浙能兰电600MW超临界汽轮机增效扩容改造

麻建中 （浙江浙能兰溪发电有限责任公司，浙江 兰溪321100）

施浩勋 （浙江浙能技术研究院有限公司，浙江 杭州310003）

浙江浙能兰溪发电有限责任公司（以下简称浙能兰电）装备有4×600MW超临界燃煤发电机组，自2006年4月至2007年5月间陆续投产。由于引进的技术不够先进，机组自投产以来一直存在着运行效率偏低的问题。4台机组THA工况性能考核试验得出的汽轮发电机组热耗率较大地偏离了设计值，分析认为该型汽轮机的高、中、低压缸效率都无法满足设计要求，也达不到其他同类型汽轮机中的先进效率水平。

借助阿尔斯通公司成功改造汽轮机的丰富经验，浙能兰电于2014年率先对3号汽轮机实施了增效扩容改造并取得成功，并配套实施了热一次风道增容改造、锅炉低温再热器、省煤器改造、主变增容改造、发电机增容改造等扩容项目，机组铭牌功率增至660MW并大幅降低了煤耗，曾被国家能源局列为国家2014年煤电机组节能与改造示范项目。

1 改造前汽轮机状况

1.1 汽轮机结构特点及主要设计参数

浙能兰电4台汽轮机均为东方汽轮机厂引进日本日立技术生产的单轴、三缸四排汽、超临界、一次中间再热、冲动、双背压凝汽式汽轮机，型号为N600－24.2／566／566。

该型汽轮机本体通流部分由1个高、中压合缸和2个双流低压缸（A、B）3部分组成，3个缸均为双层缸（内缸和外缸），水平中分面结构。汽轮机本体通流部分共有21级（42列），其中高压缸包括1个单列调节级和7个压力级；中压缸有6个压力级；低压缸A有2×7个压力级；低压缸B有2×7个压力级；末级叶片为1016mm。机组设计有8段（3个高加、1个除氧器和4个低加）回热抽汽。盘车装置布置在低压缸与发电机之间，盘车转速为1.5r／min。汽轮机电液控制系统型式为HIACS－5000M高压电液控制（抗燃油）。

汽轮机主要设计参数如下：额定功率600MW，额定主蒸汽压力／温度为24.2MPa／566℃，额定再热蒸汽压力／温度为3.976MPa／566℃；THA（热耗率验收工况）设计额定蒸汽流量1705.2t／h，额定给水温度282.4℃，额定工况热耗7537kJ／ （kW·h），高、中、低压缸效率86.3%、92.5%、93.2% ；VWO（阀门全开工况）设计最大蒸汽流量1903.23t／h，最大功率658MW，额定转速3000r／min，额定背压5.0～6.0kPa（平均5.5kPa）；设计循环冷却水温度23℃，最高循环冷却水温34℃，发电机额定功率因数0.9。

1.2 汽轮机存在的主要问题

1）高、中、低压缸通流效率偏低 由于设计、制造技术方面的原因，浙能兰电汽轮机通流效率偏低于设计值和当前同类型汽轮机的先进水平。4台机组投产初期，按照美国机械工程师协会《汽轮机性能验收试验规程ASME PTC 6－1996》的要求而进行了严格的性能考核试验，主要结果见表1。表1中的4台机组在额定负荷THA工况的性能试验结果表明，机组修正后热耗率平均值为7804.9kJ／（kW·h），与设计值7537kJ／（kW·h）相比，偏高幅度达3.6%，试验结果反映了实际机组热耗率与设计保证值之间有较大的差距。

表1 浙能兰电4台机组THA工况性能考核试验结果数据表

将表1中的缸效与设计值比较可知，额定负荷工况的高压缸效率试验平均值为84.5%，比设计值86.3%偏低1.8%，影响整机效率约0.39%；试验中压缸效率为91.4%，比设计值92.5% 偏低1.1%，影响整机效率约0.22%；试验低压缸效率为86.3%，比设计值93.2% 偏低6.9%，影响整机效率约2.9%。综合以上3项偏差，影响整机效率的总和为3.5%，这与机组试验修正后热耗率与合同保证值的偏差幅度是基本吻合的。由此可知，导致汽轮机实际运行性能偏离于设计值的主要原因在于高、中、低压缸通流效率的偏低。

2）变负荷运行经济性不佳 由于设备招标阶段对于负荷率预计偏高，致使浙能兰电汽轮机长期处于大幅偏离低压缸最佳容积流量的工况，而地处内陆导致的高背压又加剧了该状况。

根据2010年1＃机组运行数据，1＃机组在全年运行负荷率为78%。凝汽器压力年平均运行值为5.66kPa的运行状况下，推算得出的全年平均低压缸排汽容积流量约为5400m3／s，而该型汽轮机低压缸最高效率所对应的“最佳排汽容积流量”约为7000m3／s，即实际平均工作容积流量的偏小幅度达到23%，由此而造成低压缸工作效率与最高效率的差距约为1.1%。由于低压缸的做功量占整个汽轮机功率的份额约为43%，由此而引起整机效率下降幅度约0.5%，折合机组供电煤耗率上升约1.5g／（kW·h）。

该型汽轮机低压缸模块选用1016mm的末级叶片，在低负荷率和高背压的运行工况下无法处于高效率区间，导致机组变负荷运行经济性不佳。经测算，若采用末级叶片为909mm的低压缸模块代替现有模块，在全年平均低压缸排汽容积流量约为5400m3／s的情况下，低压缸效率可提高1.1%。

3）高、中压缸内缸变形 投产后，于2007年始，4台机组相继进行了第1次检查性大修。汽轮机开缸后发现，4台机组高中压内缸中分面均出现变形现象，内缸出现内张口，最大间隙几乎在同样位置，都在中压进汽室附近的2号轴封体位置，即19～20位置（见图1）。自由状态下（未紧螺栓）最大间隙均超过了3mm，最大达3.4mm，全冷紧后也达2mm左右，而检修规程要求则是冷紧1／3螺栓后间隙在0.03mm以下。

针对该问题，浙能兰电委托上海交通大学通过建模及数据分析，确定主要原因是高、中压内外缸夹层密封不严密，高压缸排汽通过夹层漏入中压缸，流动的低温蒸汽加剧了内缸外壁的冷却，造成汽缸热应力过大，最终致使缸体蠕动变形。

2009年，制造厂曾就该问题在4＃机做了一些高压内外缸夹层密封结构的改进措施，内缸内外壁温差最大自103℃降至86℃，但仍然偏高，效果不理想。

图1 高中压内缸中分面的间隙测量位置标示

2 改造目标及原则

2.1 改造目标

通过汽轮机通流改造，使机组效率达到同类机组的先进水平，100%THA工况的机组热耗率应不大于7640kJ／（kW·h），供电煤耗下降6g／（kW·h）以上；机组增容至660MW；解决机组现存在的缸体变形等安全隐患，消除其他影响机组安全可靠运行的缺陷，提高机组的安全可靠性和启动灵活性；能适应深度调峰的要求，机组在通常变负荷范围（50%～100%额定负荷）内运行时，具有较高的变负荷运行安全性和经济性。

2.2 改造原则

①高、中压缸和2只低压缸通流全改；②汽轮机轴系、转子跨度尺寸不变，旋转方向不变；③主汽门、调门现有位置不变，各轴承座现有安装位置不变；④汽轮机与轴承箱、发电机、主油泵、盘车装置的接口不变；⑤机组回热系统保持不变，汽轮机各管道接口与汽缸的相对位置不变，各抽汽口抽汽参数基本保持不变；⑥改造后汽轮机的轴向推力方向不变，推力数值能满足各工况安全运行的要求；⑦机组的基础不动，改造后基础负载基本不变，设备满足现场安装要求。

3 改造方案

3.1 高、中压模块

更换转子、内缸及所有动静叶片；通流部分保留冲动式设计，增加高压缸级数至10级，中压缸级数不变；高压缸调节级后设置一段混合区，确保汽流均匀进入第2级；根据速比优化叶片的节圆直径，叶片更长，效率更高；动叶叶型先进，并采用整体围带，既利于顶部流道平滑，又利于在叶顶采用迷宫式汽封；加大高压和中压喷嘴，降低固体微粒冲蚀；高压隔板采用具有先进的三维型线的静叶，静叶具有整体加工的根部和顶部围带，围带被焊进隔板内外环；中压缸既有自带围带的静叶也有装在单独围带中的二维型线静叶，并与隔板内外环焊接在一起。

3.2 低压模块

更换低压转子、低压内缸及所有动静叶片；采用阿尔斯通高性能反动式通流设计，级数增至8级，末级叶片为RS37T（37英寸带鳍叶片）；采用焊接式空心转子；除了末级动叶，其他叶片都是具有整体围带的全三维设计；末2级叶根采用纵树型轴向安装，其他动叶采用双T型叶根周向安装；末级动叶进汽边外缘采用感应硬化处理，整个表面采用喷丸处理来进一步提高其防水蚀、应力开裂的特性和腐蚀疲劳强度。

4 改造效果

2014年3月至6月，浙能兰电对3＃汽轮机进行了增效扩容通流改造。其后，委托浙江省电力科学研究院按照ASME规程要求进行了3＃汽轮机通流改造后热力性能试验，结果显示3号机组满足夏季工况下660MW运行的要求，加权考核热耗达到合同要求值，收到预期效果。

100%THA工况下，汽轮机高中低压缸效率分别为88.63%、90.98%和90.70%，热耗为7628.41 kJ／（kW·h）（合同为7630kJ／（kW·h））；75%THA工况下，汽轮机高中低压缸效率分别为85.67%、91.11%和89.45%，热耗为7804.24kJ／（kW·h）（合同为7814kJ／（kW·h））；加权为7716.32kJ／（kW·h）（合同为7722kJ／（kW·h）），热耗指标均达到了合同要求值。

与改造前相比，改造后满负荷汽轮机热耗降低了约176kJ／（kW·h），供电煤耗可下降6.5g／（kW·h）。若按负荷600MW、利用小时5000h、厂用电率5%计算，单台机组年节约标煤18525t；按目前兰溪电厂年平均标煤价800元／t计，单机年节约成本为1482万元；折算减少SO2排放19.5t，减少氮氧化物排放25.6t（以脱硝改造后的排放计算），具有较好的节能降耗减排效益。若按负荷660MW计算，单机年可多发电量3×108kW·h，按单位边际收益0.118元／kW·h计算，可增加发电利润3540万元。2项收益总和可达5022万元，经济效益非常明显。

［1］刘景春，高海，孙永斌 .汽轮机通流部分改造对机组效率的影响 ［J］.东北电力技术，2012（11）：20～23.

［2］查冰峰.200MW汽轮机通流部分改造及效果分析 ［J］.江西电力，2008，32（6）：49～51.

［3］浙江省电力设计院 .浙江浙能兰溪发电有限责任公司600MW汽轮机增效扩容改造项目可行性研究报告 ［Z］.2012.

［4］浙江省电力公司电力科学研究院 .浙江浙能兰溪发电有限责任公司＃3汽轮机组通流改造后热力性能试验报告 ［Z］.2014.