亞臨界煤電機組增容提效技術及 性能考核試驗

趙 斌，孔垂茂，肖卓楠，黃章俊，龍玉鳳，邊技超

（1.長沙理工大學能源動力與工程學院，湖南 長沙 410114； 2.河北國華滄東發電有限責任公司，河北 滄州 061113； 3.內蒙古科技大學能源與環境學院，內蒙古 包頭 014010；4.北京電力設備總廠有限公司，北京 102401）

近年來，為達到節能和減排2個約束性目標，在“上大壓小”政策下，我國電力工業逐步關停和淘汰高能耗的小型火電機組，600 MW及以上的大容量、高參數的發電機組已逐漸成為主流的電力生產設備[1]。然而，目前我國的供電標準煤耗與國際先進水平比還存在著較大差距[2-3]。汽輪機是燃煤火力發電廠中的關鍵設備，汽輪機本體及輔機的性能是影響機組經濟性水平的重要因素[3]。在當前“雙碳”背景下，火電機組通流部分改造及輔機節能改造技術的綜合應用，對于近一步提升煤電機組整體運行效率、降低供電標準煤耗有著十分重要的作用。

國內現役汽輪機組經過多年的運行，普遍出現了機組缸效率低、輔機能耗高等問題。國外關于火力發電機組汽輪機及輔機節能改造技術的研究己長達半個世紀：20世紀七八十年代，日立公司就開始對汽輪機改造進行了研究；通用電氣公司、西屋電氣公司更是對運行中的汽輪機改造技術做了大量的基礎研究，取得了較高的效益[4-7]。自1987年聯合國對中國實施燃煤電站節能改造援助項目起，國內的機組改造技術才開始快速發展，改造后機組的各項經濟指標都得到了極大改善，達到了預期目標[8-10]。進入21世紀，國內引進并自主研發了多項先進的汽輪機改造技術，通流部分的設計工藝[11]也實現了較大的發展。

本文以一臺600 MW煤電機組增容提效改造為例，針對具體的改造目標，采用先進的AIBT通流技術、輔機節能技術對該臺機組實施改造，并對增容改造后的汽輪機組進行性能考核試驗，對比分析改造前后機組的熱經濟性指標。

1 機組增容提效改造目標

1.1 需求分析

我國煤電機組年發電標準煤耗與發達國家對比如圖1所示。從20世紀90年代開始，隨著先進技術逐步應用，我國煤電機組發電標準煤耗持續降低，但與世界先進水平比還存在一定差距[12-13]。

圖1 我國煤電機組年發電標準煤耗與發達國家對比Fig.1 Comparison of annual power generation standard coal consumption of coal-fired units between China and developed countries

國內某電廠1臺600 MW機組采用20世紀 90年代由上海汽輪機有限公司生產的亞臨界汽輪機組。經過多年的運行，該機組實際運行參數已嚴重偏離設計值，機組安全性降低、經濟性變差。

此外，限于該煤電機組設計時的技術水平，發電機組大多數輔機的設計裕度大、節能技術水平相對較低。

1.2 改造目標

在改造過程中，通常把對煤電機組安全經濟性影響因素大、效果顯著的項目作為機組改造重點工作。針對亞臨界600 MW煤電機組，以最大限度利用原有設備和管道、降低改造成本為優化原則，采用成熟、先進的技術，改善機組長期運行的經濟性及安全可靠性。具體改造目標如下：

1）通過對汽輪機通流部分改造，機組增容至630 MW；

2）通過提升高、中、低壓缸效率，機組熱耗率降至7775 kJ(kW·h)，供電標準煤耗比改造前降低5%以上；

3）采用變頻改造、永磁調速改造、射汽抽真空改造等技術，提升輔機節能技術水平。

2 機組增容提效改造技術

2.1 汽輪機本體

汽輪機組熱經濟性與通流部分直接相關，而汽輪機各級效率是影響汽輪機組內效率的主要因素，因此提升汽輪機各級效率是提高熱經濟性的有效途徑。針對蒸汽理想焓降減小的汽輪機，要提高各級效率，必須減少級內和級外各項損失。因此減少汽輪機各項損失是汽輪機本體增容提效的重要研究方向[14-17]。

采用AIBT通流技術對原汽輪機組各汽缸結構進行優化改造，達到增加汽輪機出力、降低汽輪機組熱耗、提高機組運行安全性的目的。汽輪機各汽缸改造方案匯總見表1[18]。先進通流技術主要針對汽輪機組通流部分、調節級葉柵和葉片進行優化改造，降低各結構處損失，提高汽輪機組內效率。各結構對汽輪機組內效率的影響分析及優化措施見表2[19-20]。

表1 汽輪機組各汽缸改造方案匯總Tab.1 Summary of reform schemes for each cylinder of steam turbine unit

表2 汽輪機組各結構對效率的影響分析及優化措施Tab.2 Impact analysis of efficiency and measures optimization for steam turbine structure

1）通流結構優化 根據AIBT通流技術設計機組，并優化整體布置結構。經通流技術改造后，使得高壓缸實現了光滑圓弧的進汽結構，蒸汽經過調節級后直接在首級的噴嘴做功，與原進汽結構相比，一定程度提高了調節級的做功能力。改造前后高壓缸通流部分結構對比如圖2所示。

圖2 汽輪機高壓缸通流部分改造前后結構對比Fig.2 Structure comparison of flow path part of steam turbine high pressure cylinder before and after retrofit

2）調節級葉柵優化 在通流技術改造前，調節級二次流損失較大，通過實施子午面收縮改造技術，二次分配調節級進汽通道載荷，可有效降低調節級內損失，進而提高汽輪機組內效率。

3）葉片優化 彎扭聯合成型葉片直徑小、級數多，采用各級高低多齒的汽封設計和T型葉根的設計，同時葉片根據汽缸內的汽流特性合理設計反動度，降低了漏汽損失。汽輪機T型葉根結構如圖3所示。

圖3 汽輪機T型葉根結構示意Fig.3 The T-type blade root structure for steam turbine

2.2 電廠輔機

1）凝結水泵變頻改造 鑒于目前600 MW級火電機組參與調峰已是行業內大勢所趨，因此確定對凝結水泵采用永磁或變頻改造。依據現場設備布置狀況，制定加裝變頻設備的改造方案。額定工況下，變頻凝結水泵的廠用電率由0.40%降低到0.18%。

2）冷卻水泵永磁調速改造 冷卻水泵采用調節閥門的方式來控制輸出流量，造成冷卻水泵的運行效率低。考慮到變頻改造成本，采用成本與節能兼顧的永磁調速改造方案。額定工況下，改造后的冷卻水泵節能效果達到18.6%以上。

3）抽真空系統改造 煤電機組抽真空系統配置3臺水環式真空泵，可滿足設計背壓為4.9 kPa的要求。在較好的冷源環境下，為進一步提高機組真空，降低廠用電，布置蒸汽噴射器抽真空系統，降低機組背壓至4.0 kPa。額定工況下，改造后機組熱耗率降低了29 kJ/(kW·h)，供電標準煤耗約降低了 1 g/(kW·h)。

4）循環水系統增容改造 煤電機組額定功率由600 MW升級為630 MW后，在現有循環水泵的基礎上，保留外筒體及泵軸、導葉體等，重新制作更換葉輪，增大循環水泵容量；循環水泵電機配合其參數的修改，進行局部改造。同時，為實現機組運行時靈活調節，用雙速電機替換循環水泵電機。

3 機組改造后性能考核試驗

為驗證煤電機組整體改造效果，對改造后的機組進行了熱力性能考核試驗。

3.1 測點布置及數據采集

1）試驗測點 按照ASME PTC6—2004試驗規程要求布置性能試驗測點（圖4）。溫度測點、壓力測點和流量測點分別布置51個、45個和7個；電功率測點布置了2組，水位測點布置了3組。

圖4 機組性能試驗測點布置Fig.4 The arrangement of measuring points for unit performance test

2）數據采集 試驗所采集的數據按照ASME PTC6—2004標準進行處理，所有采集數據按單獨工況下的時間段，計算出各測量段的平均值。

3.2 結果分析

3.2.1 熱耗率

通過對汽輪機進行通流改造，降低驗收工況（簡稱THA）下的熱耗率，提高機組內效率和額定工況（簡稱TRL）出力，實現對汽輪發電機組的增容、提效的目標。

三閥全開（three valve wide open，3VWO）和兩閥全開（two valve wide open，2VWO）2個試驗工 況的機組負荷分別接近THA和75%THA。根據試驗規程，為降低誤差，對測定三閥全開工況、75%額定負荷以及50%額定負荷下熱耗率進行了重復性試驗。汽輪機組三閥全開工況試驗（3VWO-1、3VWO-2）結果見表3。

表3 汽輪機組改造后THA工況試驗結果Tab.3 THA test results of steam turbine after retrofit

在三閥全開工況下進行2次試驗，經過修正后，熱耗率分別為7729.09、7722.97 kJ/(kW·h)。2次試驗修正后平均熱耗率為7726.03 kJ/(kW·h)，比改造目標值7775 kJ(kW·h)降低了48.97 kJ/(kW·h)；2次試驗結果相差0.08%，滿足ASME PTC6—2004標準的重復性試驗要求。2次試驗修正后機組平均負荷為628.25 MW。因此三閥全開工況下機組熱耗率優于設計值。

3.2.2 供電標準煤耗

汽輪機組在負荷為470 MW（75%THA）和 315 MW （50%THA）工況下的試驗結果見表4。

表4 汽輪機組改造后變工況試驗結果Tab.4 Variable working condition test results after steam turbine unit retrofit

由表4可知，改造后630 MW負荷工況下進行的第2次試驗，機組廠用電率為3.13%，供電標準煤耗為291.38 g/(kW·h)，修正后供電標準煤耗值為289.68 g/(kW·h)，達到了機組改造的預期目標。

3.2.3 熱經濟性

根據表4的試驗結果，得到汽輪機組熱耗率隨負荷的變化曲線，如圖5所示。由圖5可見，通流改造后的機組熱耗率隨負荷增加而降低，機組在負荷470 MW工況下熱耗率變化較快。分析表明改造后的機組在75 %額定負荷運行時，節能最為明顯。汽輪機組改造前后主要熱經濟性指標對比見表5。

圖5 汽輪機組熱耗率隨負荷的變化關系Fig.5 The relationship between heat consumption rate of steam turbine unit with load

由表5可知：汽輪機組改造后出力增加了30 MW；在630 MW額定負荷下，改造后的熱耗率為 7726.03 kJ/(kW·h)，比改造前最后一次大修的修后試驗值8226.20 kJ/(kW·h)降低了500.17 kJ/(kW·h)；機組經改造后，供電標準煤耗由311.42 g/(kW·h)降至289.68 g/(kW·h)，降低了7.5 %。若照機組年平均利用小時數為5000 h計算，折合標準煤單價選取600元/t，年可節約標準煤41265 t，年可節省燃料成本2476萬元，投資回收期約為5年。

表5 汽輪機組改造前后熱經濟性指標對比Tab.5 Comparison of thermal economic indicators before and after steam turbine unit retrofit

4 結論

1）采用AIBT通流改造技術優化汽輪機高壓缸噴嘴組及高、中、低壓各級動葉、靜葉，提高機組的安全經濟性。

2）采用變頻、永磁調速、射汽抽真空等技術，對煤電機組相關輔機進行改造，可有效降低機組廠用電率。

3）汽輪機組改造后額定功率由600 MW增容至630 MW。在額定負荷工況下，經過2次試驗修正后的熱耗率優于設計值，平均熱耗率為7726.03 kJ/(kW·h)，比改造前降低了500.17 kJ/(kW·h)，比改造目標值 7775 kJ/(kW·h)低48.97 kJ/(kW·h)。在THA工況下，通流改造后機組的供電標準煤耗為289.68 g/(kW·h)，比改造前的供電標準煤耗311.42 g/(kW·h)降低了7.5%。

4）分析汽輪機通流部分及相關輔機改造對汽輪發電機組增容提效的影響，對煤電機組安全節能改造提供參考依據。