王树伟，黄树山，梁学斌
（天津国华盘山发电有限责任公司，天津蓟县，301900）Russian-made 500MW unit plant steam system optimization Wang shu-wei，Huang shu-shan，Liang xue-bin
（Tianjin Guohua Panshan Power Generation CO.Ltd.，Jixian，301900）
Abstract: Works by Russian-made 500MW steam system unit special studies to confirm original steam system security, economy, and there exist many problems. Fully absorb and digest the same type of unit works at home and abroad with the steam system design concepts and technologies based on the proposed Russian-made 500MW plant steam system optimization program, and after the implementation of the program from the security, economic and other aspects are analyzed , argument.
退火窑Key word: P lant Steam；System；Optimization；Economy 摘要：通过对俄制500MW机组厂用汽系统进行专项研究，确认原厂用汽系统安全性、经济性方面存在诸多问题。在充分吸收和消化国内外同类型机组厂用汽系统的设计理念和技术的基础上，提出了俄制500MW厂用汽系统优化方案，并对该方案实施后从安全、经济等方面进行了分析、论证。
关键词：厂用汽；系统；优化；经济性
1.概述
天津国华盘山发电有限责任公司（以下简称盘山电厂）在装两台俄罗斯超临界500MW机组，#1机于1995年12月25日投产，#2机于1996年4月16日投产。汽轮机为俄罗斯列宁格勒金属工厂产K500-240-4型超临界一次中间再热单轴四缸四排汽凝汽式汽轮机，额定功率500MW，最大功率525MW。
盘电机组厂用辅助汽源系统设计非常复杂，有5个级别的辅助蒸汽，且多为双母管制，各段辅助蒸汽间通过管道、减温减压装置连接起来，这就形成了繁杂的厂用蒸汽系统。快干毛巾
2.厂用汽系统运行状况及存在问题
盘电公司厂用汽系统按照用途可分为机组自用蒸汽系统、机组1.57MPa/375℃蒸汽母管和公用厂用汽系统。
2.1厂用汽系统运行方式简介
分量信号2.1.1 机组自用蒸汽系统运行方式：
机组正常运行中，机组自用蒸汽系统与厂用汽公用系统隔离，保证汽泵组、除氧器由本机的四段抽汽稳定供汽，避免厂用汽压力波动对本台机组锅炉给水系统造成影响；同时机组厂用快排装置处于热备用状态，在事故情况由厂用快排装置向自用蒸汽系统供汽。从系统的安全性、稳定性考虑此种运行方式最为合理。
2.1.2 1.57MPa/390℃母管运行方式
1.57MPa/390℃#1母管运行，
1.57MPa/390℃#2母管备用状态。
2.1.2.1 启动炉或大唐盘电辅汽系统至1.57MPa/390℃母管供汽处于冷备用状态，只有当双机全部停运需要厂用汽时才投启动炉或大唐盘电辅汽系统汽源。
2.1.2.2 双机运行时#1母管同时由#1、2机组再热器热段减温减压站经1.57MPa/375℃蒸汽联箱向1.57MPa/390℃母管反供汽；单机运行时临机启动用汽由运行机组通过1.57MPa/390℃公用母管供汽，满足临机启动的要求。
2.1.2.3 1.57MPa/390℃#1母管运行中，通过两套减温装置分别给 1.57MPa/250℃和0.59MPa/200℃公用母管供汽。
2.1.2.4 一期至二期辅助蒸汽联络管道，在国华盘电（一期）与大唐盘电（二期）均为两台机组运行时，一期至二期辅助蒸汽联络管道处于停运冷备用方式；当一、二期任何一方单机运行时，辅助蒸汽备用方式为热备用。
2.1.3 1.57MPa/250℃公用母管运行方式
1.57MPa/250℃公用母管正常运行中由1.57MPa/390℃母管经减温装置减温后供汽；机组运行中#1、2机组再热冷段减温减压站投运，向1.57MPa/390℃母管供汽。
2.1.4 0.59MPa/200℃母管运行方式
0.59MPa/200℃母管蒸汽取自
1.57MPa/390℃母管，有两套减温减压站，#1管投入运行，#2管备用，机组正常运行中投入#1管路减温减压站向0.59MPa/200℃母管供汽。机组正常运行时连续向小机低压轴封供汽；同时0.59MPa/200℃母管是热网尖峰加热器的备用汽源，冬季机组停运时，由0.59MPa/200℃母管向热网尖峰加热器供汽加水，满足采暖的要求。
另外0.59MPa/200℃母管还对厂区公用系统进行供汽，满足厂区其它的生产生活用汽。2.2 盘电机组厂用汽系统现存主要问题
盘电公司的厂用汽系统运行方式双机相互热备用，从安全性上分析运行方式是合理的，但是当中也存在着许多问题。
2.2.1盘电公司厂用汽系统公用系统庞大，而用户较少。并且随着外围设备的不断改造，从厂用汽系统取汽的用户越来越少，目前庞大的厂用蒸汽系统已经显得有些多余，而且还会造成管道的积水，锈蚀，增加了设备不安全隐患和维护力度。
2.2.2另外由于厂用汽系统原始设计多为双母管制，而目前只是使用#1管路，#2管路一直处于冷备用状态，厂用汽系统3级公用母管和自用蒸汽备用汽源管路都不同程度的存在积水、积冷汽的问题。
厂用汽系统运行中积水、积冷汽的危害：
2.2.2.1 当机组故障情况下需要临机供汽时，积存在公用系统的低温蒸汽或疏水会进入自用蒸汽系统，导致汽轮机轴封供汽温度和小机供汽温度降低，严重时会导致轴封进冷汽冷水、小机低汽温等事故。
2.2.2.2当厂用汽压力波动时会导致管道受到交变热应力的作用影响管道的使用寿命，同时会造成厂用汽系统阀门泄漏。
2.2.2.3需要启动炉供汽时会导致暖管时间延长，影响启动炉向厂用汽供汽的及时性，严重时会导致积水进入机组厂用汽系统，威胁机组安全。
2.2.2.4机组低负荷或异常降负荷投用自用蒸汽的备用汽源时，管道积冷汽会造成小机低汽温或除氧器进汽管道进水。减温减压装置撬装重心
2.2.3 辅助蒸汽系统热用户疏水浪费严重，辅助蒸汽系统因热用户少用汽量小，为防止管道积水经常采用疏水暖管，目前定期对厂用汽管道进行疏水工作已经成为了我厂的定期工作，这无疑造成了高能工质能量浪费。
2.2.4 该机组的390℃厂用汽引自再热汽热段蒸汽，减温减压后供给炉雾化蒸汽、大小汽轮机轴封等。由于该蒸汽从再热器热段蒸汽管道引出后，或经炉雾化蒸汽流失，或经大小汽轮机轴封直接进入凝汽器，未经过回热系统作功，影响了机组的回热效率。如有再热器热段蒸汽量的1％供给390℃厂用汽母管，则热耗将增加4kCal/kW•h。
2.2.5在机组正常运行状态，投入辅助蒸汽系统比不投运辅助蒸汽系统机组热耗率高出254kJ/kW•h，折合发电煤耗率约10g/kW•h（华北电科院试验报告）；在运行参数与电功率基本相当的情况下，主蒸汽流量大48t/h。反映出机组运行条件变化对经济性影响很大。
2.2.6原设计厂用辅汽分为5个参数等级，且系统采用冗余设计，结构复杂，系统庞大，给机组安全运行和系统维护带来很大不便。，特别是低压200℃母管不能独立，必须在双机全停时才能进行检修维护。
3.厂用汽系统优化
根据现场实际情况，对辅助蒸汽系统进行优化改造，取消原1.57MPa/375℃、1.57MPa/250℃蒸汽母管。
根据用户需求将原有系统改造为两个辅汽联箱（高辅汽联箱，运行参数：压力0.8～1.0MPa/ 温度390℃；低辅汽联箱，运行参数：压力0.59MPa / 温度200℃）的厂用汽系统。
低压辅汽联箱正常运行采用冷段再热汽供给，临机低辅汽系统作为备用汽源。原小汽机后轴封用汽，磨煤机消防蒸汽，启动炉热网补水除氧器，燃料翻车机热风幕供暖，除灰汽暖等热用户不变。抗裂网片
高压辅汽联箱正常运行采用四段抽汽供给，临机高辅汽系统作为备用汽源，原设计主汽汽源经减温减压后作为机组紧急事故状态下备用汽源，启动炉汽源作为全厂机组全停后启动汽源。
同时对热段减温减压站进行改造，流量从80t/h提高至120t/h，在机组启动中可完全实现汽泵启动。
厂用汽优化方案充分利用原有设备、管道，系统改造后，可大大简化系统结构，更有利于运行调整、系统维护和安全运行。重新根据现场实际布置疏水，各热备用管道疏水加装自动疏水器。
4.厂用汽系统优化经济性分析
4.1采用再热汽冷段供低参数用户，减少再热器热段蒸汽耗量。
每吨再热器热段蒸汽对热耗影响8.22kJ/ kW·h、折合煤耗0.338g/kW·h，每吨再热汽冷段蒸汽对热耗影响7.24kJ/kW•h、折合煤耗0.289g/kW•h，若减少再热蒸汽10t/h，降低煤耗0.5 g/kW•h。
4.2原厂用汽系统为保持热备用，疏水阀常开，高品质蒸汽通过疏水管路直接漏入凝汽器，在浪费高品质工质的同时增大了凝汽器热负荷，进一步影响了机组热经济性。在系统改造的基础上，重新布置系统疏水、采用自动疏水器，减少疏水泄漏量。
每吨厂用蒸汽泄漏影响热耗5.053kJ/kW•h （1.207 kcal/kW•h），影响煤耗0.202 g/kW•h。根据现场厂用汽系统实际情况，蒸汽泄漏量为2.5t/h。厂用汽系统优化后可降低煤耗0.51g/kW•h。
4.3汽泵启动
热段减温减压站改造后，流量从80t/h提高至120t/h，在机组启动中完全实现汽泵启动。
以汽泵初参数：1.0MPa温度350℃，启动汽量30t/h左右，电泵额定功率：8000KW为计算基础。
汽泵启动耗汽量折算发电功率为6252KW。改造后，采用汽泵启动每次机组启动可节电17480KW。
综上厂用汽系统优化可减少机组运行煤耗1.01g/kW.h。
厂用汽系统优化后，能级利用更加合理，工质浪费减少，若以单台机组降低煤耗1.01g/kW.h, 按机组利用小时数5000小时计算，可节约标煤2500t/台·年，以每吨标煤500元计算，可获得经济效益125万元/台·年。以两台机改造总费用485万元计算，约1.94年即可收回全部投资，具有明显的经济效益。
5.结束语
厂用汽系统改造项目分别在2009年#1机组D级检修和#2机组A级检修中全部实施完成并已通过系统性能测试和试验。
厂用汽系统改造实施主要有两方面的效果：
一是机组厂用汽系统运行安全可靠性大大提高，将原有五个压力等级联箱系统改造为两个辅汽联箱（高辅汽联箱，运行参数：压力0.8～1.0MPa/ 温度390℃；低辅汽联箱，运行参数：压力0.59MPa / 温度200℃）的厂用辅汽系统。厂用汽系统大大优化，而且两台机组相对独立，解决了改造前有任意台机组运行都不能停运公用厂用汽系统的问题，厂用汽系统安全性有了很大的提高；系统优化后运行人员的操作相对简化，运行人员的操作风险显著降低。
二是厂用汽系统改造后热段减温减压站用户改由冷段减压站供给，降低煤耗0.5 g/kW•h。
原厂用汽系统为保持热备用，疏水阀常开，高品质蒸汽通过疏水管路直接漏入凝汽器，在浪费高品质
工质的同时增大了凝汽器热负荷，进一步影响了机组热经济性。在系统改造的基础上，重新布置系统疏水、采用自动疏水器，减少疏水泄漏量。改造后可降低煤耗0.51g/kW•h。
改进后发供电能源消耗可降低1.0g/kW·h(年增效益125万元)，从而减少大气污染物排放。从而保证盘电公司在“十一五”规划背景下，以科学发展观的指导思想认真落实节能政策，大力建设资源节约型和环境友好型企业，以顺利实现天津市发改委要求盘电公司“十一五”期间节能12.5万吨标准煤的目标。
参考文献：
[1]天津神华国华盘山发电有限责任公司《俄制500MW机组集控运行规程》，2006年11月；
[2]李清、公维平著；《火力发电厂节能和指标管理技术》；2006；北京中国电力出版社
收稿日期：
导电膜
作者简介：
[1]王树伟（1970- ），男，天津市蓟县，大学毕业，工程师，主要从事发电厂汽轮机运行管理。
[2]黄树山（1965- ），男，天津市蓟县，大学毕业，高级工程师，主要从事发电厂汽轮机检修技术管理工作。
[3]梁学斌（1971- ），男，天津市蓟县，大学毕业，工程师，主要从事发电厂汽轮机技术管理工作。
附：厂用汽系统改造前后系统变化图
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