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国产引进型300MW汽轮机组降耗措施研究

发布时间：2010/6/15 阅读次数：1424 字体大小: 【小】【中】【大】

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　　摘要：针对国产引进型300MW汽轮机投产后普遍存在的实际运行能耗高的问题，从降低汽轮机汽缸内漏、提高汽轮机内效率、对冷端系统进行合理配置及优化运行等方面进行了技术改造，降低了热力系统损耗，提高了机组经济性。

　　关键词：300MW；汽轮发电机组；经济性；节能降耗措施

　　0概述

　　国产引进型300MW汽轮机投产后普遍存在实际运行能耗高的问题，经技术诊断及经济性分析，对汽轮机本体、热力系统、辅机设备、运行方式等提出了整套切实可行的节能降耗应用技术和优化改进方案。1994-2003年先后对9个不同电力设计院设计的珠江、妈湾、双辽、西柏坡、铜陵、曲靖、汉川、嘉兴、石横、吴泾等电厂的32台国产引进型 300MW汽轮机组进行了完善改进。这些机组经完善改进后，发电煤耗率平均下降10g／(kW·h)以上。相同负荷下实际运行与试验结果二者煤耗率相差小于1％，取得了显著的经济效益和社会效益。另又选择哈尔滨汽轮有限责任公司(简称哈汽公司)和上海汽轮机有限公司(简称上汽公司)设计制造已投产的汽轮机组各1台作为依托工程进行示范，仍取得了显著效果。

　　整套节能降耗应用技术和优化改进方案实施工期可在标准大修期内完成，发电煤耗率每下降 1g／(kW·h)，投资费用20万-25万元，7个月全部收回。该改进方案具有科学合理、切合实际、符合国情、成熟可靠、工期短、投资小、收效大等技术特点。

　　研究如何提高火力发电厂汽轮机组的经济性问题涉及到汽轮机设计制造、电厂设计、设备安装、检修及维护、电厂运行等方面，是一项较复杂的系统工程。在研究及实施过程中，与科研、设计、安装、运行等有关单位进行了广泛的技术交流与协作，实现了预定的目标。

　　1 机组技术状况

　　国产引进型300MW汽轮机组是20世纪80年代初美国西屋公司的汽轮机制造技术，其技术指标是20世纪70年代初的国际先进水平。为提高机组技术水平，上汽公司和哈汽公司在国产化过程中分别采用不同的技术路线对原机型进行了优化设计和改进。截至2001年底已制造135台，现已投入运行100台，其中上汽公司62台，哈汽公司38台。在热力系统设计及辅机配套设备的选型及布置方面，各有关电力设计院根据电厂的技术要求、当地自然条件等，亦有一定的差异。

　　1.1 设计优化

　　原西屋公司制造的汽轮机为7级抽汽，引进技术谈判时，考虑到锅炉给水温度偏低，要求增加一级抽汽。西屋公司在不改变高中压缸结构及尺寸的基础上，在高压缸静叶持环上增加了一个抽汽口，并将高压缸原12个压力级改为10级。首台机组由西屋公司设计制造，安装在石横电厂，1987年7月12日正式移交生产。

　　1.1.1 上汽公司

　　采用分3步实施优化。第1步优化主要针对高压缸的通流部分，在不改变高中压缸总体结构及尺寸的情况下，将高压缸10个压力级改为11个压力级。调节级采用新叶型，反动级采用8500叶型，叶根改为“T”型，静叶采用扭叶片，优化设计排汽涡壳等，首台安装在吴泾热电厂。第2步优化主要在第1步优化的基础上，针对中、低压缸通流部分，分别以扭转静叶取代原有的直叶片，分别安装在阳逻、外高桥电厂。第3步优化，在前2步优化的基础上，新开发了905mm末级叶片，取代原869mm叶片以增大排汽面积，降低排汽余速损失。针对出力不足，适当增加了高压缸动、静叶片的高度，增大通流能力和出力余量。从1993年3月起陆续在嘉兴、马鞍山、靖远、嵩屿等电厂投运。

　　1.1.2哈汽公司

　　哈汽公司在引进初期已开始实施全面优化设计。在不改变高、中压缸总体结构及尺寸的基础上，在高压缸增加2级，采用三元流理论和可控涡技术设计通流部分。动叶用直叶片但修正动叶片进汽边以适应攻角变化。静叶采用扭叶片，调节级采用弯扭联合成型、曲线子午面叶型，末级采用900mm叶片取代原869mm末级叶片。除末2级叶片采用拱型围带外，其他动叶片均采用自带围带等措施。为适应不同排汽压力又开发了末级900mm和1 000mm2种自带围带运行接触式末级长叶片。

　　1.2 试验状况

　　不同时期投产的部分国产引进型机组与国内同类型进口机组的考核试验结果(见表1)表明，国产引进型机组的试验热耗率比保证值高221.2-616.2 kJ／(kW·h)。经各种修正后，修正量(试验与修正后结果热耗率相差)达233.2-499.5 kJ／(kW·h)，折合机组发电煤耗率8.7-18.7g／(kW·h)。而进口同类型机组试验热耗率与修正后的热耗率及保证值十分接近，有的机组试验热耗率不经任何修正甚至比保证值还低，二者相比可看出存在的差距。

表1 引进型与同类型进口机组考核试验结果及修正情况

序号	机组	阀位	设计热耗率/KJ·(K·Wh)^-1	试验功率/MW	试验热耗率/ KJ·(K·Wh)^-1	修正后热耗率/KJ·(K·Wh)^-1	修正量/ KJ·(K·Wh)^-1
1	福州1号	4VWO	7904.7	342.4	7803.4	7838.1	-34.7
2	福州2号	4VWO	7904.7	347.2	7931.9	7837.3	94.6
3	大连1号	4VWO	7833.5	355.0	7785.0	7758.0	27.0
4	石横1号	6VWO	8064.0	305.0	8397.8	8093.1	304.7
5	吴泾11号	6VWO	7982.0	302.2	8319.1	7991.0	328.1
6	吴泾12号	6VWO	7982.0	288.8	8396.4	7988.3	408.0
7	外高桥1号	6VWO	7983.0	301.4	8213.2	7979.9	233.2
8	阳逻1号	6VWO	7983.0	295.7	8338.4	8067.7	270.7
9	阳逻3号	5 VWO	7889.2	320.6	8477.9	8058.5	419.4
10	阳逻4号	6VWO	7889.2	304.5	8416.2	7998.0	418.2
11	大坝3号	6VWO	7983.0	315.3	8313.7	8054.9	258.8
12	妈湾1号	6VWO	7947.4	293.9	8563.6	8116.8	446.8
13	衡水1号	6VWO	7938.6	305.7	8451.4	8197.0	254.4
14	西柏坡1号	6VWO	7997.0	316.9	8479.9	7980.4	499.5
15	渭河6号	6VWO	7938.6	310.8	8535.5	8175.5	360.0

　　汽轮机考核试验的目的是测定汽轮机本身的经济性，试验时严格按有关试验规程，对热力系统进行隔离，系统不明泄漏量小于额定主蒸汽流量的 0.1％-0.3％，无补水，汽轮机在阀点运行。而实际运行不可能在试验的条件下运行，由于热力系统不尽完善，使实际运行比考核试验结果能耗要高得多。考核试验所得到的经济性指标还要通过系统修正折算到设计的热力系统，通过参数修正折算到额定的运行参数。通常修正后将进一步拉大实际运行与试验结果的差距，其差值与设备和热力系统是否完善以及能否在设计条件下运行有关。统计结果表明，机组在初终参数和负荷基本相同的条件下运行，实际运行比采取严格隔离后的试验工况，汽耗率要大5％左右，热耗率大4％左右，比试验修正后的热耗率大 7％-10％。可见，国产引进型300MW机组设备和热力系统不尽完善是机组实际运行煤耗率普遍偏高的根本原因。

　　1.3 运行状况

　　为便于分析国产引进型300MW机组的运行状况，与同类型进口机组的主要经济指标进行了比较。国产引进型300MW汽轮机组与日本三菱公司引进美国西屋公司技术，经优化改进设计后制造的350 MW汽轮机组属同类型机组。1982年以来，我国进口该类型汽轮机组10台，经济指标先进，年平均供电煤耗率一直保持在小于324S／(kW·h)的水平。而国产引进型300MW机组投产后各项经济性指标一直偏低。

　　据2001年度公布的数据(见表2)可得出：国产引进型机组负荷率低0.77个百分点；厂用电率高 0.86个百分点；锅炉效率低0.2个百分点；真空度低1.28个百分点；补水率高O.19个百分点；无大修等效可用系数低0.41个百分点；发电煤耗率高 17.82g／(kW·h)，供电煤耗率高21.78g／(kW·h)。

表2 同类型机组2001年度技术经济指标

项目	进口同类机组	国产引进型	上汽公司	哈汽公司
平均负荷／MW	260.03	220.59	219.37	222.31
负荷率／％	74.30	73.53	73.12	74.10
厂用电率／％	4.51	5.37	5.37	5.42
发电煤耗率/g·(kW·h)^–1	308.87	326.69	325.43	328.47
供电煤耗率 /g·(kW·b)^-1	323.48	345.29	343.79	347.32
锅炉效率／％	92.30	92.10	92.31	91.82
真空度／％	95.82	94.54	94.87	94.07
补水率／％	1.23	1.42	1.49	1.34
等效可用系数 (无大修)／％	94.46	94.05	94.38	93.79

　　1.4 存在的主要问题

　　1.4.1 热力系统

　　(1)热力系统设计—，工质有效能的利用不尽合理；(2)设备及热力系统冗余多，疏水系统庞大且控制方式不尽合理易出现内漏；(3)冷端系统及设备不完善，凝汽器真空度偏低，真空严密性达不到规程要求；(4)由于综合因素影响，给水温度偏低或过高偏离最佳设计值；(5)辅机选型、配套和系统不尽合理导致运行单耗大、厂用电率增高。

　　1.4.2汽轮机本体

　　(1)调节级及各段抽汽压力普遍超出设计值，如果限制压力则影响机组出力；(2)缸效率偏低以高压缸最为突出，普遍比设计值低5-8个百分点。而试验中压缸名义效率较高，实际效率却比试验结果低 3个百分点左右；(3)各段抽汽温度偏离设计值，以 2、3、5、6段抽汽最为突出，比设计值高15-50℃； (4)高、中压转子高温段和结构应力集中区过度冷却，转子内、外及轴向温差大，产生附加温度应力易对转子寿命造成损伤而产生裂纹；(5)汽缸上、下缸温差大是汽缸发生变形、内缸螺栓易松驰或断裂、结合面漏汽严重的重要原因。由于测点位置设计不当，机组在何种工况以何种方式运行温差最大，且温差大到何种程度无法得知；(6)缸效率下降速度快；(7)高、中压缸各平衡盘及两端部汽封漏汽量较大，以高、中压缸平衡盘汽封漏汽量尤为突出，一般为再热蒸汽流量的4％-5％，比设计值大2-3个百分点；(8)调节级效率比设计值低15个百分点左右；(9)低负荷顺序阀运行机组轴系稳定性变差等。

　　1.4.3 运行方式

　　机组运行日负荷变化幅度较大，无论额定负荷或低负荷运行及启、停运行方式和参数控制是否合理，均影响到机组运行的安全、经济性。机组主、辅设备选型及系统设计均考虑有一定的富裕容量，但机组实际运行却出现设计富裕量不足或过大。如何根据机组实际性能和实际的运行工况，充分而合理的对辅助设备性能加以利用，不仅影响到机组安全、可靠性，而且影响机组经济效益的发挥。主要存在以下问题：(1)实际运行机组负荷波动大，主要控制指标偏离设计值；(2)汽轮机进汽调节有节流调节(单阀)或喷嘴调节(顺序阀)2种方式，采用哪种方式最能充分发挥机组效益与机组实际性能、运行工况有关。即使采用同一种调节方式选用不同的运行参数，其经济性亦存在一定差异。如何根据机组状况选择最佳控制方式和参数问题亟待解决；(3)机组小指标考核或竞赛有关规定不尽合理；(4)结合机组状况和实际运行工况确定运行方式存在一定问题；(5)现行运行规程有关规定不尽合理和完善。

　　2主要解决措施及其效果

　　2.1 总体思想

　　应用专业理论对汽轮机组设备及实际运行状况进行全面的技术诊断，以理论计算和诊断结果的分析为依据，将汽轮机设计制造、电厂设计及辅机选型配套、设备安装及检修、系统布置、运行方式等方面有机的结合，综合分析因果关系，判断存在问题的主要影响因素，提出切实可行的技术改进方案，从而完善和提高设备性能，达到提高机组整体经济性水平的效果。

　　2.2 技术方案

　　针对国产引进型300MW汽轮机组普遍存在的缸效率低、热耗率大、厂用电率高等问题，根据汽轮机的设计结构和电厂实际系统、辅机配置及运行方式等，在安全可靠的前提下，经技术经济比较，提出汽轮机本体、热力系统和辅助设备切实可行的技术改进方案。

　　主要采取以下技术措施：(1)优化热力系统以合理利用工质有效能；(2)全面改造管道和设备的疏水系统；取消冗余系统，优化联接方式，采用先进成熟产品，消除外漏，尽可能减少内漏；(3)优化冷端系统运行方式及参数；(4)完善改进汽轮机本体结构和监视测量系统，重点解决正常运行中汽缸上、下缸温差大，汽缸变形，法兰螺栓松驰或断裂，结合面漏汽等问题；(5)重新核算、设计高、中压缸通流面积，更换部分汽轮机级的动、静叶片，调整抽汽口参数，重点解决调节级和1、2段抽汽口压力高，高压缸实际出力偏小的问题；(6)改进通流部分径向汽封结构并调整其间隙值；(7)改进抽汽和进汽导管与汽缸间的密封结构；(8)根据测量汽缸与转子的静变形量结果，重新确定汽封径向间隙控制量和调整方法；(9)改进高、中压缸夹层蒸汽流动方向；(10)合理调整配套辅机和回热系统设备性能，根据不同的负荷工况，确定最佳运行方式和控制参数；(11)根据完善改进后的设备和系统，补充和完善机组在各种工况下的运行方式及操作措施。

　　2.3 实施效果

　　不同电厂及示范机组经实施完善改进后，在实际运行条件下试验和运行效果表明，可达到以下技术指标。

　　2.3.1 安全、可靠性

　　(1)完善、改进后的热力系统能完全满足机组在任何工况下运行或启、停的操作要求；(2)全面改造疏水系统，疏水管数量大幅减少后，能完全满足机组在任何工况下运行或启、停时疏水和暖管要求，能满足热备用系统在任何工况下的使用要求，并防止汽轮机进水；(3)调节级和高压缸各抽汽口参数基本达到设计要求；(4)改进后机组在任何工况下运行，各项控制指标在规程规定的范围内。

　　2.3.2 经济性指标

　　机组改进后在额定工况下可达到的经济性指标：(1)高压缸效率大于等于84％，中压缸实际效率大于等于90％；(2)相同参数及阀位下，功率增加量大于等于2％；(3)机组热耗率小于等于8 300kJ／ (kW·h)；(4)厂用电率小于5％，补水率小于1％； (5)凝汽器真空严密性试验，真空下降率小于等于 0.3kPa／min；(6)机组发电煤耗率310g／(kW·h)左右，供电煤耗率325g/(kW·h)左右；(7)系统隔离后的试验结果与同负荷下实际运行工况比，热耗率相差小于1％。

　　以珠江电厂1～4号机组和嘉兴电厂1、2号机组为例：珠江电厂1～4号机组经改进后，2001年度经济指标为哈汽公司制造的汽轮机组最好水平，供电煤耗率比同年哈汽公司制造机组平均水平低 13.8g／(kW·h)。嘉兴电厂1号机组2001年6月实施改进后，经济指标为全国国产引进型300MW机组最好水平，当年供电煤耗率降为330s／(kW·h)，比全国平均水平低15.3g／(kW·h)。2号机组2002年4月实施改进后，当年供电煤耗率达到332.4g／(kW.h)。

　　2.3.3 经济效益

　　同类型机组实施完善改进后，取得了显著的经济效益和社会效益。按2001年度全国国产引进型 300MW机组平均发电量15亿kW·h计，发电煤耗率每下降1g／(kW·h)，1台机组每年可节约标准煤1500t。此外还有以下效益：(1)煤耗率下降后，锅炉二氧化硫等有害气体和粉尘排放量下降，排灰量减少，处理及维护费用下降，灰场利用年限增长。减小了对环境的污染；(2)锅炉蒸发量下降，锅炉本体和辅机磨损降低，故障率下降，设备寿命增长，厂用电率下降，补水率减小；(3)由于汽轮机设计结构问题，导致正常运行中存在上、下缸温差大，高、中压转子高温段和结构应力集中区过度冷却，转子温差增大产生附加温度应力，损伤转子寿命，改变调节方式时易出现轴系不稳定，进而使汽轮机运行中缸效率下降速度快。这些问题的解决和改善，提高了机组运行安全性，并可延长大修周期，缩短大修工期，提高设备寿命； (4)相同阀位及参数下运行，机组功率增加；(5)备品、备件及维修工作的费用降低；(6)运行操作量减少，设备可靠性提高；(7)对提高我国大型火电机组的技术水平和促进行业技术进步产生积极的影响。

　　2.3.4 依托工程示范机组的实施效果

　　又辽电厂1号汽轮机组经热力系统和汽轮机本体完善改进后，相同工况及条件下发电煤耗率 310.2g／(kW·h)，扣除常规大修可降低煤耗率5g／ (kW·h)左右后，煤耗率降低14.9g／(kW·h)。凝结水泵改造单耗下降110kW，循环水泵改造单耗下降 145kW，循环水流量增大2500t／h。改进费用平均每降低煤耗率1g/(kW·h)，投资约30.5万元，改进后机组运行7个月即可收回全部投资。

　　汉川电厂4号汽轮机组完善改进后，相同工况及条件下发电煤耗率311.18g／(kW·h)，扣除大修效果4g／(kW·h)，降低6.95g／(kW·h)。平均每降低煤耗率1g／(kW·h)，投资约20.4万元，改进后机组运行7个月即可收回全部投资。

　　2.4 预期前景

　　国产引进型300MW汽轮机组在今后相当长的一个时期内是我国火力发电的主力机组，提高其技术性能将产生十分显著的经济效益和社会效益。据 2001年度统计，国产引进型300MW机组全国总发电量为1415.63亿kW·h，平均供电煤耗率为345.3g／(kW·h)。根据在不同电厂实施的效果，对现役机组实施完善改进后，完全可达到煤耗率平均下降10g／(kW·h)，供电煤耗率为335g／(kW·h)的水平，每年可节约标准煤141.56万t。以平均标准煤每吨250元计，则每年可节约人民币3.54亿元，直接经济效益和社会效益巨大。

　　我国不同类型及容量火力发电机组经济指标普遍较差，节能降耗潜力较大，采用该项目研究成果及技术思想，仍可取得十分显著的成效。

　　3主要研究结果和技术特点

　　3.1 主要研究结果

　　(1)汽轮机的主要问题在高压缸。高压缸效率低的主要原因是结构设计不完善，而不是叶栅流动效率低。仅对通流叶栅进行改进不能有效地提高高压缸效率。(2)为解决机组出力不足，单纯扩大通流面积甚至将通流面积设计过大，将降低机组的经济性。 (3)高、中压缸上下缸温差大是汽轮机存在的主要问题之一。其原因是夹层汽流实际流向与设计思想不符，汽缸疏水设置及其连接方式不完善。导致汽缸在正常运行和启、停时出现较大温差，进而造成汽缸螺栓断裂或松弛、缸效率下降。(4)中压缸冷却蒸汽管有很大的危害性：使高压内、外上下缸温差加剧，汽流短路中压平衡盘第1段轴封，中压平衡盘汽封持环变形，轴封高温段处转子热应力骤增易产生局部裂纹。(5)高压进汽导管及一段抽汽插管密封结构设计不合理，造成漏汽量大，高压缸排汽温度高，高压缸功率下降。(6)调节级效率低，汽封设计不合理。 (7)存在不必要的冗余系统及设备，系统内漏大，是机组经济性普遍较差的主要原因。(8)机组无论在何种状态下启、停，疏水系统采用相同的控制方式，既不科学，又不安全。(9)增大凝汽器面积不是提高凝汽器真空的主要因素。

　　3.2 主要技术特点

　　(1)将设备设计、制造、安装，电厂设计、系统布置，辅机选型配套，机组运行方式及检修维护等方面有机地结合，进行综合研究分析，提出改进方案，取得了显著效果。(2)提出了热力系统优化改进的原则，将热力系统改进与机组运行方式的改进相结合，简化了热力系统，亦提高了机组运行可靠性。(3)按疏水电位置和作用不同，将疏水分类，提出疏水物理最低点的概念，使排向凝汽器的疏水管道和阀门数量大大减少，并提出疏水系统的合理控制方式。(4)通过改变高压缸夹层汽流阻力，解决了汽缸上、下缸温差大的问题。(5)改进了导汽管及抽汽管密封结构和调节级径向汽封结构，减少了汽轮机内漏。(6)根据研究成果，国内首次提出国产引进型300MW汽轮机组提高经济性的工作导则。(7)通过研究成果的应用，实现了科学技术转化为生产力。

　　4 结束语

　　国产引进型300MW机组实际运行能耗普遍偏高，主要原因是设备和系统不尽完善。通过对机组进行技术诊断，有针对性地对设备和系统进行完善化改进，能大幅度地提高汽轮机组的整体经济性水平，可取得显著的直接经济效益和社会效益。该项目的研究成果和技术思想，对提高我国不同类型及容量火力发电机组的经济性均有参考价值。

　　参考文献：

　　[1]朱小令，杨寿敏，房德明，等.国产引进型300MW机组运行情况及存在问题调查报告[R]. 西安：国家电力公司热工研究院，1998.

　　[2]关于发布2000年度10万千瓦及以上火电机组技术经济指标的通知[Z].中国电力企业联合会部门文件，会企[2002]19号，2002.

作者：国电热工程研究院朱小令刘安吉林省电力公司张立志湖北省电力公司阮成豪　来源：《中国电力》2003年第10期

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