探究汽輪機通流部分改造對機組效率的影響

王雷

摘要： 詳細介紹了華能營口電廠 1 號、2 號俄供 320 MW 火電機組汽輪機通流部分改造前在經(jīng)濟性、安全性方面存在的問 題，簡述了汽輪機通流部分改造的具體內(nèi)容，通過對比改造前、后機組主要技術(shù)參數(shù)及數(shù)據(jù)，可見改造后汽輪機工作效率 大大提高，達到了節(jié)能、減排、降耗和提高機組效率的目的，為同類型機組的改造提供了借鑒。

關(guān)鍵詞： 汽輪機; 通流部分改造; 葉片; 效率; 汽缸

一、引言

為了 貫 徹 落 實 國 務(wù) 院《大氣污染防治行動計 劃》， 環(huán)境保護部通過制定、 修訂重點行業(yè)排放標 準倒逼產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型升級， 減少污染物排放， 改善環(huán) 境質(zhì)量。 火電廠作為一次能源消耗大戶， 降低火 電廠供電煤耗對實現(xiàn) “十一五” 節(jié)能減排目標非 常重要， 但受當時汽輪機機組設(shè)計水平及制造工 藝的限制， 以及機組服役時間較長、 設(shè)備老化嚴 重等因素， 使得汽輪機內(nèi)效率降低、 熱耗率升高， 造成很大的能源浪費。

隨著科技的進步， 對老機 組進行現(xiàn)代化技術(shù)改造， 已被證實是提高機組效 率 的 有 效 途 徑， 不僅可以提高效率、 增 加 出 力， 同時可以大大節(jié)省基建投資。 目前機組通流改造 可分為 4 類： （1）全通流部分的改造， 利用現(xiàn)代化 的技術(shù)對整個汽輪機通流部分進行更換， 包括整 個轉(zhuǎn)子及內(nèi)缸， 主要針對運行時間較長， 超過 20 年且經(jīng)濟性較差的機組， 如華能上安電廠 1 號、 2 號機組通流改造; （2）對通流部分進行局部改造， 僅改造汽封系統(tǒng)， 針對運行投產(chǎn)時間不長的機組 節(jié)能降耗， 如天津華能楊柳青熱電廠 8 號機組 A 修; （3）對高中壓缸進行汽封系統(tǒng)改造， 對局部設(shè) 備進行更換， 例如僅對低壓缸部分進行改造， 重 新設(shè)計更換整個低壓轉(zhuǎn)子及內(nèi)缸， 如華能岳陽電 廠 1 號機組通流改造; （4）對機組進行增容改造， 如國電石嘴山第一發(fā)電有限公司 1 號機組通流改 造， 機 組 銘 牌 出 力 由 330 MW 改為 350 MW。 近 年來， 隨著汽輪機新技術(shù)的不斷發(fā)展以及設(shè)備加工能力的日益提高， 國內(nèi)三大汽輪機廠家利用最 新成果， 對 300～600 MW 等級汽輪機進行現(xiàn)代化 的全通流改造及優(yōu)化升級， 在額定負荷工況時改 造后汽輪機的經(jīng)濟性較改造前提高 4%～5%， 經(jīng)濟 效益非常顯著;

又如哈爾濱汽輪機廠有限責任公 司（簡 稱 哈 汽）改造的綏中電廠進口俄制機組（型 號： K-800-240-5， 超臨界、 單軸、 五缸六排汽、 一次中間再熱、 沖動凝汽式、 雙背壓汽輪機）， 限 于當時的設(shè)計理念和技術(shù)手段以及落后的加工能 力， 雖然經(jīng)歷多次優(yōu)化， 機組仍然存在諸如高中 壓葉頂汽封脫落、 末級葉片斷裂、 滑銷系統(tǒng)卡澀、 中低壓轉(zhuǎn)子彎曲、 機組振動較大等問題， 嚴重影 響機組的安全性和經(jīng)濟性， 電廠對整個熱力系統(tǒng) 進行了全面的升級改造。 哈汽主要改造汽輪機主 機部分， 對該機組的整個高中低壓轉(zhuǎn)子、 內(nèi)缸及 支撐系統(tǒng)進行了重新設(shè)計和更換處理。 采用最新 技術(shù)優(yōu)化通流級數(shù)， 采取了以下主要措施： 高中 壓模塊除調(diào)節(jié)級外， 其余全部改為反動式壓力級， 高壓模塊由 I+5+6 級改為 I+9+8 級、 中壓模塊 由 2×9 改為 2×12、 高中壓進汽結(jié)構(gòu)由活塞環(huán)改為碟 片密封結(jié)構(gòu)、 全部轉(zhuǎn)子采用液壓螺栓連接、 低壓 模 塊 仍 維 持 2×5 結(jié)構(gòu)， 低壓末級葉片采用 1 029 模塊（原為 960 mm）。 通過此次整個系統(tǒng)改造機組 額 定 出 力 由 800 MW 變 為 880 MW， 出 力 增 加 10%、 供電煤耗降低 39.68 g/（kW·h）（2 號機組）。 該機組也是目前國內(nèi)改造軸系最長、 單機容量最 大的火電供熱機組， 軸系總長約 59.5 m， 改造后 機組的振動水平良好。 但機組通流改造也存在一些不容忽視的問題， 詳見下文分析。

二、問題的提出

某項目機組通流改造后性能試驗過程中， 據(jù) 電廠運行人員反映在部分負荷階段， 感覺機組改 造前、 后， 一些主要參數(shù)如主蒸汽流量、 鍋爐給 煤量等， 改造前后變化不大， 作者針對此問題進 行分析， 發(fā)現(xiàn)該廠汽輪機在部分負荷階段， 改造 前、 后經(jīng)濟性變化不明顯; 同時在某廠進行性能 試驗過程中， 另一廠機組性能指標很好， 而電廠 的經(jīng)濟效益排名靠后， 針對這些疑問， 筆者對改 造后機組的性能進行分析， 發(fā)現(xiàn)在額定負荷及以 上工況時改造前后汽輪機的經(jīng)濟性提高 4%～5%， 經(jīng)濟效益非常顯著， 而在部分負荷階段， 這種改 造效果大打折扣， 這種情況在 300 MW 等級機組上 尤為突出。

本文以國內(nèi)三大汽輪機廠改造的 300 MW 機組為例進行分析， 主要數(shù)據(jù)如表 1 所示[1-3]。

1.1 機組通流能力偏大

從表 1 的數(shù) 據(jù) 分 析 ， 在 閥 點 工 況 （3VWO 或 5VWO）修正后的主蒸汽流量與額定設(shè)計主蒸汽流 量的比值： A 電廠高出設(shè)計值約 5.52%， B 電廠高 出設(shè)計值約 5.92%， C 電廠高出設(shè)計值約 6.02%， 3 個電廠的平均值為 5.82%左右， 說明機組的通流 能力在額定工況較設(shè)計工況偏大約 5.82%。 以實 際閥全開（VWO）工況， 修正后主蒸汽流量是設(shè)計 閥點工況的主蒸汽流量的 1.12～1.19 倍， 遠大于設(shè) 計值 VWO 和設(shè)計閥點工況的比例 1.08 左右。

1.2 主、 再熱蒸汽參數(shù)偏低

從表 1 的數(shù)據(jù)來分析， 在閥點工況， 不考 慮 低壓缸排汽壓力偏離設(shè)計值較多的因素， 在額定 負荷工況附近， 主蒸汽壓力低于設(shè)計值 3%～4%， 若考慮帶同樣的負荷， 低壓缸排汽壓力在設(shè)計值 附 近 時， 主蒸汽壓力將至少偏離設(shè)計值 5%～8% （0.8～1.3 MPa）， 一般大容量的再熱機組， 額定工 況下主蒸汽壓力每下降 0.1 MPa， 熱耗率上升 3～5 kJ/（kW·h）[4] ， 僅主蒸汽壓力偏離設(shè)計值將使機組 煤耗增加近 2 g/（kW·h）， 而主蒸汽、 再熱蒸汽溫 度 每 下 降 1 ℃ ， 則 熱 耗 率 上 升 2 kJ/（kW·h）以 上[4] ， B 廠的主蒸汽溫度偏離設(shè)計值 10.0 ℃左右， 將使得機組煤耗升高約 0.8 g/（kW·h）， 再熱蒸汽 溫度偏離設(shè)計值 7.0 ℃左右 （某 廠 在 額 定 負 荷 附 近， 再熱蒸汽溫度僅為 512 ℃， 在低負荷段再熱 蒸汽溫度在 503～510 ℃）， 將使得機組煤耗升高約 0.5 g/（kW·h）以上; 以 B 廠為 例， 在 額 定 負 荷 工 況， 僅從主蒸汽壓力、 主再熱蒸汽溫度偏離設(shè)計 值來分析， 將使得機組的實際運行煤耗升高 3.3 g/ （kW·h）以上， 這還不考慮機組在閥點工況和順序 閥工況閥門節(jié)流影響的熱耗率的偏差， 見 1.3 節(jié)， 而這種情況在部分負荷階段將更加顯著。

1.3 缸效率偏低

國產(chǎn) 300 MW 等級汽輪機一般配有 4 個（也有 6 個）主汽調(diào)節(jié)閥， 機組通過通流改造， 在 3VWO （或 5VWO）工況， 由于無節(jié)流損失， 機組 能 帶 到 額定功率、 高壓缸效率普遍接近設(shè)計值。 因汽輪 機通流能力偏大， 實際運行時， 機組采用順序閥 運行方式， 考慮安全因素， 閥門會有重疊度， 在 額定工況時， 由于存在閥門節(jié)流損失， 實際高壓 缸效率較設(shè)計值會低 1.32%～1.86%[5] 。 表 2給出了 幾臺機組具體試驗數(shù)據(jù)[5] 。

1.4 抽汽參數(shù)及最終給水溫度偏低

由于主、 再熱蒸汽參數(shù)偏離設(shè)計值較多， 以 及汽輪機壓力級通流部分能力偏大， 使得機組各 級抽汽口處的壓力及溫度變化很大， 如某廠主蒸 汽溫度低于設(shè)計值 3.7 ℃， 而一段抽汽溫度低于 設(shè) 計 值 26.9 ℃左右， 二段抽汽溫度低于設(shè)計值 5.5 ℃， 在抽汽管道內(nèi)徑不變的情況下， 使得進入 加熱器的蒸汽流量減少、 品質(zhì)降低， 導(dǎo)致最終給 水溫度較設(shè)計值低 6.6 ℃左右， 影 響 機 組 煤 耗 升 高約 0.7 g/（kW·h）， 而最終給水溫度降低， 在鍋 爐吸熱量一定的情況下， 主、 再熱蒸汽溫度將無 法達到設(shè)計值， 降低了再熱循環(huán)對機組經(jīng)濟性的 貢獻， 形成一個惡性循環(huán)。

1.5 低負荷時段經(jīng)濟性差

低負荷時段經(jīng)濟性差的原因有兩點： （1）在低 負 荷 階 段， 閥 門 開 度 較 小， 閥 門 節(jié) 流 損 失 增 加; （2）機組偏離最佳設(shè)計工況較多， 經(jīng)濟性變差。 機 組在低負荷時段經(jīng)濟性惡化是兩種因素的疊加。

1.5.1 閥門節(jié)流的影響 以某電廠 300 MW 亞臨界空冷機組為例進行 說明， 300 MW 負荷時機組在順序閥和單閥工況下 （調(diào)門開度僅為 28%， 該機組通流能力偏大 11.8%）， 熱耗率偏差 81.8 kJ/（kW·h）， 正 常 情 況 下， 這 兩 個工況熱耗率偏差在 10～40 kJ/（kW·h）; 而在 170 MW 負荷時， 順序閥和單閥工況下高壓缸效率相 差 9.6%， 熱耗 率 偏 差 為 314.4 kJ/（kW·h）， 說 明 調(diào)門節(jié)流在低負荷階段對機組的經(jīng)濟性影響非常 大， 隨著通流能力的增加、 節(jié)流越嚴重， 這種影 響越明顯， 如圖 1、 2 所示[6] 。 （1） 圖 1 當調(diào)門沒有節(jié)流時（分析假設(shè)主汽門 全開， 壓損為 “0”）， 調(diào)節(jié)級效率為（i0-iC 1 ）/（i0- iC）， 熵增為 S2-S1， 節(jié)流損失為（1～S1～S2～tC 1 ～1）所包圍 的面積[6] 。 （2） 圖 2 當調(diào)門有節(jié)流時（分析假設(shè)主汽門全 開壓損為 “0”）， 調(diào)節(jié)級效率為（i0-iC 1 ）/（i0-iC）， 熵 增 為 （S02-S01）+（S01-S1） ， 節(jié)流損失大小為圖 （1～ S1～S01～11 ～1）所包 圍 的 面 積 與（11 ～S01～S02～tC 1 ～11 ）所 包圍的面積兩部分之和[6]。 顯然， 節(jié)流損失越小， 熵增（S1-S01）越小， 損失（1～S1～S01～11 ～1）所包圍的 面積亦越小， 反之越大[6] 。

1.5.2 偏離最佳設(shè)計工況的影響 汽輪機熱效率最佳設(shè)計值在額定負荷工況， 偏離設(shè)計工況越多， 負荷越低， 熱耗率增幅越大。 某電廠電功率和熱耗率的關(guān)系曲線（摘自該機 組熱力特性書）如圖 3 所示， 從圖 3 可以看出機組 偏離額定工況越多， 機組的熱耗率的增幅越明顯， 而 在 額 定 工 況 350 MW 附近， 300～380 MW 機組 的熱耗率變化不大， 即曲線的斜率越小， 而負荷低 于 250 MW 以下 時， 曲 線 的 斜 率 越 大， 而 機 組 通 流能力增大加劇了這種影響， 即機組通流能力越 大， 機組在低負荷階段偏離最佳工況點越遠。

1.6 運行煤耗和試驗計算煤耗偏差較大

性能驗收工況將主蒸汽壓力、 溫度及再熱 蒸 汽溫度、 再熱壓損及低壓缸排汽壓力修正到設(shè)計 邊界條件， 而實際運行工況達不到設(shè)計邊界條件， 如主蒸汽壓力、 溫度及再熱蒸汽溫度偏低等， 試 驗方法與各種修正后的結(jié)果， 掩蓋了影響汽輪機 實際運行性能的主要因素， 導(dǎo)致實際運行煤耗與 性能試驗計算得到煤耗偏差較大， 即性能試驗得 到的指標是機組最理想工況下的數(shù)值， 而實際運 行卻達不到。

1.7 高中壓合缸處軸封漏汽率偏大， 缸效率提高 不明顯 從表 1 數(shù)據(jù)來分析， 高中壓合缸處的軸封漏 汽率， A 廠的試驗值是設(shè)計值的 3.49 倍， B 廠為 3.42 倍， C 廠為 3.73 倍， 3 個電廠的高中壓合缸 處的軸封漏汽率均是設(shè)計值的 3.0 倍以上。 對于合缸機組而言， 由于高中壓合缸處軸封 漏汽率的增大， 將導(dǎo)致調(diào)節(jié)級后的主蒸汽未在高 壓缸內(nèi)做功， 而直接進入高壓缸排汽管道的流量 越大， 高壓缸效率越差。 合缸處軸封漏汽率的增 大， 會導(dǎo)致機組高壓缸效率修前、 修后變化不明 顯。 僅對汽封系統(tǒng)進行改造的機組， 同時也對整 個熱力系統(tǒng)進行了治理， 如消除閥門內(nèi)外漏等， 將整個系統(tǒng)治理的效果全部歸結(jié)于汽封系統(tǒng)的改 造， 似乎夸大了汽封系統(tǒng)改造的效果， 同時也解 釋了機組高壓缸效率提高不明顯， 而熱耗率下降 很多的疑問。

1.8 機組老化現(xiàn)象嚴重

對某些廠進行性能試驗時， 機組在通流改 造 初期的經(jīng)濟性非常好， 接近設(shè)計值， 而在下次大 修時， 機組的熱耗率、 高壓缸效率變化很大， 而 對一些進口機組， 這種現(xiàn)象很少， 機組運行較長 時間， 經(jīng)過幾個大修期， 機組的缸效率及熱耗率 變化不明顯， 如西門子、 阿爾斯通部分機組的大 修周期為 12 年， 而國內(nèi)機組大修周期一般為 3～4 年， 這也是目前國產(chǎn)機組和進口機組差距比較大 的地方， 值的我們深思。

1.9 部分加熱器水位不能正常維持

機組通流改造后， 部分低壓加熱器水位不能 維持， 正常運行時需要部分開啟危急疏水閥來控 制加熱器水位， 主要原因是抽汽壓力降低， 壓差 變小， 疏水自流不暢所致。

三、造成機組通流設(shè)計偏大的原因分析

在 20 世紀 60～70 年代電力供應(yīng)緊張的情況 下， 提高機組通流能力， 例如使額定 200 MW 的 機組， 能帶到 220 MW 負荷， 多發(fā)電， 這在當時 的特定環(huán)境下， 能在一定程度上緩解電力供應(yīng)緊 張的狀況， 同時使得制造廠家獲得更好的競爭優(yōu) 勢， 而且機組均滿負荷運行非常經(jīng)濟， 這種提高 機組通流能力的思維也一直影響著汽輪機的設(shè)計; 加之目前汽輪機的性能驗收常以 THA、 TMCR、 TRL、 VWO、 高壓加熱器解列工況的性能指標作 為考核汽輪機的性能水平， 均為高負荷 段。 THA工 況主 要 考 核 機 組 的 熱 耗 率， 而 TRL、 TMCR 工 況主要考核機組的出力， VWO 工況主要考核機組 的通流能力及最大出力， VWO 工況實際運行過程 中基本不會采用該種運行方式。 這也導(dǎo)致汽輪機 廠家主要按額定及以上負荷設(shè)計汽輪機的效率和 出力， 僅考慮高負荷階段的經(jīng)濟性， 而忽略了汽 輪機在部分負荷階段的經(jīng)濟性， 沒能整體考慮機 組在主要負荷段的綜合性能最優(yōu)。

經(jīng)了解部分 300 MW 等級機組的 VWO 工況的 主蒸汽流量是按照 105%TMCR 工況主蒸汽流量進 行設(shè)計， 一般 TMCR（和 TRL 主蒸汽流量相同）工況 的主蒸汽流量是 THA 的 105%， 加之考慮 TRL 工 況補水率 3%的因素， 同時考慮長期運行機組老化 的影響， 還能帶到銘牌出力， 基于以上原因， 設(shè) 計人員重復(fù)考慮裕量導(dǎo)致機組整體通流能力偏大， VWO 工況主蒸汽流量是 THA 工 況 主 蒸 汽 流 量 110%以上較為普遍。 2005 年以 來， 通 過 對 61 臺汽輪機實施的調(diào) 節(jié)級噴嘴整體改造， 包括： 亞臨界 300 MW 汽輪 機， 超臨界 600 MW 汽輪機， 其中面積縮小最大 的 為 23%[6] 。 這種 情 況 在 國 產(chǎn) 300 MW 等級 機 組 上尤為突出。 機組通流能力偏大， 掩蓋了機組經(jīng) 濟性不足的缺點， 實質(zhì)上是以量大代替質(zhì)優(yōu)的不 足 。 而 600 ～1 000 MW 機 組 此 數(shù) 據(jù) ， VWO 和 TMCR 工況是按照 102%～103%設(shè)計， TRL 工況的 補水率僅為 1.5%， 這樣 600 MW 及以上機組的通 流能力相對偏大不是很明顯。 國外或進口機組的 通流能力從設(shè)計上就沒有很大的富裕量， 因此， 機組可以運行在設(shè)計最優(yōu)的區(qū)間。

四、結(jié)束語

本文以芯片 DSP28335 和 ADS8364 為硬件基 礎(chǔ)，VC + + 6. 0 和數(shù)據(jù)庫 SQL Server 2000 為上位機 軟件支持，完成戶內(nèi)高壓真空斷路器運動特性數(shù)據(jù) 采集系統(tǒng)的設(shè)計。該系統(tǒng)已在實際項目的研發(fā)過程 中得到了應(yīng)用。經(jīng)實際運行測試證明，實現(xiàn)了數(shù)據(jù) 同時采集、存儲、實時顯示功能，保證了數(shù)據(jù)準確 性，實時性、穩(wěn)定性。

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