运行分析-机组背压高的原因及控制

直接空冷机组运行问题分析及措施探讨直接空冷机组在运行经济性和安全性方面与湿冷机组有明细区别，如：排汽压力高、空冷设备耗电率高等。

结合河北建投沙河电厂2*600MW直接空冷机组运行经验，探讨直接空冷机组运行中的有关问题及解决措施，为提高直接空冷机组运行效率提供参考。

标签：直接空冷；空冷岛；优化运行0 引言直接空冷技术在国内应用时间较短，缺乏运行经验。

如何降低设备电耗，提高机组真空；如何高温保证机组的满出力和冬季能有效防冻。

下面从不同角度探讨。

1 真空系统严密性差（1）问题分析。

直接空冷系统庞大，存在大量焊缝及其他易漏真空部位，随着运行时间的延长，因膨胀收缩剧烈及机械损伤，真空系统严密性呈持续下降趋势。

（2）应对措施。

定期进行真空严密性试验，发现异常，进行真空系统查漏。

室内真空系统查漏可采用氦质谱检漏和超声波等检测方法。

室外部分查漏相对难度较大，可在冬季运行中借助红外成像仪确定低温易积空气区域，对该区域进行重点查漏。

对于可隔离的空冷凝汽器，可在停机时采用压缩空气检漏与超声波检漏相结合的方法。

2 换热片脏污2.1 问题分析强制通风的翅片管束表面会产生灰尘、杨絮等污垢，传热系数降低，流动阻力增加。

尤其是杨絮期，短时间内大量杨絮堵塞空冷散热翅片，空冷凝汽器散热能力急剧下降，严重影响机组安全。

2.2 应对措施（1）优化冲洗设备。

优化前，沙河电厂曾由于冲洗设备出力限制，大量杨柳絮堵塞空冷散热翅片，造成机组非停。

优化后，每台机组空冷岛冲洗系统配置2台由6kV、250kW电机驱动流量85t/h的多级离心泵，并且喷头数量增加至60个。

2014年沙河电厂成为河北南网空冷机组唯一没有因高温出力受阻的电厂。

（2）合理安排冲洗工作。

根据4、5月份多风、多絮状物的气候条件，加大冲洗频率，及时将附着物冲洗掉，防止附着物板结或深入翅片缝隙。

及时将冲洗掉落在空冷岛及地面上的的絮状物清理，防止二次污染。

杨絮期过后，适当减少冲洗频率。

320MW湿冷机组高背压供热改造技术研究一、引言随着我国经济的快速发展，能源需求不断增加，热动力发电装备也得到了快速发展。

湿冷机组在热动力发电装备中占有重要地位，成为了我国电力行业的重要能源来源。

湿冷机组的高背压供热问题始终困扰着行业的发展，因此对湿冷机组进行高背压供热改造技术研究具有重要意义。

二、湿冷机组高背压供热问题分析湿冷机组是指在发电过程中，通过冷却塔进行冷却，形成蒸汽与冷却水混合的湿空气并排出的一类机组。

由于湿冷机组排放的是湿空气，因此在供热过程中容易出现高背压问题。

背压是指在进汽过程中，把额定压力以上的压力排出蒸汽，这样的情况会导致机组发电效率下降、节能降耗问题加重。

湿冷机组的高背压供热问题亟待解决。

三、湿冷机组高背压供热改造技术研究方案1. 优化蒸汽管网通过对湿冷机组蒸汽管网进行优化，改善蒸汽传输过程中的阻力，减小蒸汽泄漏和凝结现象，从而减少了供热过程中的背压问题。

优化蒸汽管网是解决湿冷机组高背压供热问题的重要措施之一。

2. 控制湿空气比例通过控制冷却水与蒸汽的混合比例，减少湿空气的排放，从而降低了供热过程中的背压问题。

控制湿空气比例是减少湿冷机组高背压供热问题的关键措施。

3. 提高冷却塔效率通过提高冷却塔的效率，减少湿空气的排出，进而减小供热过程中的背压问题。

提高冷却塔效率是解决湿冷机组高背压供热问题的重要途径之一。

四、湿冷机组高背压供热改造技术研究效果分析通过对湿冷机组高背压供热问题进行技术研究，实施了相应的改造方案，取得了较好的效果。

改造后，湿冷机组的发电效率得到了提升，节能降耗问题得到了改善，供热过程中的高背压问题得到了有效解决，为湿冷机组的运行和发展提供了技术支撑。

高背压供热机组高加或供热跳闸的危害解及决方案摘要：大型汽轮机高背压供热是解决城市集中供热、提高能源利用率、节能减排、防霾治污、改善城市人居环境的主要方式。

文章通过理论分析及试验验证，介绍了汽轮机高背压运行方式下高加或供热跳闸给机组带来的危害及解决方案。

关键词：汽轮机；高背压供热；解决方案高背压供热是目前纯凝机组供热改造的一项主要技术。

适应于大中型城市周边的电厂汽轮机的供热改造，一台300ＭＷ汽轮机进行高背压供热改造后，就可以承担1000万㎡以上的供热面积。

其经济效益和社会效益都非常可观，但是高背压汽轮机在运行过程中会出现一些新的问题，本文就以陕西渭河发电有限公司#6汽轮机为例，介绍高背压供热机组高加或供热跳闸所带来的危害及解决方案。

该汽轮机是由哈尔滨汽轮机厂制造，型号为C300/240-16.67/0.5/537/537，是亚临界、一次中间再热、两缸两排汽、单轴、抽凝、双低压转子互换式汽轮机，具有纯凝和高背压供热两种运行方式，非供热季低压缸安装纯凝转子单纯发电，低压缸排汽压力为4.9kPa.a，额定功率为300MW；供热季低压缸安装高背压转子，发电、供热同时进行，低压缸排汽压力为54kPa.a，额定功率为240MW，供热量为500MW；供热循环水流量9000--11000t/h，凝汽器循环水进水温度55℃，出水温度80℃，凝汽器加热后的循环水进入供热加热器进行二次加热至110℃提供给热用户。

高背压运行时低压缸排汽的热量靠供热循环水带走，而进入凝汽器的循环水量只有9000--11000t/h，冷却量有限，凝汽器真空正常运行时维持在真空46Kpa左右，高背压机组运行中主要控制的是进入低压缸蒸汽量在合适范围来保证真空正常，一旦排往凝汽器的蒸汽量变化就会引起凝汽器真空大幅变化。

机组正常运行时3台高压加热器合计抽汽量180t/h，供热抽汽280t/h，高加或供热跳闸就会有大量蒸汽进入凝汽器，凝汽器热负荷急剧增加引起凝汽器真空大幅降低，甚至导致机组低真空保护动作（低真空保护定值为35Kpa），所以对整个机组的自动控制系统就提出了更高的要求。

第36卷,总第211期2018年9月,第5期《节能技术》ENERGY CONSERVATION TECHNOLOGYVol.36,Sum.No.211Sep.2018,No.5　300MW供热机组高背压供热改造方案分析王　力1,陈永辉2,李　波3,陈晓利2,孔德奇1,高继录2,王云龙3(1.国家电投东北电力有限公司,辽宁　沈阳　110181;2.辽宁中电投电站燃烧工程技术研究中心有限公司,辽宁　沈阳　110179;3.国家电投抚顺热电分公司,辽宁　抚顺　113000)摘　要:高背压供热机组是近年为适应北方采暖供热而出现的改造型机组,大都是由纯凝或抽凝式机组经改造而成。

为进一步提高机组的供热能力和供热经济性,某300MW供热机组进行了高背压供热改造技术方案分析研究。

针对汽轮机特性以及其所在热电厂的供热背景,提出了3种汽轮机本体改造方案。

通过分析3种改造方案的技术特征与改造内容,得到了3种改造方案对汽轮机及机组供热经济性的影响,并据此确定了最优改造方案。

关键词:300MW供热机组;高背压;汽轮机;改造方案;供热经济性中图分类号:TK267 文献标识码:A 文章编号:1002-6339(2018)05-0440-04Analysis of Reconstruction Scheme for Heating Supply withHigh Back Pressure of a300MW Heating UnitWANG Li1,CHEN Yong-hui2,LI Bo3,CHEN Xiao-li2,KONG De-qi1,GAO JI-lu1,WANG Yun-long3 (1.SPIC Northeast Electric Power Co.,Ltd.,Shenyang110181,China;2.Liaoning CPI Power PlantCombustion Engineering Technology Research Center Co.,Ltd.,Shenyang110179,China;3.SPIC Fushun Thermoelectric Parent-Company,Fushun113000,China)Abstract:The heating unit with high back pressure is a modified unit that has appeared in recent years to adapt to heating in the North.Most of the reformed units have been transformed from pure coagulation or pumping units.To further improve the unit's heating capacity and heating economy,a300MW heating u⁃nit will employ the reconstruction scheme for heat supply with high back pressure.Based on the steam turbine performance and its thermal power plant’s heating background,three reconstruction schemes of stream turbine are proposed.Through the analyses of the technology features and reconstruction contents of these three reconstruction schemes,the effects of the reconstruction schemes on the operations of the steam turbine and heating economy of the thermal power plant,and accordingly the optimal reconstruction scheme is chosen.Key words:300MW heating unit;high back pressure;steam turbine;reconstruction scheme;heating e⁃conomy收稿日期　2018-03-25 修订稿日期　2018-06-08基金项目:国家电力投资集团公司科技项目(2018-009-KJ-DBGS)作者简介:王力(1967~),男,工学硕士,高级工程师,主要从事火力电节能及环保技术研究。

机组背压突升的原因及控制措施一、间接空冷系统简介主机间冷散热器采用亿吉埃公司产品，两台机组共用一个冷却塔，烟气脱硫（FGD）位于冷却塔内。

采用带表面式凝汽器和垂直布置空冷散热器的间接空冷系统，空冷系统通风设施为钢筋混凝土双曲线薄壳式风筒冷却塔，散热器在其外围垂直布置。

循环水系统按照单元制布置，每台机设置3 台50%出力的循环水泵，为闭式循环供水，两台机组共用 1 座循环水泵房，布置在空冷塔附近。

冷却过程由冷却三角实现，每个机组有 5 个并联的扇区，自然通风冷却塔吸引冷却空气流经扇区，自然通风冷却塔的空气流通过安装在冷却元件前的百叶窗控制。

间接空冷系统的工艺流程是：循环水进入表面式凝汽器的水侧通过表面换热，冷却凝汽器汽侧的汽轮机排汽。

受热后的循环水经循环水泵升压后进入空冷塔，通过空冷散热器与空气进行表面换热，循环水被空气冷却后再返回凝汽器，构成了密闭循环。

每台机组配2 台100%容量水环真空泵，机组正常运行时，1 台真空泵运行，1 台真空泵备用，当机组启动时或背压异常升高时，可同时启动2 台真空泵。

二、机组背压突升的可能原因分析机组背压突升现象a) 凝汽器背压升高，甚至发“凝汽器背压高”报警。

b) 低压缸排汽温度升高，凝结水温度升高。

c) 机组负荷下降。

d) 若机组协调方式，维持负荷不变，主汽流量增大，调节级压力升高，锅炉负荷增大。

e) 汽轮机轴向位移增大。

f) 凝汽器端差增大。

机组背压突升原因分析：a) 凝汽器循环水中断或水量不足。

b) 凝汽器循环水入口温度升高。

c) 空冷塔百叶窗误关。

d) 空冷散热器脏污。

e) 真空系统泄漏。

f) 凝汽器水位调节失灵，凝汽器水位异常升高或满水。

g) 轴封供汽不足或中断。

h) 真空泵故障或跳闸，备用泵未联启。

i) 真空系统阀门操作不当或误操作。

j) 汽轮机防进水保护误动或凝汽器热负荷过大。

k) 凝汽器真空破坏阀误开或密封水失去。

l) 低压缸安全膜破损。

m) 旁路误动。

背压式汽轮机运行中排汽温度升高的原因分析及建议李艳杰（国华三河发电有限责任公司，河北三河，065000）摘要：针对电力、钢铁、石化等电力企业、自备电站背压式汽轮机存在排汽温度高的问题，为了提高汽轮机运行安全性，本文开展排汽温度高分析研究和对比讨论，结果表明，设计、运行、技术改造等方法系统性考虑，可以有效解决背压式汽轮机排汽温度高的问题，提升了背压式汽轮机安全性。

关键词：背压式汽轮机排汽温度分析中图分类号：TK26文献标识码：B 文章编号：2096-7691（2020）05-048-03作者简介：李艳杰（1975-），男，工程师，2003年毕业于华北电力大学，现任职于国华三河发电有限责任公司，主要从事汽轮机技术管理工作。

Tel：199****8568，E-mail：**********************.cn1引言背压式汽轮机是工业供热的主力机组，电力企业、钢铁、石化等电力企业和自备电站应用较多。

但是，实际运行中，出现热负荷与排汽流量不匹配的问题，尤其是排汽流量过小，出现排汽温度偏高的现象，影响汽轮机安全运行。

因此，开展典型机组分析，针对限制机组负荷率、设计负荷与实际负荷匹配性、降低进汽温度以控制排汽温度、更换背压式汽轮机末几级转子材料等技术措施，保证机组安全性的情况下，提升机组的经济性。

2背压式汽轮机运行中排汽温度偏高现象分析三河发电公司一期背压式汽轮机有关设计参数和运行参数，见表1~2。

表1背压式汽轮机有关设计参数序号1234567项目最大功率进汽压力进汽温度额定进汽量额定排汽压力排汽温度最大排汽流量单位MW MPa·a ℃t/h MPa·a ℃t/h正常值200.70723102900.19175.1289.1限制值变化范围±5最高213表2背压式汽轮机运行工况参数序号23456参数进汽排汽压力（MPa ）温度（℃）流量（t/h)压力（MPa)温度（℃)20MW 工况0.683112900.1917617MW 工况0.723172220.1517514MW 工况0.733191920.141838.0MW 工况0.653181250.13210从表2中可以看出，某电站背压式汽轮机运行参数：进汽压力0.65MPa ，进汽温度318℃，排汽压力0.13MPa ，排汽温度210℃，已接近限制温度213℃。

夏季机组高背压运行规定批准：审核：初审：编写：李波通辽第二发电有限责任公司2009年04月夏季机组高背压运行规定直接空冷机组在夏季高温大负荷时段，必须留出一定的背压裕量，以防止由于外界扰动造成背压迅速恶化而造成背压保护动作跳机。

为保证机组安全运行，特制订本措施：1.机组在运行期间，必须严格按照背压保护曲线（见附图及附表）的要求进行负荷控制。

当机组背压升高后，应严密监视汽轮机两个低压缸背压值，根据两个低压缸背压的高值作为限制机组负荷的依据。

（应经常检查两个低压排汽缸的温度和背压的对应关系，由于背压测点偏差大时，应汇报值长并联系检修处理）2.机组负荷降下并稳定后应及时对照“背压保护曲线”检查当时机组的工况点应位于安全运行区内。

3.任何情况下，机组运行背压控制值不得超过40KPa。

4.运行机组背压达25Kpa时，应保持三台真空泵运行。

5.机组运行背压大幅度升高后，应使用不低于30～50MW/min(暂定)的降负荷速率，迅速降低机组负荷，直至将机组背压控制在40 KPa 以内。

6.直接空冷机组在运行中，应经常检查并保持空冷岛各排冷却单元隔断门在关闭位置。

7.各值在巡回检查时，应加强对空冷岛各风机电机温度、减速机油位的检查监视。

发现减速机油位低时应及时联系检修补油。

8.机组在大负荷、高背压运行期间，应控制汽轮机进汽参数在额定值。

主蒸汽流量不得超过2080t/h，各监视段压力不超过规定值，轴向位移不得接近报警值（±0.9mm）、排汽缸温度不得超过80℃。

如上述参数接近规定值，必须尽快降低机组负荷，直至合格。

9.机组在高背压运行期间，应注意监视汽轮发电机组轴系振动情况，发现任一轴承盖振动或轴振有较大幅度的变化时，应及时进行分析，必要时降低机组出力。

10.高负荷、高背压运行期间，应对推力轴承乌金温度及回油温度进行密切监视。

任何情况均不得超过运行规程规定的数值。

11.机组在高背压运行期间，应密切监视凝结水温度和流量的变化。

空冷机组运行背压偏高原因分析摘要：空冷系统的运行管理贯彻“以安全为基础，以经济为主线”的原则。

通过加强直接空冷系统的运行管理和日常维护，使真空系统始终处于良好的工作状态，保持较高的换热效率，为空冷机组的安全，经济运行提供保障。

关键词；严密性；背压；真空泵1号机大修前两台机背压偏差近2Kpa，1号机背压偏高。

1号机大修启动后两台机在相同负荷下背压偏差最高时1号机比2号机高7Kpa，经过分析影响机组背压的各种原因，针对各种问题进行排查分析治理，现两台机组运行背压基本无偏差，现将可能影响机组运行背压的各种原因进行整理分析，针对各种可能原因所做的工作进行总结，以便在以后出现类似情况时便于快速查出问题、解决问题。

可能影响机组运行背压的各种因素分析及所采取的措施：1、真空严密性对机组背压的影响1号机组今年大修停机后保持机组抽真空状态，停机后汽机房内噪音较小，如有明显漏真空点容易发现，发电部、设备部组织人员对空冷岛及真空系统进行了细致查漏工作，空冷岛未发现漏真空点，空冷进汽管由于位置较高未进行检查，检查发现1号机多级水封排空管有裂缝，有漏真空现象，在停机期间对真空系统怀疑可能存在内漏的阀门进行了盘点，对这些阀门逐一进行解体检查，发现多级水封有5个疏水阀门存在内漏现象。

2、排汽装置热负荷的影响2号机在2014年机组大修期间对2号机所有内漏阀门进行了更换，现2号机汽水系统内漏阀门只有4个，而1号机在大修前内漏阀门近20个，这就造成了两台机组相同负荷下1号机排汽装置热负荷要大于2号机，这应该是导致机组大修前1号机背压比2号机偏高的主要原因，本次1号机组大修对1号机汽水系统内漏阀门更换了29台，1号机启动后阀门内漏现象基本消除，致使1号机排汽装置热负荷降低，机组运行背压下降。

3、两台机背压测点测量偏差影响一般情况下汽机低压缸排汽温度应该接近排汽压力下的饱和温度，但根据现场运行数据发现，从今年6月中旬开始，在两台机背压20Kpa以上，1、2号机相同背压下，2号机排汽温度偏高，高于排汽压力下的饱和温度，机组运行背压测点为三取中，经检查发现机组运行背压在20Kpa以上时，2号机三个真空测点偏差增大，背压所选测点与背压实际值有偏差，导致2号机背压显示比实际值偏低，经查找原因，应为真空测点表管离抽真空旁路管道较近，抽真空旁路门有内漏现象，受其影响致负荷高时三个测点偏差大，偏离实际值,这也是两台机背压偏差大的另一个主要原因。