顧偉飛，施浩勛，余 斌，鄔榮敏

（1.浙江浙能技術(shù)研究院有限公司，杭州 310003；2.國網(wǎng)浙江省電力公司電力科學研究院，杭州 310014）

0 引言

火力發(fā)電企業(yè)面臨著越來越大的節(jié)能減排壓力，在原有300 MW和600MW機組主設備廠家預留的設計裕量基礎(chǔ)上，適當進行機組擴容是非常必要的。從增效改造后的機組運行情況來看，先進汽輪機設計技術(shù)的使用和制造安裝水平的提高，機組熱耗和供電煤耗方面大致能提高2%～4%[1，2]。但在機組擴容的目標值方面，還存在一些問題[3]：如某發(fā)電廠300 MW機組通流改造增容至330 MW后，由于輔機設備凝汽器冷卻管清潔系數(shù)下降且冷卻面積偏小，在TRL（夏季工況）運行時，凝汽器真空超過11.8 kPa，即使機組勉強維持高負荷運行，經(jīng)濟性也很差；又如某發(fā)電廠600MW機組通流改造后，鍋爐送風機容量偏小，全負荷時全風壓偏低，故機組也未能滿足擴容至660 MW的要求。

為避免出現(xiàn)機組增效擴容時輔機設備不能滿足擴容要求，在某發(fā)電廠600MW機組汽輪機通流改造方案的可研階段，同步進行了輔機設備適配性的研究，主要通過機組超出力試驗并結(jié)合理論計算的方式，重點論證汽輪機、鍋爐、發(fā)電機的關(guān)鍵輔機能否滿足機組擴容的要求。

1 機組增效擴容改造及驗證試驗

某發(fā)電廠3與4號600MW機組汽輪機為亞臨界、中間再熱、單軸、三缸、四排汽、凝汽式汽輪機，型號N600-16.7/538/538-1。與自然循環(huán)、蒸發(fā)量2 019t/h的汽包鍋爐及600MW水氫氫冷卻發(fā)電機配套，機組于2004年投運。為進一步挖掘機組節(jié)能增效潛力，在機組大修期間對汽輪機進行通流改造，并將機組額定出力提高至660MW。該機組增效擴容改造前后試驗數(shù)據(jù)見表1。

表1 機組主要性能指標

為了掌握汽輪機、鍋爐、電氣系統(tǒng)主輔設備能否滿足機組擴容至660 MW的要求，對3號機組進行了試驗驗證，機組在超出力負荷645.2 MW下穩(wěn)定運行2 h，并通過減少循環(huán)水量來模擬夏季設計背壓9.5 kPa（實際試驗值8.5 kPa），主蒸汽流量升至2 065t/h（不超過廠家要求的握輪機、.7t/h）。

根據(jù)3號機組超出力試驗下主要數(shù)據(jù)，汽輪機通流改造后熱耗值降低3.1%，TRL工況下凝汽器設計背壓9.5 kPa，機組修正后負荷為660.25 MW，說明機組主要設備能夠在通流改造后主蒸汽流量2 065t/h、負荷660 MW的夏季工況下運行。下面以驗證試驗為基礎(chǔ)，對汽輪機、鍋爐、電氣系統(tǒng)主要輔機設備的適配性進行評估。

2 汽輪機主要輔機適配性

2.1 凝汽器及循環(huán)水泵適配性分析

汽輪機增效擴容改造后，汽輪機效率增加熱耗下降，相應的低壓缸排汽流量和排汽焓發(fā)生了變化。機組超出力試驗下凝汽器運行數(shù)據(jù)及擴容后夏季工況見表2，并用改造后的機組660 MW負荷且夏季設計背壓9.5 kPa進行校核。

表2 汽輪機擴容后凝汽器性能校核

按照凝汽器的變工況模型，設計冷卻面積為34000 m2，清潔系數(shù)經(jīng)多年運行后有所下降，取0.87，夏季循環(huán)冷卻水進口溫度33℃，冷卻水流量75 600t/h，利用660 MW熱負荷計算出凝汽器平均背壓為9.4 kPa，小于夏季工況設計背壓?，F(xiàn)有凝汽器冷卻能力能夠滿足機組擴容的需要。

在機組循環(huán)水流量75 600t/h左右，2臺循環(huán)水泵葉角約在90%，電動機電流值在380 A，如循環(huán)水泵葉角繼續(xù)提高至100%，則電動機電流在420 A，小于額定電流489.8 A，說明循環(huán)水泵及其電動機能夠滿足機組擴容的要求。

2.2 凝結(jié)水泵組適配性分析

機組配套2臺100%額定容量的凝結(jié)水泵，凝泵A變頻運行，凝泵B工頻備用。凝結(jié)水系統(tǒng)超出力試驗和改造后VWO（調(diào)閥全開工況）數(shù)據(jù)見表3。機組在試驗時凝結(jié)水泵出口流量為1 669t/h，且除氧器水位主調(diào)整門為32.9%，有一定余量，能夠滿足機組擴容改造后VWO工況下的凝結(jié)水流量要求。在超出力試驗時凝結(jié)水泵電動機電流206.1 A，和額定電流329 A相比余量較大，能夠滿足機組擴容的要求。

表3 凝結(jié)水系統(tǒng)出力數(shù)據(jù)

2.3 汽動給水泵組適配性分析

機組配套2臺50%額定容量的汽動給水泵（簡稱汽泵）組，前置泵單獨由電動機驅(qū)動，1臺30%額定容量的電動給水泵作為機組啟動及汽泵事故備用。機組超出力試驗下給水系統(tǒng)數(shù)據(jù)見表4，3號機組在645.2 MW負荷下，2臺汽泵進口流量為2 097t/h，和汽輪機增容后VWO工況下的設計流量接近；汽泵出口壓力為19.6 MPa，2臺汽泵汽輪機（簡稱小機）進汽流量為62.92t/h。

根據(jù)現(xiàn)有汽泵和前置泵的實際性能狀態(tài)，機組擴容后的VWO工況下給水流量最大為2101.7t/h，小于2臺汽泵組最大允許流量2 456t/h。但3號機組超出力試驗工況下，汽泵進口流量達到2 097t/h，稍大于機組主蒸汽流量值，建議對該流量計進行校核，如無問題，需對汽泵再循環(huán)閥、汽泵密封水系統(tǒng)等泄漏問題進行檢查并處理。

表4 給水系統(tǒng)出力數(shù)據(jù)

3號機組超出力試驗工況下，汽泵A與B轉(zhuǎn)速為5263 r/min與5203 r/min，低于設計最大值5645 r/min。前置泵A與B電動機電流為61.02 A與59.69 A，滿足小于額定電流值69.1 A的要求。小機轉(zhuǎn)速分別為5263 r/min與5203 r/min，小于最大調(diào)速上限5750 r/min；低壓調(diào)門開度為36.4%和39.2%，高壓調(diào)門在關(guān)閉狀態(tài)，調(diào)門余量較大；進汽總流量為62.92t/h，小于設計數(shù)據(jù)71.3t/h，仍有一定余量。

2.4 加熱器適配性分析

根據(jù)機組擴容改造后VWO工況下的熱平衡圖和加熱器設計數(shù)據(jù)，結(jié)合機組超出力試驗下加熱器的運行特性，判斷加熱器在汽輪機增容后的適配性。機組超出力工況和增容后加熱器性能參數(shù)見表5。

除5號低壓加熱器（以下簡稱低加）外，在機組超出力試驗工況和汽輪機通流改造后的VWO工況下，各加熱器的進汽壓力和溫度參數(shù)均在設計范圍內(nèi)，加熱器能安全、穩(wěn)定運行。機組5號低加在超出力試驗工況下，進汽溫度為269℃，略高于設計值，分析原因為低壓內(nèi)缸熱變形導致抽汽腔室內(nèi)漏。機組改造時，抽汽腔室采用新型斜支撐結(jié)構(gòu)，可以保證5號低加進汽溫度低于設計值。

表5 加熱器超出力數(shù)據(jù)

采用汽輪機通流改造后的VWO工況下加熱器工作壓力、工作溫度和流量數(shù)據(jù)，利用對應的比容來校核機組增容后管道流速變化，詳見表6。各級抽汽管道的流速均在35～60 m/s范圍內(nèi)，符合火力發(fā)電廠汽水管道設計規(guī)范要求。但在機組超出力試驗工況下，機組1，2，3號高壓加熱器（簡稱高加）正常疏水閥開度均較大，分別為88.9%，77.1%，76.5%，說明余量較小。5號低加正常疏水閥開度為71.4%，說明余量也較小。6號低加正常疏水閥已經(jīng)過改造，疏水能力有一定余量。

3 鍋爐主要輔機設備適配性

對機組運行數(shù)據(jù)模擬計算，要求改造后鍋爐主蒸汽流量短期運行不超過2101.7t/h，長期運行不超過2 070t/h。本次機組超出力試驗時主蒸汽流量為2 065t/h、壓力為17.5 MPa、溫度為541℃，試驗期間鍋爐各管壁監(jiān)視未有超溫，爐膛壓力正常，火焰燃燒情況穩(wěn)定。以下對鍋爐制粉設備、三大風機等輔機設備進行適配性分析。

表6 主要抽汽管道流速校核

3.1 磨煤機適配性分析

試驗期間制粉系統(tǒng)設備運行穩(wěn)定，總出力在255t/h，系統(tǒng)參數(shù)均在正常區(qū)間范圍內(nèi)，見表7。若汽輪機調(diào)門不變，機組負荷增加至660 MW時，燃煤量應增加3%，制粉系統(tǒng)總出力為265t/h，單臺磨煤機出力為53t/h，離磨煤機最大出力56.2t/h有一定余量。

表7 磨煤機出力數(shù)據(jù)

值得注意的是，試驗期間機組燃用煤種較好，Qnet，ar（低位發(fā)熱量）為 22 MJ/kg，與設計煤種Qnet，ar值接近，高于機組日常燃用煤種發(fā)熱量；制粉系統(tǒng)設備經(jīng)多年運行存在老化現(xiàn)象，普遍存在出力達到52t/h后的間歇性堵煤問題。故今后制粉系統(tǒng)帶660 MW負荷、燃用發(fā)熱量中等煤種時，存在一定程度的堵煤風險。若機組擴容至660 MW，可以考慮投運6臺磨煤機，但運行方式規(guī)定和磨煤機RB（快速減負荷）邏輯需相應修改；若磨煤機仍然采用“五運一備”方式，鍋爐須燃用接近設計煤種的高發(fā)熱量煤種，并且對磨煤機進行徹底檢修以達到原有保證出力。

3.2 風機的適配性分析

依據(jù)機組超出力試驗負荷645.2 MW、制粉系統(tǒng)總出力在255t/h時，得到的引風機、送風機和一次風機的運行數(shù)據(jù)，見表8。在機組超出力試驗工況下，各風機運行電流均遠小于其額定電流，動葉的開度也在風機性能曲線的合理區(qū)間內(nèi)，說明各風機的余量還很大，完全可以滿足機組擴容的要求，故未對引風機、送風機和一次風機的風量和風壓作進一步校核。

4 電氣主要設備適配性

根據(jù)發(fā)電機廠家提供的機組增效擴容改造后數(shù)據(jù)，結(jié)合機組超出力試驗，發(fā)電機和勵磁變數(shù)據(jù)見表9。發(fā)電機的額定功率提高到660 MW后，額定電壓維持不變，定子電流增加，而本次超出力試驗時機組無功負荷較低，發(fā)電機功率因數(shù)達到0.994，定子電流反而小于600MW時的數(shù)據(jù)，故采用廠家提供的改造后數(shù)據(jù)作為校核。

表8 風機出力數(shù)據(jù)

表9 發(fā)電機和勵磁變工況數(shù)據(jù)

從表9分析可知，發(fā)電機增容至660 MW后，定子電流由17495 A增加到19245 A，定子損耗增加，定、轉(zhuǎn)子繞組及鐵心等部件的溫升也相應升高，現(xiàn)有氫氣冷卻器不能滿足要求，需更換為容量更大的氫氣冷卻器，并將發(fā)電機運行氫壓由0.414 MPa提高至0.45 MPa。

發(fā)電機增容后，勵磁電壓由400 V增加至428 A，勵磁電流由4387 A增加至4697 A，超過了勵磁變的額定電流。根據(jù)核算，現(xiàn)有勵磁變的容量不能滿足機組增容到660 MW的要求，故需要增加勵磁變壓器容量。

機組功率提高到660 MW后，在額定功率因數(shù)0.9下的主變壓器電流增大，損耗增加。原來主變壓器配備6組300 kW冷卻器，五運一備，主變壓器的空載損耗為252 kW，負載損耗為1050 kW，冷卻器容量的富余量為198 kW。機組擴容后，主變壓器冷卻器容量的富余量偏小，建議對冷卻器進行改造。

5 結(jié)論

600MW機組進行增效擴容改造有利于火電企業(yè)的節(jié)能降耗工作。如何穩(wěn)步推進汽輪機通流改造工作，精確確定改造后機組的擴容目標，不僅需要考慮汽輪機通流改造的效果，評估機電爐三大主機的性能及相互適應性，還要避免出現(xiàn)主要輔機設備不能滿足機組擴容要求的問題。通過600MW機組擴容改造前采用機組超出力試驗并結(jié)合理論計算的方式，對主要輔機設備的適配性進行了分析和研究，主要可得出以下結(jié)論：

（1）現(xiàn)有凝汽器冷卻能力、循環(huán)水泵、凝結(jié)水泵能夠滿足機組擴容的要求。

（2）汽動給水泵組（含小機）、除氧器、加熱器組均能滿足汽輪機擴容改造后的要求。3臺高加和5號低加正常疏水閥開度均較大，需對加熱器的疏水能力進一步進行論證。

（3）目前單臺磨煤機出力可以達到53t/h，制粉系統(tǒng)5臺磨運行時，能夠滿足設計煤質(zhì)條件下鍋爐最大出力的要求，但設備余量很??；在煤種發(fā)熱量未達設計值的情況下，為確保帶增容負荷，要做好6臺磨煤機運行的準備。

（4）引風機、送風機、一次風機余量較大，完全滿足設計煤質(zhì)條件下鍋爐最大出力要求。

（5）更換勵磁變，增加勵磁容量。為了保證足夠的安全裕量，建議增加發(fā)電機氫氣冷卻器、主變壓器冷卻器的冷卻能力。

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