600MW机组增效扩容改造中辅机适配性研究

顾伟飞，施浩勋，余 斌，邬荣敏

（1.浙江浙能技术研究院有限公司，杭州 310003；2.国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州 310014）

0 引言

火力发电企业面临着越来越大的节能减排压力，在原有300 MW和600MW机组主设备厂家预留的设计裕量基础上，适当进行机组扩容是非常必要的。从增效改造后的机组运行情况来看，先进汽轮机设计技术的使用和制造安装水平的提高，机组热耗和供电煤耗方面大致能提高2%～4%[1，2]。但在机组扩容的目标值方面，还存在一些问题[3]：如某发电厂300 MW机组通流改造增容至330 MW后，由于辅机设备凝汽器冷却管清洁系数下降且冷却面积偏小，在TRL（夏季工况）运行时，凝汽器真空超过11.8 kPa，即使机组勉强维持高负荷运行，经济性也很差；又如某发电厂600MW机组通流改造后，锅炉送风机容量偏小，全负荷时全风压偏低，故机组也未能满足扩容至660 MW的要求。

为避免出现机组增效扩容时辅机设备不能满足扩容要求，在某发电厂600MW机组汽轮机通流改造方案的可研阶段，同步进行了辅机设备适配性的研究，主要通过机组超出力试验并结合理论计算的方式，重点论证汽轮机、锅炉、发电机的关键辅机能否满足机组扩容的要求。

1 机组增效扩容改造及验证试验

某发电厂3与4号600MW机组汽轮机为亚临界、中间再热、单轴、三缸、四排汽、凝汽式汽轮机，型号N600-16.7/538/538-1。与自然循环、蒸发量2 019t/h的汽包锅炉及600MW水氢氢冷却发电机配套，机组于2004年投运。为进一步挖掘机组节能增效潜力，在机组大修期间对汽轮机进行通流改造，并将机组额定出力提高至660MW。该机组增效扩容改造前后试验数据见表1。

表1 机组主要性能指标

为了掌握汽轮机、锅炉、电气系统主辅设备能否满足机组扩容至660 MW的要求，对3号机组进行了试验验证，机组在超出力负荷645.2 MW下稳定运行2 h，并通过减少循环水量来模拟夏季设计背压9.5 kPa（实际试验值8.5 kPa），主蒸汽流量升至2 065t/h（不超过厂家要求的握轮机、.7t/h）。

根据3号机组超出力试验下主要数据，汽轮机通流改造后热耗值降低3.1%，TRL工况下凝汽器设计背压9.5 kPa，机组修正后负荷为660.25 MW，说明机组主要设备能够在通流改造后主蒸汽流量2 065t/h、负荷660 MW的夏季工况下运行。下面以验证试验为基础，对汽轮机、锅炉、电气系统主要辅机设备的适配性进行评估。

2 汽轮机主要辅机适配性

2.1 凝汽器及循环水泵适配性分析

汽轮机增效扩容改造后，汽轮机效率增加热耗下降，相应的低压缸排汽流量和排汽焓发生了变化。机组超出力试验下凝汽器运行数据及扩容后夏季工况见表2，并用改造后的机组660 MW负荷且夏季设计背压9.5 kPa进行校核。

表2 汽轮机扩容后凝汽器性能校核

按照凝汽器的变工况模型，设计冷却面积为34000 m2，清洁系数经多年运行后有所下降，取0.87，夏季循环冷却水进口温度33℃，冷却水流量75 600t/h，利用660 MW热负荷计算出凝汽器平均背压为9.4 kPa，小于夏季工况设计背压。现有凝汽器冷却能力能够满足机组扩容的需要。

在机组循环水流量75 600t/h左右，2台循环水泵叶角约在90%，电动机电流值在380 A，如循环水泵叶角继续提高至100%，则电动机电流在420 A，小于额定电流489.8 A，说明循环水泵及其电动机能够满足机组扩容的要求。

2.2 凝结水泵组适配性分析

机组配套2台100%额定容量的凝结水泵，凝泵A变频运行，凝泵B工频备用。凝结水系统超出力试验和改造后VWO（调阀全开工况）数据见表3。机组在试验时凝结水泵出口流量为1 669t/h，且除氧器水位主调整门为32.9%，有一定余量，能够满足机组扩容改造后VWO工况下的凝结水流量要求。在超出力试验时凝结水泵电动机电流206.1 A，和额定电流329 A相比余量较大，能够满足机组扩容的要求。

表3 凝结水系统出力数据

2.3 汽动给水泵组适配性分析

机组配套2台50%额定容量的汽动给水泵（简称汽泵）组，前置泵单独由电动机驱动，1台30%额定容量的电动给水泵作为机组启动及汽泵事故备用。机组超出力试验下给水系统数据见表4，3号机组在645.2 MW负荷下，2台汽泵进口流量为2 097t/h，和汽轮机增容后VWO工况下的设计流量接近；汽泵出口压力为19.6 MPa，2台汽泵汽轮机（简称小机）进汽流量为62.92t/h。

根据现有汽泵和前置泵的实际性能状态，机组扩容后的VWO工况下给水流量最大为2101.7t/h，小于2台汽泵组最大允许流量2 456t/h。但3号机组超出力试验工况下，汽泵进口流量达到2 097t/h，稍大于机组主蒸汽流量值，建议对该流量计进行校核，如无问题，需对汽泵再循环阀、汽泵密封水系统等泄漏问题进行检查并处理。

表4 给水系统出力数据

3号机组超出力试验工况下，汽泵A与B转速为5263 r/min与5203 r/min，低于设计最大值5645 r/min。前置泵A与B电动机电流为61.02 A与59.69 A，满足小于额定电流值69.1 A的要求。小机转速分别为5263 r/min与5203 r/min，小于最大调速上限5750 r/min；低压调门开度为36.4%和39.2%，高压调门在关闭状态，调门余量较大；进汽总流量为62.92t/h，小于设计数据71.3t/h，仍有一定余量。

2.4 加热器适配性分析

根据机组扩容改造后VWO工况下的热平衡图和加热器设计数据，结合机组超出力试验下加热器的运行特性，判断加热器在汽轮机增容后的适配性。机组超出力工况和增容后加热器性能参数见表5。

除5号低压加热器（以下简称低加）外，在机组超出力试验工况和汽轮机通流改造后的VWO工况下，各加热器的进汽压力和温度参数均在设计范围内，加热器能安全、稳定运行。机组5号低加在超出力试验工况下，进汽温度为269℃，略高于设计值，分析原因为低压内缸热变形导致抽汽腔室内漏。机组改造时，抽汽腔室采用新型斜支撑结构，可以保证5号低加进汽温度低于设计值。

表5 加热器超出力数据

采用汽轮机通流改造后的VWO工况下加热器工作压力、工作温度和流量数据，利用对应的比容来校核机组增容后管道流速变化，详见表6。各级抽汽管道的流速均在35～60 m/s范围内，符合火力发电厂汽水管道设计规范要求。但在机组超出力试验工况下，机组1，2，3号高压加热器（简称高加）正常疏水阀开度均较大，分别为88.9%，77.1%，76.5%，说明余量较小。5号低加正常疏水阀开度为71.4%，说明余量也较小。6号低加正常疏水阀已经过改造，疏水能力有一定余量。

3 锅炉主要辅机设备适配性

对机组运行数据模拟计算，要求改造后锅炉主蒸汽流量短期运行不超过2101.7t/h，长期运行不超过2 070t/h。本次机组超出力试验时主蒸汽流量为2 065t/h、压力为17.5 MPa、温度为541℃，试验期间锅炉各管壁监视未有超温，炉膛压力正常，火焰燃烧情况稳定。以下对锅炉制粉设备、三大风机等辅机设备进行适配性分析。

表6 主要抽汽管道流速校核

3.1 磨煤机适配性分析

试验期间制粉系统设备运行稳定，总出力在255t/h，系统参数均在正常区间范围内，见表7。若汽轮机调门不变，机组负荷增加至660 MW时，燃煤量应增加3%，制粉系统总出力为265t/h，单台磨煤机出力为53t/h，离磨煤机最大出力56.2t/h有一定余量。

表7 磨煤机出力数据

值得注意的是，试验期间机组燃用煤种较好，Qnet，ar（低位发热量）为 22 MJ/kg，与设计煤种Qnet，ar值接近，高于机组日常燃用煤种发热量；制粉系统设备经多年运行存在老化现象，普遍存在出力达到52t/h后的间歇性堵煤问题。故今后制粉系统带660 MW负荷、燃用发热量中等煤种时，存在一定程度的堵煤风险。若机组扩容至660 MW，可以考虑投运6台磨煤机，但运行方式规定和磨煤机RB（快速减负荷）逻辑需相应修改；若磨煤机仍然采用“五运一备”方式，锅炉须燃用接近设计煤种的高发热量煤种，并且对磨煤机进行彻底检修以达到原有保证出力。

3.2 风机的适配性分析

依据机组超出力试验负荷645.2 MW、制粉系统总出力在255t/h时，得到的引风机、送风机和一次风机的运行数据，见表8。在机组超出力试验工况下，各风机运行电流均远小于其额定电流，动叶的开度也在风机性能曲线的合理区间内，说明各风机的余量还很大，完全可以满足机组扩容的要求，故未对引风机、送风机和一次风机的风量和风压作进一步校核。

4 电气主要设备适配性

根据发电机厂家提供的机组增效扩容改造后数据，结合机组超出力试验，发电机和励磁变数据见表9。发电机的额定功率提高到660 MW后，额定电压维持不变，定子电流增加，而本次超出力试验时机组无功负荷较低，发电机功率因数达到0.994，定子电流反而小于600MW时的数据，故采用厂家提供的改造后数据作为校核。

表8 风机出力数据

表9 发电机和励磁变工况数据

从表9分析可知，发电机增容至660 MW后，定子电流由17495 A增加到19245 A，定子损耗增加，定、转子绕组及铁心等部件的温升也相应升高，现有氢气冷却器不能满足要求，需更换为容量更大的氢气冷却器，并将发电机运行氢压由0.414 MPa提高至0.45 MPa。

发电机增容后，励磁电压由400 V增加至428 A，励磁电流由4387 A增加至4697 A，超过了励磁变的额定电流。根据核算，现有励磁变的容量不能满足机组增容到660 MW的要求，故需要增加励磁变压器容量。

机组功率提高到660 MW后，在额定功率因数0.9下的主变压器电流增大，损耗增加。原来主变压器配备6组300 kW冷却器，五运一备，主变压器的空载损耗为252 kW，负载损耗为1050 kW，冷却器容量的富余量为198 kW。机组扩容后，主变压器冷却器容量的富余量偏小，建议对冷却器进行改造。

5 结论

600MW机组进行增效扩容改造有利于火电企业的节能降耗工作。如何稳步推进汽轮机通流改造工作，精确确定改造后机组的扩容目标，不仅需要考虑汽轮机通流改造的效果，评估机电炉三大主机的性能及相互适应性，还要避免出现主要辅机设备不能满足机组扩容要求的问题。通过600MW机组扩容改造前采用机组超出力试验并结合理论计算的方式，对主要辅机设备的适配性进行了分析和研究，主要可得出以下结论：

（1）现有凝汽器冷却能力、循环水泵、凝结水泵能够满足机组扩容的要求。

（2）汽动给水泵组（含小机）、除氧器、加热器组均能满足汽轮机扩容改造后的要求。3台高加和5号低加正常疏水阀开度均较大，需对加热器的疏水能力进一步进行论证。

（3）目前单台磨煤机出力可以达到53t/h，制粉系统5台磨运行时，能够满足设计煤质条件下锅炉最大出力的要求，但设备余量很小；在煤种发热量未达设计值的情况下，为确保带增容负荷，要做好6台磨煤机运行的准备。

（4）引风机、送风机、一次风机余量较大，完全满足设计煤质条件下锅炉最大出力要求。

（5）更换励磁变，增加励磁容量。为了保证足够的安全裕量，建议增加发电机氢气冷却器、主变压器冷却器的冷却能力。

[1]李清，黄什青，左从瑞，等.浅析汽轮机通流部分改造及效果[J].华中电力，2011，24（2）∶84-90.

[2]赵杰，朱立彤.300 MW等级汽轮机通流部分改造综述[J].热力透平，2011，40（1）∶39-42.

[3]冯茗，侯估民，谢诞梅，等.浅析汽轮机通流部分改造对辅机性能的影响[J].热力透平，2011，40（2）∶98-102.