600 MW亞臨界汽輪機提溫增效改造效果評價

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(華北電力科學研究院(西安)有限公司,陜西 西安 710065)

0 引言

隨著《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014-2020年)》的實施，全面落實“節(jié)約、清潔、安全”的能源戰(zhàn)略方針，已經(jīng)成為煤電企業(yè)需要迫切解決的問題。我國現(xiàn)役600 MW亞臨界濕冷機組平均供電煤耗為315 g/(kW·h)[1]，嚴重低于世界先進水平。提高現(xiàn)役機組熱力循環(huán)效率，降低機組能耗水平，改造現(xiàn)役電站鍋爐、汽輪機已迫在眉睫。

汽輪機通流部分作為將蒸汽的熱能轉(zhuǎn)換為機械能的關(guān)鍵設(shè)備，是影響汽輪機組效率的重要因素。許多學者對汽輪機通流部分改造進行大量深入的研究。林興俠[2]認為汽封磨損是導致汽輪機運行效率下降的一個主要原因，汽封漏氣損失增大值是汽輪機總損失的30%；段永成[3]指出國產(chǎn)引進型300 MW機組，高壓缸效率低和軸封漏汽量大是影響機組經(jīng)濟性的主要原因，并對機組通流部分軸封改造前后經(jīng)濟性進行了分析和計算；胡思科等[4]指出再熱器選用12Cr1MoV鋼的機組，再熱溫度從537 ℃提高至567 ℃是安全可行的，再熱蒸汽溫度提升后全廠熱效率提高0.66%,煤耗率降低4.6 g/(kW·h)；孫科等[5]利用熱力計算軟件，分析了通過增加再熱受熱面面積，再熱汽溫每提高10 ℃機組循環(huán)效率提高約0.85%。馬魁元[6]通過采用先進的通流和汽道優(yōu)化技術(shù)對高壓缸模塊進行改造，改造后機組熱耗降低159.6 kJ/(kW·h)，供電煤耗下降6.3 g/(kW·h)。以上針對汽輪機通流部分的局部改造，雖性價比高，但節(jié)能效果有限。本文是采用提高主再熱蒸汽溫度、更換高中壓缸及主再熱蒸汽管道、調(diào)整軸封間隙等措施，對機組進行提溫增效改造，節(jié)能效果突出，工期較短，可操作性強。

1 提高主、再熱蒸汽溫度的熱力學評價

(1)

TC——汽輪機排汽平均放熱溫度/℃;

s0、s1、s2——凝汽器飽和水熵、原再熱蒸汽和提高溫度后的再熱蒸汽排汽熵/kJ·(kg·℃)-1;

圖1 提高主再熱蒸汽溫度前后的T-S圖

1.1 汽輪機性能考核試驗主要經(jīng)濟指標

機組熱耗是反映汽輪機運行狀況的重要經(jīng)濟指標，是表征每產(chǎn)生1 kW·h電能所需要的熱量，其定義為輸出功率與外界輸入該循環(huán)系統(tǒng)的熱量之比[7]

(2)

式中Qrh——機組熱耗值/kJ·(kW·h)-1;

Hms——主蒸汽焓值/kJ·kg-1;

Hfw——主給水焓值/kJ·kg-1;

Hcrh——冷再熱流量/kg·h-1;

Hhrh——熱再熱焓值/kJ·kg-1;

Hcrh——冷再熱焓值/kJ·kg-1;

frhsp——再熱減溫水流量/kg·h-1;

Hrhsp——再熱減溫水焓/kJ·kg-1;

P——發(fā)電機輸出凈功率/kW。

發(fā)電標準煤耗指發(fā)電企業(yè)每發(fā)1 kW·h電能所消耗的標準煤量，是考核發(fā)電企業(yè)能源利用效率的主要指標。

機組發(fā)電煤耗

(3)

式中bf——機組發(fā)電煤耗/g·(kW·h)-1;

ηg——鍋爐熱效率/[%];

ηp——系統(tǒng)管道效率/[%]。

供電煤耗是火力發(fā)電廠每向外提供1 kW·h電能平均耗用的標準煤量。它是按電廠最終供電量計算的消耗指示。

機組供電煤耗

(4)

式中bg——機組供電煤耗/g·(kW·h)-1;

e——機組的廠用電率/[%]。

2 工程實例

2.1 機組概況

某廠#4機組汽輪機為東方汽輪機廠生產(chǎn)的N600-16.7/538/538型亞臨界、一次中間再熱、三缸四排汽凝汽式汽輪機。汽輪機通流部分38級，其中高壓缸1個調(diào)節(jié)級和8個壓力級，中壓缸5個壓力級，低壓缸共4x6個壓力級。機組設(shè)計熱耗為7 773 kJ/(kW·h)，高壓缸效率88.41%，中壓缸效率為94.04%。機組2004年投產(chǎn)，在運行長達12年后，出現(xiàn)通流部分表面積垢，葉片侵蝕，中壓隔板變形，汽封漏氣量增大，一段、二段抽汽溫度較設(shè)計值高15 ℃左右，五段、六段抽汽溫度較設(shè)計值高30 ℃左右等問題。機組熱耗率8 394 kJ/(kW·h)，高壓缸效率82.09%，中壓缸效率90.2%，汽輪機汽缸效率明顯低于設(shè)計值。

2.2 提溫增效改造方案

針對#4汽輪機汽缸效率偏低、熱耗較高、安全可靠性較差的實際情況，提出采用增加鍋爐過熱器及再熱器受熱面，提升鍋爐側(cè)主、再熱蒸汽出口溫度至571 ℃/569 ℃，更換汽輪機高中壓通流部分，更換高中壓過橋汽封及隔板汽封等措施，對機組進展改造，改造后機組的額定主蒸汽參數(shù)為16.67 MPa/566 ℃,額定再熱蒸汽參數(shù)為3.53/566 ℃,額定背壓為5.33 kPa,額定主蒸汽流量為1725.7 t/h;額定功率為620 MW。

3 提溫增效改造內(nèi)容

#4汽輪機組主要對主再熱蒸汽管路、高中低壓缸、高中壓進汽閥、高中低壓噴嘴及葉片和汽封系統(tǒng)等相關(guān)部件進行改造，主要改造部件如表1所示。

表4 #4汽輪機組改造項目列表

3.1 主再熱蒸汽管路及進汽閥門的改造

本次改造主要是將汽輪機機前主再熱蒸汽溫度由538 ℃升至566 ℃。為滿足主再熱蒸汽提升參數(shù)后蒸汽流速和管材強度的要求，將主再熱蒸汽管道材質(zhì)更換為P91，主再熱汽閥閥殼材質(zhì)更換為12Cr鋼鑄件，閥桿材質(zhì)更換為Cr-Mo-Al氮化鋼，高溫螺栓材質(zhì)更換為Cr-Mo-W-V合金鋼，并增加管道通流面積，優(yōu)化高中壓調(diào)節(jié)閥流道尺寸，降低調(diào)節(jié)閥喉部流速，減小調(diào)節(jié)閥內(nèi)部壓損。

3.2 高中低壓缸的改造

高壓通流部分由原來1個調(diào)節(jié)級和8個壓力級增加為1個調(diào)節(jié)級和11個壓力級。高壓內(nèi)缸進汽腔室在高壓內(nèi)缸上整體鑄出，進汽噴嘴組采用滑入汽缸方式，取消原有噴嘴室，使得結(jié)構(gòu)更為緊湊，為高壓通流部分增加級數(shù)提供了空間，也減少了漏氣環(huán)節(jié)[9]。高壓內(nèi)缸定位肩胛處增加盤根和汽封圈密封，以減小漏汽損失。高壓內(nèi)缸外壁第7級后處設(shè)置隔熱環(huán)，將內(nèi)外缸夾層空間分為2個區(qū)域，提高外缸溫度，降低內(nèi)外缸熱應力和溫度梯度，減少外缸與轉(zhuǎn)子的膨脹差。中壓通流部分由原來的5級增加為6級，在中壓進汽處增加隔熱罩及降溫系統(tǒng)，以減小高中壓外缸溫度，當中壓外缸溫度大于530 ℃時，將高排蒸汽引入中壓缸夾層，以保障高中壓外溫度處于535～540 ℃之間[10]。低壓內(nèi)缸取消了原獨立裝配的低壓進汽室，減少了現(xiàn)場安裝的時間，同時避免了漏氣，并采用斜置持環(huán)結(jié)構(gòu)，利用斜置持環(huán)對中分面的壓力，減少了持環(huán)根部的二次流動及相應損失[11]，起到了自密封作用。

3.3 汽封系統(tǒng)的改造

本次改造對汽輪機汽封系統(tǒng)采用了節(jié)流效果明顯、蒸汽泄漏量小、穩(wěn)定性高、防止汽流激振[12]的寬齒DAS汽封。汽輪機高壓缸前3級隔板汽封、高中壓缸過橋汽封采用具有防旋齒的防旋汽封，低壓隔板汽封采用DAS齒式汽封，其余隔板汽封、軸封采用DAS汽封。

4 改造效果評價

為驗證#4機組提溫增效改造的效果，依據(jù)ASME PTC6-2004《汽輪機性能試驗規(guī)程》，對汽輪機進行了性能考核試驗，試驗在三閥點THA工況下進行，改造前后主要考核結(jié)果見表2。由表2試驗數(shù)據(jù)可以看出，在三閥點THA工況下，汽輪機高壓缸效率為88.3%，中壓缸效率92.59%，熱耗值為7 751.47 kJ/(kW·h)，機組熱耗下降599.65 kJ/(kW·h),供電煤耗下降25 g/(kW·h)。

4.1 節(jié)煤量分析

按機組年供電24億kWh考慮，機組改造前后每年每天機組可節(jié)約標煤60 000 t，煤價按550元/t，每年節(jié)煤收益為3300萬元。#4機組提溫增效改造后節(jié)煤量如表3所示。

4.2 減排量分析

按燃燒1 t標煤,排放CO22.6 t, SO224 kg、NOx7.0 kg考慮，在煙塵排放計算中灰分按34%平均水平考慮、除塵設(shè)備去除率按99.8%平均水平考慮。#4機組提溫增效改造前后CO2、SO2、NOx、煙塵排放量如表4所示。由表4可知，#4機組技術(shù)改造后完成后，每年可節(jié)約標準煤6×104t、CO2減排15.647×104t，按湖北碳排放權(quán)交易中心CO2排放指標每t約20元的報價，每年可獲CO2減排收益312.94萬元。

表2 #4機組提溫增效改造前后試驗數(shù)據(jù)

表3 #4機組提溫增效節(jié)煤量計算表

表4 污染物減排量計算表

4.3 增發(fā)電量收益分析

機組提溫增效改造后，機組銘牌出力由600 MW提升至620 MW，按年均4 000 h利用率計算，每年可多發(fā)電量8 000×104kW·h，按每度電0.07元凈利潤計算，每年多發(fā)電量收益約為560萬元。

4.4 投資回收周期

#4機組提溫增效改造主要對主再熱蒸汽管路、高中低壓汽缸、高中壓進汽閥門、汽封系統(tǒng)等部件，投資總費用約1.8億元；改造后，每年直接收益3 300萬元(節(jié)煤收益)+312.94萬元(減排收益)+560萬元(多發(fā)電收益)=4 172.64萬元，改造投資費用回報周期約為4.31年。

5 結(jié)論

通過提高#4機組主再熱蒸汽溫度，更換主再熱蒸汽管路、高中低壓汽缸、高中壓進汽閥門、汽封系統(tǒng)等部件，機組額定出力由600 MW提升至620 MW，熱耗下降599.65 kJ/(kW·h)，供電煤耗下降 25.00 g/(kW·h)，節(jié)能減排效果明顯。綜合改造項目投資回報周期約為4.31年。為同類型機組通流部分節(jié)能改造提供了有益的借鑒。

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