麻建中 （浙江浙能蘭溪發(fā)電有限責(zé)任公司，浙江 蘭溪321100）

施浩勛 （浙江浙能技術(shù)研究院有限公司，浙江 杭州310003）

浙江浙能蘭溪發(fā)電有限責(zé)任公司（以下簡稱浙能蘭電）裝備有4×600MW超臨界燃煤發(fā)電機組，自2006年4月至2007年5月間陸續(xù)投產(chǎn)。由于引進的技術(shù)不夠先進，機組自投產(chǎn)以來一直存在著運行效率偏低的問題。4臺機組THA工況性能考核試驗得出的汽輪發(fā)電機組熱耗率較大地偏離了設(shè)計值，分析認為該型汽輪機的高、中、低壓缸效率都無法滿足設(shè)計要求，也達不到其他同類型汽輪機中的先進效率水平。

借助阿爾斯通公司成功改造汽輪機的豐富經(jīng)驗，浙能蘭電于2014年率先對3號汽輪機實施了增效擴容改造并取得成功，并配套實施了熱一次風(fēng)道增容改造、鍋爐低溫再熱器、省煤器改造、主變增容改造、發(fā)電機增容改造等擴容項目，機組銘牌功率增至660MW并大幅降低了煤耗，曾被國家能源局列為國家2014年煤電機組節(jié)能與改造示范項目。

1 改造前汽輪機狀況

1.1 汽輪機結(jié)構(gòu)特點及主要設(shè)計參數(shù)

浙能蘭電4臺汽輪機均為東方汽輪機廠引進日本日立技術(shù)生產(chǎn)的單軸、三缸四排汽、超臨界、一次中間再熱、沖動、雙背壓凝汽式汽輪機，型號為N600－24.2／566／566。

該型汽輪機本體通流部分由1個高、中壓合缸和2個雙流低壓缸（A、B）3部分組成，3個缸均為雙層缸（內(nèi)缸和外缸），水平中分面結(jié)構(gòu)。汽輪機本體通流部分共有21級（42列），其中高壓缸包括1個單列調(diào)節(jié)級和7個壓力級；中壓缸有6個壓力級；低壓缸A有2×7個壓力級；低壓缸B有2×7個壓力級；末級葉片為1016mm。機組設(shè)計有8段（3個高加、1個除氧器和4個低加）回?zé)岢槠?。盤車裝置布置在低壓缸與發(fā)電機之間，盤車轉(zhuǎn)速為1.5r／min。汽輪機電液控制系統(tǒng)型式為HIACS－5000M高壓電液控制（抗燃油）。

汽輪機主要設(shè)計參數(shù)如下：額定功率600MW，額定主蒸汽壓力／溫度為24.2MPa／566℃，額定再熱蒸汽壓力／溫度為3.976MPa／566℃；THA（熱耗率驗收工況）設(shè)計額定蒸汽流量1705.2t／h，額定給水溫度282.4℃，額定工況熱耗7537kJ／ （kW·h），高、中、低壓缸效率86.3%、92.5%、93.2% ；VWO（閥門全開工況）設(shè)計最大蒸汽流量1903.23t／h，最大功率658MW，額定轉(zhuǎn)速3000r／min，額定背壓5.0～6.0kPa（平均5.5kPa）；設(shè)計循環(huán)冷卻水溫度23℃，最高循環(huán)冷卻水溫34℃，發(fā)電機額定功率因數(shù)0.9。

1.2 汽輪機存在的主要問題

1）高、中、低壓缸通流效率偏低 由于設(shè)計、制造技術(shù)方面的原因，浙能蘭電汽輪機通流效率偏低于設(shè)計值和當(dāng)前同類型汽輪機的先進水平。4臺機組投產(chǎn)初期，按照美國機械工程師協(xié)會《汽輪機性能驗收試驗規(guī)程ASME PTC 6－1996》的要求而進行了嚴格的性能考核試驗，主要結(jié)果見表1。表1中的4臺機組在額定負荷THA工況的性能試驗結(jié)果表明，機組修正后熱耗率平均值為7804.9kJ／（kW·h），與設(shè)計值7537kJ／（kW·h）相比，偏高幅度達3.6%，試驗結(jié)果反映了實際機組熱耗率與設(shè)計保證值之間有較大的差距。

表1 浙能蘭電4臺機組THA工況性能考核試驗結(jié)果數(shù)據(jù)表

將表1中的缸效與設(shè)計值比較可知，額定負荷工況的高壓缸效率試驗平均值為84.5%，比設(shè)計值86.3%偏低1.8%，影響整機效率約0.39%；試驗中壓缸效率為91.4%，比設(shè)計值92.5% 偏低1.1%，影響整機效率約0.22%；試驗低壓缸效率為86.3%，比設(shè)計值93.2% 偏低6.9%，影響整機效率約2.9%。綜合以上3項偏差，影響整機效率的總和為3.5%，這與機組試驗修正后熱耗率與合同保證值的偏差幅度是基本吻合的。由此可知，導(dǎo)致汽輪機實際運行性能偏離于設(shè)計值的主要原因在于高、中、低壓缸通流效率的偏低。

2）變負荷運行經(jīng)濟性不佳 由于設(shè)備招標(biāo)階段對于負荷率預(yù)計偏高，致使浙能蘭電汽輪機長期處于大幅偏離低壓缸最佳容積流量的工況，而地處內(nèi)陸導(dǎo)致的高背壓又加劇了該狀況。

根據(jù)2010年1＃機組運行數(shù)據(jù)，1＃機組在全年運行負荷率為78%。凝汽器壓力年平均運行值為5.66kPa的運行狀況下，推算得出的全年平均低壓缸排汽容積流量約為5400m3／s，而該型汽輪機低壓缸最高效率所對應(yīng)的“最佳排汽容積流量”約為7000m3／s，即實際平均工作容積流量的偏小幅度達到23%，由此而造成低壓缸工作效率與最高效率的差距約為1.1%。由于低壓缸的做功量占整個汽輪機功率的份額約為43%，由此而引起整機效率下降幅度約0.5%，折合機組供電煤耗率上升約1.5g／（kW·h）。

該型汽輪機低壓缸模塊選用1016mm的末級葉片，在低負荷率和高背壓的運行工況下無法處于高效率區(qū)間，導(dǎo)致機組變負荷運行經(jīng)濟性不佳。經(jīng)測算，若采用末級葉片為909mm的低壓缸模塊代替現(xiàn)有模塊，在全年平均低壓缸排汽容積流量約為5400m3／s的情況下，低壓缸效率可提高1.1%。

3）高、中壓缸內(nèi)缸變形 投產(chǎn)后，于2007年始，4臺機組相繼進行了第1次檢查性大修。汽輪機開缸后發(fā)現(xiàn)，4臺機組高中壓內(nèi)缸中分面均出現(xiàn)變形現(xiàn)象，內(nèi)缸出現(xiàn)內(nèi)張口，最大間隙幾乎在同樣位置，都在中壓進汽室附近的2號軸封體位置，即19～20位置（見圖1）。自由狀態(tài)下（未緊螺栓）最大間隙均超過了3mm，最大達3.4mm，全冷緊后也達2mm左右，而檢修規(guī)程要求則是冷緊1／3螺栓后間隙在0.03mm以下。

針對該問題，浙能蘭電委托上海交通大學(xué)通過建模及數(shù)據(jù)分析，確定主要原因是高、中壓內(nèi)外缸夾層密封不嚴密，高壓缸排汽通過夾層漏入中壓缸，流動的低溫蒸汽加劇了內(nèi)缸外壁的冷卻，造成汽缸熱應(yīng)力過大，最終致使缸體蠕動變形。

2009年，制造廠曾就該問題在4＃機做了一些高壓內(nèi)外缸夾層密封結(jié)構(gòu)的改進措施，內(nèi)缸內(nèi)外壁溫差最大自103℃降至86℃，但仍然偏高，效果不理想。

圖1 高中壓內(nèi)缸中分面的間隙測量位置標(biāo)示

2 改造目標(biāo)及原則

2.1 改造目標(biāo)

通過汽輪機通流改造，使機組效率達到同類機組的先進水平，100%THA工況的機組熱耗率應(yīng)不大于7640kJ／（kW·h），供電煤耗下降6g／（kW·h）以上；機組增容至660MW；解決機組現(xiàn)存在的缸體變形等安全隱患，消除其他影響機組安全可靠運行的缺陷，提高機組的安全可靠性和啟動靈活性；能適應(yīng)深度調(diào)峰的要求，機組在通常變負荷范圍（50%～100%額定負荷）內(nèi)運行時，具有較高的變負荷運行安全性和經(jīng)濟性。

2.2 改造原則

①高、中壓缸和2只低壓缸通流全改；②汽輪機軸系、轉(zhuǎn)子跨度尺寸不變，旋轉(zhuǎn)方向不變；③主汽門、調(diào)門現(xiàn)有位置不變，各軸承座現(xiàn)有安裝位置不變；④汽輪機與軸承箱、發(fā)電機、主油泵、盤車裝置的接口不變；⑤機組回?zé)嵯到y(tǒng)保持不變，汽輪機各管道接口與汽缸的相對位置不變，各抽汽口抽汽參數(shù)基本保持不變；⑥改造后汽輪機的軸向推力方向不變，推力數(shù)值能滿足各工況安全運行的要求；⑦機組的基礎(chǔ)不動，改造后基礎(chǔ)負載基本不變，設(shè)備滿足現(xiàn)場安裝要求。

3 改造方案

3.1 高、中壓模塊

更換轉(zhuǎn)子、內(nèi)缸及所有動靜葉片；通流部分保留沖動式設(shè)計，增加高壓缸級數(shù)至10級，中壓缸級數(shù)不變；高壓缸調(diào)節(jié)級后設(shè)置一段混合區(qū)，確保汽流均勻進入第2級；根據(jù)速比優(yōu)化葉片的節(jié)圓直徑，葉片更長，效率更高；動葉葉型先進，并采用整體圍帶，既利于頂部流道平滑，又利于在葉頂采用迷宮式汽封；加大高壓和中壓噴嘴，降低固體微粒沖蝕；高壓隔板采用具有先進的三維型線的靜葉，靜葉具有整體加工的根部和頂部圍帶，圍帶被焊進隔板內(nèi)外環(huán)；中壓缸既有自帶圍帶的靜葉也有裝在單獨圍帶中的二維型線靜葉，并與隔板內(nèi)外環(huán)焊接在一起。

3.2 低壓模塊

更換低壓轉(zhuǎn)子、低壓內(nèi)缸及所有動靜葉片；采用阿爾斯通高性能反動式通流設(shè)計，級數(shù)增至8級，末級葉片為RS37T（37英寸帶鰭葉片）；采用焊接式空心轉(zhuǎn)子；除了末級動葉，其他葉片都是具有整體圍帶的全三維設(shè)計；末2級葉根采用縱樹型軸向安裝，其他動葉采用雙T型葉根周向安裝；末級動葉進汽邊外緣采用感應(yīng)硬化處理，整個表面采用噴丸處理來進一步提高其防水蝕、應(yīng)力開裂的特性和腐蝕疲勞強度。

4 改造效果

2014年3月至6月，浙能蘭電對3＃汽輪機進行了增效擴容通流改造。其后，委托浙江省電力科學(xué)研究院按照ASME規(guī)程要求進行了3＃汽輪機通流改造后熱力性能試驗，結(jié)果顯示3號機組滿足夏季工況下660MW運行的要求，加權(quán)考核熱耗達到合同要求值，收到預(yù)期效果。

100%THA工況下，汽輪機高中低壓缸效率分別為88.63%、90.98%和90.70%，熱耗為7628.41 kJ／（kW·h）（合同為7630kJ／（kW·h））；75%THA工況下，汽輪機高中低壓缸效率分別為85.67%、91.11%和89.45%，熱耗為7804.24kJ／（kW·h）（合同為7814kJ／（kW·h））；加權(quán)為7716.32kJ／（kW·h）（合同為7722kJ／（kW·h）），熱耗指標(biāo)均達到了合同要求值。

與改造前相比，改造后滿負荷汽輪機熱耗降低了約176kJ／（kW·h），供電煤耗可下降6.5g／（kW·h）。若按負荷600MW、利用小時5000h、廠用電率5%計算，單臺機組年節(jié)約標(biāo)煤18525t；按目前蘭溪電廠年平均標(biāo)煤價800元／t計，單機年節(jié)約成本為1482萬元；折算減少SO2排放19.5t，減少氮氧化物排放25.6t（以脫硝改造后的排放計算），具有較好的節(jié)能降耗減排效益。若按負荷660MW計算，單機年可多發(fā)電量3×108kW·h，按單位邊際收益0.118元／kW·h計算，可增加發(fā)電利潤3540萬元。2項收益總和可達5022萬元，經(jīng)濟效益非常明顯。

［1］劉景春，高海，孫永斌 .汽輪機通流部分改造對機組效率的影響 ［J］.東北電力技術(shù)，2012（11）：20～23.

［2］查冰峰.200MW汽輪機通流部分改造及效果分析 ［J］.江西電力，2008，32（6）：49～51.

［3］浙江省電力設(shè)計院 .浙江浙能蘭溪發(fā)電有限責(zé)任公司600MW汽輪機增效擴容改造項目可行性研究報告 ［Z］.2012.

［4］浙江省電力公司電力科學(xué)研究院 .浙江浙能蘭溪發(fā)電有限責(zé)任公司＃3汽輪機組通流改造后熱力性能試驗報告 ［Z］.2014.