600MW亞臨界機組增容提效至660MW的改造方案分析

文_王定 王清 吳曉干

1.上海電氣集團股份有限公司（上海電氣電站服務公司） 2.北京京能電力股份有限公司

隨著我國電力改革的形勢發展，火力發電企業面臨經濟效益、資源約束、環境保護等多方面挑戰。我國頒布的《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014-2020年)》中明確要求600 MW及以上機組到2020年需實現平均供電煤耗低于300g/kWh。據統計，我國現有在運600 MW級亞臨界機組超過199臺，對應裝機容量超1.23億kW，約占全國火電機組總裝機容量的11%。而亞臨界機組的平均供電煤耗多在 320～350g/kWh，與世界先進水平存在較大差距，急需采取節能提效改造，降低機組供電煤耗，提升發電效率和機組可靠性。

本文以某電廠600MW空冷發電機組為例，從鍋爐、汽輪機、輔機、發電機等方面介紹了增容提效改造的實施方案，將機組額定出力由600MW增容10%至660MW，并對改造前后的性能效果進行比對，為同類型機組改造提供參考。

1 鍋爐改造

該機組鍋爐為亞臨界、控制循環、一次中間再熱、直流燃燒器四角布置、固態排渣爐。爐膛由Φ51×6膜式水冷壁組成，爐膛寬19558mm，深16940.5mm，爐頂標高73000mm。

鍋爐改造總體原則為保持汽包本體不變，將鍋爐蒸發量從2059t/h提升至2150t/h，鍋爐出口過熱蒸汽壓力提高至17.72MPa，主蒸汽、再熱蒸汽溫度由541℃分別提升至571℃、569℃。根據鍋爐汽水參數、各部分受熱面的吸熱量核算情況，對鍋爐受熱面的結構改造調整如表1所示，改造后鍋爐爐膛容積熱負荷達94.9 kW/m3，斷面熱負荷為5.08MW/m2，符合大容量煤粉燃燒鍋爐爐膛選型導則DL/T831-2002。此外，對鍋爐增加分級省煤器以實現寬負荷脫硝，汽包內部裝置優化并增加汽水分離器，確保蒸發量增加后對汽水分離的效果。

表1 鍋爐受熱面改造情況

2 汽輪機改造

該機組汽輪機型號NJK600-16.67/538/538，是亞臨界、單軸、三缸四排汽、一次中間再熱、反動式、直接空冷凝汽式汽輪機，額定功率為600MW。

汽機側主蒸汽壓力、主蒸汽及再熱蒸汽溫度從16.67MPa.a/538℃/538℃提升為16.97MPa.a/566℃/566℃主機設計背壓11kPa、夏季背壓20kPa，總體目標增容至660MW。

汽輪機采用先進的通流技術優化設計高中壓各級，以提高通流效率。高中壓通流部分動、靜葉片均為整體圍帶彎扭馬刀葉型，且均采用單片銑制、全切削加工，具有強度好、動應力低抗高溫蠕變性能好等特點。對噴嘴組、調節級優化型線，高中壓動、靜葉片優化設計，增加級數，采用T形葉根，轉子隨動葉改造，持環隨靜葉改造，隔板及徑向汽封采用鑲片式汽封，端部汽封和平衡活塞汽封等采用新型汽封。

高中壓內缸采用整體內缸結構，即將原高壓內缸、高壓持環、蒸汽室、中壓內缸及中壓1號持環進行整合，形成新的整體內缸，內外缸的軸向定位維持原有結構設計與外缸配合，中分面貓爪用以垂直方向的定位，頂部與底部的鍵槽實現橫向定位。低壓內缸采用斜置式抽汽腔室，大幅改善低壓內缸中分面密封性能。主汽門和再熱門及其支架，相對應的主蒸汽導管和再熱蒸汽導管同步匹配溫度參數提升更換材料。汽輪機改造后高壓缸1+9級，中壓8級，低壓2×2×8級，末葉片采用740mm長葉片。

3 輔機系統改造

輔機系統主要針對空冷系統進行增容。此外，對原1號、2號高壓加熱器進行強度校核，1號高加蒸汽進口開孔補強，2號高加殼側水壓試驗，原3號高壓加熱器進行更換，增設蒸冷器。

該機組空冷系統原采用機械通風直接空冷（ACC），采用單排管空冷散熱器，按8×8單元設置，順流凝汽器風機運行臺數48臺，逆流凝汽器風機運行臺數16臺，原性能參數見表2。

表2 空冷系統改造前性能參數

匹配汽輪機排汽量及背壓變化，空冷系統增容改為8×9布置，每列增加一個單元，共增加16個冷卻單元，配置的空冷風機型式與原設計基本一致，整體布置美觀整潔。第9個冷卻單元由冷卻翅片管束和一個直徑9.144m的軸流風機組成。空冷凝汽器管束分為順流管束和逆流管束，管束以60°角組成的等腰三角“A”型結構構成。

4 發電機改造方案分析

該機組發電機型號QFSN-600-2，水氫氫冷卻方式，勵磁系統為靜態勵磁，密封油采用雙流環密封，發電機定子采用雙Y型接線方式。

匹配從600MW至660MW的增容量，發電機改造后定子電壓不變，定子電流增加10%，定子損耗增加20%，通過更換定子線棒，提高其截面積帶走部分定子銅耗，另外通過增加冷卻水量（增容定子水系統中水冷卻器，定子線圈內冷水換熱功率由2750kW額定換熱功率增加至3450kW），使定子線棒的溫升保持在國標GB/T 7064規定的范圍內；轉子勵磁電流約增大10%，為使轉子溫升保持在國標GB/T7064規定的范圍內，通過提高氫壓（由0.4MPa調整為0.5MPa）及氫氣冷卻器容量（由4020kW增容至4600kW）帶走轉子表面附加損耗、轉子銅耗。

5 增容提效后機組性能

各系統組合改造后，該機組各主、輔機主要性能指標均達到或優于設計要求。THA工況下鍋爐660MW負荷脫硝入口NOX濃度240～250mg/Nm3（保證值260mg/Nm3），CO濃度200 ppm（保證值100ppm），空冷島空冷凝汽器高溫試驗的汽輪機排汽口處背壓24.17 kPa（保證值＜25kPa），低溫試驗的汽輪機排汽口處背壓9.43 kPa（保證值＜11kPa）。鍋爐效率、汽輪機高中低壓缸效率均有所提高，如表3所示。改造后機組供電煤耗達到312.64g/kWh，供電煤耗指標先進。按照年利用小時5000計算，該機組改造年節約標煤量高達12.96萬t。

表3 該機組改造前后的性能參數對比

6 結論及建議

對某電廠600MW亞臨界機組增容至660MW的提效升級改造方案進行詳細介紹，集成亞臨界600MW機組主汽、再熱汽溫提升后的汽輪機高效通流改造、發電機增容改造、鍋爐增容改造、輔機增容校核和改造、空冷島增容等，協同實現機組參數由16.67 MPa/538℃/538℃提升為16.97 MPa/566℃/566℃，改造后性能考核試驗指標均優于保證值，改造后機組實際供電煤耗為313.1g/kWh，達到同類型機組領先水平。亞臨界機組增容提效技術可廣泛推廣應用至我國600MW未進行提溫提效綜合升級改造的機組，經濟效益顯著。