了600万元的经济收益。在火电机组节能优化改造如火如荼的今天，汽轮机冷端优化技术的应用显得尤其重要，对我们国家节能减排具有非常深远的意义。相信“汽轮机冷端优化技术在某630MW超临界汽轮机组的应用”经验对同类型大机组（汽轮机凝汽器抽真空系统为串联系统的机组）有借鉴作用。
参考文献：
[1] 汪杰斌，等. 600MW超临界机组真空系统的检漏及处理对策[J]，发电设备，2013，27（1）：27-30.
[2]韩中合，田松峰，马晓芳.火电厂汽机设备及运行[M]，北京：中国电力出版社 2002年2月第一版
[3] 邢希东，等. 600MW火电机组冷端系统节能优化改造效果[J]，能源技术经济，2010，22(12) 53-57
[4] 杨德荣，等. 600MW双背压机组真空低原因及改进[J]，华北电力技术，2006，36（2）：38-41.
[5] 朱宝森，等. 超临界机组双背压凝汽器抽空气管道改造[J]，华电技术，2010，32（6）：9-11.
[6] 西安热工研究院. 发电企业节能降耗技术[M] ，北京：中国电力出版社 2010年2月第一版
[7] 汪杰斌.600MW超临界汽轮机机组冷端的优化改造[J]，热力透平，2014，43（3）：216-218，230.
[8] 中国电力投资集团公司. 600MW火电机组节能对标指导手册[M] ，北京：中国电力出版社 2008年9月第一版
注：本文原发表在安徽电力2016年第2期。
作者简介：
汪杰斌（1974-），男，安徽南陵人，本科，工学学士，高级工程师，中国电机工程学会会员，安徽特种设备检测院培训中心专家库专家，研究方向：火电厂集控运行优化技术。
本文来自汽机监督