探究汽轮机通流部分改造对机组效率的影响

王雷

摘要： 详细介绍了华能营口电厂 1 号、2 号俄供 320 MW 火电机组汽轮机通流部分改造前在经济性、安全性方面存在的问 题，简述了汽轮机通流部分改造的具体内容，通过对比改造前、后机组主要技术参数及数据，可见改造后汽轮机工作效率 大大提高，达到了节能、减排、降耗和提高机组效率的目的，为同类型机组的改造提供了借鉴。

关键词： 汽轮机; 通流部分改造; 叶片; 效率; 汽缸

一、引言

为了 贯 彻 落 实 国 务 院《大气污染防治行动计 划》， 环境保护部通过制定、 修订重点行业排放标 准倒逼产业转型升级， 减少污染物排放， 改善环 境质量。 火电厂作为一次能源消耗大户， 降低火 电厂供电煤耗对实现 “十一五” 节能减排目标非 常重要， 但受当时汽轮机机组设计水平及制造工 艺的限制， 以及机组服役时间较长、 设备老化严 重等因素， 使得汽轮机内效率降低、 热耗率升高， 造成很大的能源浪费。

随着科技的进步， 对老机 组進行现代化技术改造， 已被证实是提高机组效 率 的 有 效 途 径， 不仅可以提高效率、 增 加 出 力， 同时可以大大节省基建投资。 目前机组通流改造 可分为 4 类： （1）全通流部分的改造， 利用现代化 的技术对整个汽轮机通流部分进行更换， 包括整 个转子及内缸， 主要针对运行时间较长， 超过 20 年且经济性较差的机组， 如华能上安电厂 1 号、 2 号机组通流改造; （2）对通流部分进行局部改造， 仅改造汽封系统， 针对运行投产时间不长的机组 节能降耗， 如天津华能杨柳青热电厂 8 号机组 A 修; （3）对高中压缸进行汽封系统改造， 对局部设 备进行更换， 例如仅对低压缸部分进行改造， 重 新设计更换整个低压转子及内缸， 如华能岳阳电 厂 1 号机组通流改造; （4）对机组进行增容改造， 如国电石嘴山第一发电有限公司 1 号机组通流改 造， 机 组 铭 牌 出 力 由 330 MW 改为 350 MW。 近 年来， 随着汽轮机新技术的不断发展以及设备加工能力的日益提高， 国内三大汽轮机厂家利用最 新成果， 对 300～600 MW 等级汽轮机进行现代化 的全通流改造及优化升级， 在额定负荷工况时改 造后汽轮机的经济性较改造前提高 4%～5%， 经济 效益非常显著;

又如哈尔滨汽轮机厂有限责任公 司（简 称 哈 汽）改造的绥中电厂进口俄制机组（型 号： K-800-240-5， 超临界、 单轴、 五缸六排汽、 一次中间再热、 冲动凝汽式、 双背压汽轮机）， 限 于当时的设计理念和技术手段以及落后的加工能 力， 虽然经历多次优化， 机组仍然存在诸如高中 压叶顶汽封脱落、 末级叶片断裂、 滑销系统卡涩、 中低压转子弯曲、 机组振动较大等问题， 严重影 响机组的安全性和经济性， 电厂对整个热力系统 进行了全面的升级改造。 哈汽主要改造汽轮机主 机部分， 对该机组的整个高中低压转子、 内缸及 支撑系统进行了重新设计和更换处理。 采用最新 技术优化通流级数， 采取了以下主要措施： 高中 压模块除调节级外， 其余全部改为反动式压力级， 高压模块由 I+5+6 级改为 I+9+8 级、 中压模块 由 2×9 改为 2×12、 高中压进汽结构由活塞环改为碟 片密封结构、 全部转子采用液压螺栓连接、 低压 模 块 仍 维 持 2×5 结构， 低压末级叶片采用 1 029 模块（原为 960 mm）。 通过此次整个系统改造机组 额 定 出 力 由 800 MW 变 为 880 MW， 出 力 增 加 10%、 供电煤耗降低 39.68 g/（kW·h）（2 号机组）。 该机组也是目前国内改造轴系最长、 单机容量最 大的火电供热机组， 轴系总长约 59.5 m， 改造后 机组的振动水平良好。 但机组通流改造也存在一些不容忽视的问题， 详见下文分析。

二、问题的提出

某项目机组通流改造后性能试验过程中， 据 电厂运行人员反映在部分负荷阶段， 感觉机组改 造前、 后， 一些主要参数如主蒸汽流量、 锅炉给 煤量等， 改造前后变化不大， 作者针对此问题进 行分析， 发现该厂汽轮机在部分负荷阶段， 改造 前、 后经济性变化不明显; 同时在某厂进行性能 试验过程中， 另一厂机组性能指标很好， 而电厂 的经济效益排名靠后， 针对这些疑问， 笔者对改 造后机组的性能进行分析， 发现在额定负荷及以 上工况时改造前后汽轮机的经济性提高 4%～5%， 经济效益非常显著， 而在部分负荷阶段， 这种改 造效果大打折扣， 这种情况在 300 MW 等级机组上 尤为突出。

本文以国内三大汽轮机厂改造的 300 MW 机组为例进行分析， 主要数据如表 1 所示[1-3]。

1.1 机组通流能力偏大

从表 1 的数 据 分 析 ， 在 阀 点 工 况 （3VWO 或 5VWO）修正后的主蒸汽流量与额定设计主蒸汽流 量的比值： A 电厂高出设计值约 5.52%， B 电厂高 出设计值约 5.92%， C 电厂高出设计值约 6.02%， 3 个电厂的平均值为 5.82%左右， 说明机组的通流 能力在额定工况较设计工况偏大约 5.82%。 以实 际阀全开（VWO）工况， 修正后主蒸汽流量是设计 阀点工况的主蒸汽流量的 1.12～1.19 倍， 远大于设 计值 VWO 和设计阀点工况的比例 1.08 左右。

1.2 主、 再热蒸汽参数偏低

从表 1 的数据来分析， 在阀点工况， 不考 虑 低压缸排汽压力偏离设计值较多的因素， 在额定 负荷工况附近， 主蒸汽压力低于设计值 3%～4%， 若考虑带同样的负荷， 低压缸排汽压力在设计值 附 近 时， 主蒸汽压力将至少偏离设计值 5%～8% （0.8～1.3 MPa）， 一般大容量的再热机组， 额定工 况下主蒸汽压力每下降 0.1 MPa， 热耗率上升 3～5 kJ/（kW·h）[4] ， 仅主蒸汽压力偏离设计值将使机组 煤耗增加近 2 g/（kW·h）， 而主蒸汽、 再热蒸汽温 度 每 下 降 1 ℃ ， 则 热 耗 率 上 升 2 kJ/（kW·h）以 上[4] ， B 厂的主蒸汽温度偏离设计值 10.0 ℃左右， 将使得机组煤耗升高约 0.8 g/（kW·h）， 再热蒸汽 温度偏离设计值 7.0 ℃左右 （某 厂 在 额 定 负 荷 附 近， 再热蒸汽温度仅为 512 ℃， 在低负荷段再热 蒸汽温度在 503～510 ℃）， 将使得机组煤耗升高约 0.5 g/（kW·h）以上; 以 B 厂为 例， 在 额 定 负 荷 工 况， 仅从主蒸汽压力、 主再热蒸汽温度偏离设计 值来分析， 将使得机组的实际运行煤耗升高 3.3 g/ （kW·h）以上， 这还不考虑机组在阀点工况和顺序 阀工况阀门节流影响的热耗率的偏差， 见 1.3 节， 而这种情况在部分负荷阶段将更加显著。

1.3 缸效率偏低

国产 300 MW 等级汽轮机一般配有 4 个（也有 6 个）主汽调节阀， 机组通过通流改造， 在 3VWO （或 5VWO）工况， 由于无节流损失， 机组 能 带 到 额定功率、 高压缸效率普遍接近设计值。 因汽轮 机通流能力偏大， 实际运行时， 机组采用顺序阀 运行方式， 考虑安全因素， 阀门会有重叠度， 在 额定工况时， 由于存在阀门节流损失， 实际高压 缸效率较设计值会低 1.32%～1.86%[5] 。 表 2给出了 几台机组具体试验数据[5] 。

1.4 抽汽参数及最终给水温度偏低

由于主、 再热蒸汽参数偏离设计值较多， 以 及汽轮机压力级通流部分能力偏大， 使得机组各 级抽汽口处的压力及温度变化很大， 如某厂主蒸 汽温度低于设计值 3.7 ℃， 而一段抽汽温度低于 设 计 值 26.9 ℃左右， 二段抽汽温度低于设计值 5.5 ℃， 在抽汽管道内径不变的情况下， 使得进入 加热器的蒸汽流量减少、 品质降低， 导致最终给 水温度较设计值低 6.6 ℃左右， 影 响 机 组 煤 耗 升 高约 0.7 g/（kW·h）， 而最终给水温度降低， 在锅 炉吸热量一定的情况下， 主、 再热蒸汽温度将无 法达到设计值， 降低了再热循环对机组经济性的 贡献， 形成一个恶性循环。

1.5 低负荷时段经济性差

低负荷时段经济性差的原因有两点： （1）在低 负 荷 阶 段， 阀 门 开 度 较 小， 阀 门 节 流 损 失 增 加; （2）机组偏离最佳设计工况较多， 经济性变差。 机 组在低负荷时段经济性恶化是两种因素的叠加。

1.5.1 阀门节流的影响 以某电厂 300 MW 亚临界空冷机组为例进行 说明， 300 MW 负荷时机组在顺序阀和单阀工况下 （调门开度仅为 28%， 该机组通流能力偏大 11.8%）， 热耗率偏差 81.8 kJ/（kW·h）， 正 常 情 况 下， 这 两 个工况热耗率偏差在 10～40 kJ/（kW·h）; 而在 170 MW 负荷时， 顺序阀和单阀工况下高压缸效率相 差 9.6%， 热耗 率 偏 差 为 314.4 kJ/（kW·h）， 说 明 调门节流在低负荷阶段对机组的经济性影响非常 大， 随着通流能力的增加、 节流越严重， 这种影 响越明显， 如图 1、 2 所示[6] 。 （1） 图 1 当调门没有节流时（分析假设主汽门 全开， 压损为 “0”）， 调节级效率为（i0-iC 1 ）/（i0- iC）， 熵增为 S2-S1， 节流损失为（1～S1～S2～tC 1 ～1）所包围 的面积[6] 。 （2） 图 2 当调门有节流时（分析假设主汽门全 开压损为 “0”）， 调节级效率为（i0-iC 1 ）/（i0-iC）， 熵 增 为 （S02-S01）+（S01-S1） ， 节流损失大小为图 （1～ S1～S01～11 ～1）所包 围 的 面 积 与（11 ～S01～S02～tC 1 ～11 ）所 包圍的面积两部分之和[6]。 显然， 节流损失越小， 熵增（S1-S01）越小， 损失（1～S1～S01～11 ～1）所包围的 面积亦越小， 反之越大[6] 。

1.5.2 偏离最佳设计工况的影响 汽轮机热效率最佳设计值在额定负荷工况， 偏离设计工况越多， 负荷越低， 热耗率增幅越大。 某电厂电功率和热耗率的关系曲线（摘自该机 组热力特性书）如图 3 所示， 从图 3 可以看出机组 偏离额定工况越多， 机组的热耗率的增幅越明显， 而 在 额 定 工 况 350 MW 附近， 300～380 MW 机组 的热耗率变化不大， 即曲线的斜率越小， 而负荷低 于 250 MW 以下 时， 曲 线 的 斜 率 越 大， 而 机 组 通 流能力增大加剧了这种影响， 即机组通流能力越 大， 机组在低负荷阶段偏离最佳工况点越远。

1.6 运行煤耗和试验计算煤耗偏差较大

性能验收工况将主蒸汽压力、 温度及再热 蒸 汽温度、 再热压损及低压缸排汽压力修正到设计 边界条件， 而实际运行工况达不到设计边界条件， 如主蒸汽压力、 温度及再热蒸汽温度偏低等， 试 验方法与各种修正后的结果， 掩盖了影响汽轮机 实际运行性能的主要因素， 导致实际运行煤耗与 性能试验计算得到煤耗偏差较大， 即性能试验得 到的指标是机组最理想工况下的数值， 而实际运 行却达不到。

1.7 高中压合缸处轴封漏汽率偏大， 缸效率提高 不明显 从表 1 数据来分析， 高中压合缸处的轴封漏 汽率， A 厂的试验值是设计值的 3.49 倍， B 厂为 3.42 倍， C 厂为 3.73 倍， 3 个电厂的高中压合缸 处的轴封漏汽率均是设计值的 3.0 倍以上。 对于合缸机组而言， 由于高中压合缸处轴封 漏汽率的增大， 将导致调节级后的主蒸汽未在高 压缸内做功， 而直接进入高压缸排汽管道的流量 越大， 高压缸效率越差。 合缸处轴封漏汽率的增 大， 会导致机组高压缸效率修前、 修后变化不明 显。 仅对汽封系统进行改造的机组， 同时也对整 个热力系统进行了治理， 如消除阀门内外漏等， 将整个系统治理的效果全部归结于汽封系统的改 造， 似乎夸大了汽封系统改造的效果， 同时也解 释了机组高压缸效率提高不明显， 而热耗率下降 很多的疑问。

1.8 机组老化现象严重

对某些厂进行性能试验时， 机组在通流改 造 初期的经济性非常好， 接近设计值， 而在下次大 修时， 机组的热耗率、 高压缸效率变化很大， 而 对一些进口机组， 这种现象很少， 机组运行较长 时间， 经过几个大修期， 机组的缸效率及热耗率 变化不明显， 如西门子、 阿尔斯通部分机组的大 修周期为 12 年， 而国内机组大修周期一般为 3～4 年， 这也是目前国产机组和进口机组差距比较大 的地方， 值的我们深思。

1.9 部分加热器水位不能正常维持

机组通流改造后， 部分低压加热器水位不能 维持， 正常运行时需要部分开启危急疏水阀来控 制加热器水位， 主要原因是抽汽压力降低， 压差 变小， 疏水自流不畅所致。

三、造成机组通流设计偏大的原因分析

在 20 世纪 60～70 年代电力供应紧张的情况 下， 提高机组通流能力， 例如使额定 200 MW 的 机组， 能带到 220 MW 负荷， 多发电， 这在当时 的特定环境下， 能在一定程度上缓解电力供应紧 张的状况， 同时使得制造厂家获得更好的竞争优 势， 而且机组均满负荷运行非常经济， 这种提高 机组通流能力的思维也一直影响着汽轮机的设计; 加之目前汽轮机的性能验收常以 THA、 TMCR、 TRL、 VWO、 高压加热器解列工况的性能指标作 为考核汽轮机的性能水平， 均为高负荷 段。 THA工 况主 要 考 核 机 组 的 热 耗 率， 而 TRL、 TMCR 工 况主要考核机组的出力， VWO 工况主要考核机组 的通流能力及最大出力， VWO 工况实际运行过程 中基本不会采用该种运行方式。 这也导致汽轮机 厂家主要按额定及以上负荷设计汽轮机的效率和 出力， 仅考虑高负荷阶段的经济性， 而忽略了汽 轮机在部分负荷阶段的经济性， 没能整体考虑机 组在主要负荷段的综合性能最优。

经了解部分 300 MW 等级机组的 VWO 工况的 主蒸汽流量是按照 105%TMCR 工况主蒸汽流量进 行设计， 一般 TMCR（和 TRL 主蒸汽流量相同）工况 的主蒸汽流量是 THA 的 105%， 加之考虑 TRL 工 况补水率 3%的因素， 同时考虑长期运行机组老化 的影响， 还能带到铭牌出力， 基于以上原因， 设 计人员重复考虑裕量导致机组整体通流能力偏大， VWO 工况主蒸汽流量是 THA 工 况 主 蒸 汽 流 量 110%以上較为普遍。 2005 年以 来， 通 过 对 61 台汽轮机实施的调 节级喷嘴整体改造， 包括： 亚临界 300 MW 汽轮 机， 超临界 600 MW 汽轮机， 其中面积缩小最大 的 为 23%[6] 。 这种 情 况 在 国 产 300 MW 等级 机 组 上尤为突出。 机组通流能力偏大， 掩盖了机组经 济性不足的缺点， 实质上是以量大代替质优的不 足 。 而 600 ～1 000 MW 机 组 此 数 据 ， VWO 和 TMCR 工况是按照 102%～103%设计， TRL 工况的 补水率仅为 1.5%， 这样 600 MW 及以上机组的通 流能力相对偏大不是很明显。 国外或进口机组的 通流能力从设计上就没有很大的富裕量， 因此， 机组可以运行在设计最优的区间。

四、结束语

本文以芯片 DSP28335 和 ADS8364 为硬件基 础，VC + + 6. 0 和数据库 SQL Server 2000 为上位机 软件支持，完成户内高压真空断路器运动特性数据 采集系统的设计。该系统已在实际项目的研发过程 中得到了应用。经实际运行测试证明，实现了数据 同时采集、存储、实时显示功能，保证了数据准确 性，实时性、稳定性。

参考文献：

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[3] 朱 玲，武玉强，张启宇. TeeChart 实现工控领域的实时曲 线和历史 曲 线 的 方 法 [J]. 工 业 控 制 计 算 机，2015，18 （ 8） ： 39 - 40