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摘 要 ：本文概述某省各型机组整体更换式节能改造取得的效果及机组改造中需注意的问题，以供同行借鉴。
关键词 ：机组汽轮机、 改造、 节能、 热耗率、 Abstract: This paper discusses the need to pay attention to the effect and the unit transformation in this paper a various types of unit replacement type energy saving revamp, which can be used for reference.
Keywords: turbine, retrofit, energy saving, heat consumption rate,
中圖分类号：TE08文献标识码：A 文章编号：
1 概述
通过对某省内大型机组的煤耗分析, 认为早期投产的汽轮机运行效率与现代汽轮机本体运行效率有以下两方面的差距: 一是当时的设计热耗率较现代汽轮机的设计热耗率本身存在200 ~300kJPkW. h的差距, 主要原因是当时叶型落后, 设计手段单一, 缺少先进的计算分析软件和先进的试验手段。二是机组的设计热耗率同考核试验的热耗率也存在200~ 300kJ∕kW. h 的差距, 主要原因是加工制造设备、安装工艺落后, 如叶型加工精度不够、通流尺寸及动静间隙偏差较大, 保证不了设计要求, 实际通流面积与设计通流面积不符。这两项差距基本是固定差距, 主要原因可归结为技术落后, 折合为通流效率约影响5~ 6%。我们多年来的节能工作主要是针对第二项差距, 通过精修叶片, 严格控制通流面积, 重新调整级组的焓降分配及各级反动度, 取得了显著的节能效果, 但仍有很大的局限性。
利用现代化的整体更换式节能改造,克服了现场局限性的缺点, 可以充分利用现代技术改造旧汽轮机, 使汽轮机通流效率提高5% 以上,彻底消除由于技术落后存在的能耗差距, 保持设备的先进性。
2 几种典型机型的本体改造效果
2.1 100MW 机组的汽轮机通流部分改造情况
某省100MW 机组运行的电厂有济宁电厂3号、4 号机组, 烟台电厂3 号、4 号机组, 龙口电厂1号、2 号机组, 聊城电厂3 号、4 号机组, 黄台电厂5号、6 号机组。济宁、烟台电厂全部进行了节能改造, 改造后机组具备供热条件, 在高低压联通管上抽汽供热。龙口电厂已完成一台机组的节能改造。黄台电厂5 号机组进行了供热改造, 仅更换了末三级隔板, 6 号机组的改造是节能、供热联合改造, 未投运。制造厂保证额定工况110 MW 下热耗8 834kJ∕kW˙h, 高缸效率88% ( 含主气门、调门损失) , 低缸效率: 83% ( 含排汽损失) , 夏季工况能连续发出110 MW。
100 MW 机组改造前统计热耗率为9 540 kJ∕kWh, 改造后试验额定工况为110 MW 时热耗达到8 856 kJ∕kW˙h, 高缸效率87. 75% , 低缸效率82. 21%, 基本达到合同要求的保证值。改造后的经参数修正后热耗值能够达到8 884 kJ∕kW˙h,热耗下降656 kJ∕kW˙h, 相当于机组通流效率提高6. 5%。
2.2 125MW 的汽轮机通流部分改造情况
125 MW 机组在某省较多, 早期投产的主要有沾化1、2 机组, 十里泉1~ 5 机组, 黄岛1、2 机组,莱芜1、2、3机组等。厂家保证指标一般为额定工况135MW 下热耗8172kJ∕kW h( 有些厂家提出保证值8114kJ∕kW˙h 是不符合实际的) , 高缸效率: 83.4% ( 含主汽门、调门损失) , 中压缸效率91. 68%(含5% 阀门压损) , 低缸效率: 87. 48% ( 含排汽损失) , 夏季能连续发出130 MW。
在全国范围内, 125 MW 机组改造效果分散度较大, 某省局部改造了多台, 效果也不明显。全面更换改造较好的高缸实测效率: 79. 4% , 中压缸实测效率90% , 低缸实测效率: 88%。机组热耗率8189kJ∕kW˙h。同样改造前经参数修正下125 MW机组的热耗率统计为8735kJ∕kW˙h, 改造后经参数修正时热耗率为8332kJ∕kW˙h, 降低了403kJ∕kW˙h, 效率提高4. 6% 。
2.3 200MW 的汽轮机通流部分改造
200 MW 机组主要有龙口2 号~ 6 号机组, 辛店3 号、4 号机组, 均已完成改造. 制造厂保证热耗8156kJ∕kW˙h,高压缸效率85.46% , 中压缸效率:92.84% , 低压缸效率: 87.03% 。改造后机组热耗;8183 kJ∕kW˙h, 高压缸效率85.09%, 中压缸效率91.43% , 低压缸效率86.33%。改造前机组的统计热耗为8770 kJ∕kW˙h, 改造后8270 kJ∕kW˙h, 降低了500 kJ∕kW˙h, 效率提高了5.7% 。
2.4 300MW 的汽轮机通流部分改造
某省运行的300MW 机组有上海四排汽和东方D42 型机组。以邹县四排汽型机组为例, 改造前机组的热耗率为8569kJ∕kW˙h, 高压缸效率75.9% ,中压缸效率89% , 低压缸效率79%。改造后机组经参数修正热耗8052kJ∕kW˙ h, 高压缸效率83.8% , 中压缸效率: 91. 2%, 低压缸效率88. 2% 。热耗率下降了517kJ∕kW˙h, 效率提高了6.0%。
3 改造机组需注意的几个问题
3.1 调节级压力问题
为提高高压缸效率, 调节级焓降减小, 提高了调节级压力。当调门未开满时, 调节级压力已经达到了设计最大值, 考虑到机组的安全性负荷无法继续提高, 特别是有些机组夏季工况下由于调节级压力的限制无法在额定出力运行。以100MW 机组为例, 机组最大负荷只能带到115.65MW( 真空为0.005 MPa时) 。夏天背压为11. 8 MPa 时发电机出力只能带到106.22 MW。
3.2 热力试验中有关进行修正的问题:
在ASME 标准中没有对轴封进行修正的要求,但在实践中发现, 机组改进后轴封间隙比设计值大了许多, 影响了机组的热耗, 为此一般与制造厂家协商进行轴封泄漏增大对热耗的修正。系统修正和轴封修正后热耗下降了, 但是经过系统修正和轴封修正后热耗的下降部分, 电厂是得不到效益的。各修正曲线应在技术协议中给出, 并检查其合理性。在效益对比中应采用统一标准, 本文中比较效益的热耗率均不进行一类修正, 只进行参数修正。
3.3 机组的热耗率、缸效率
热耗保证值应在充分调研的基础上提出较为准确的目标值, 在以前的改造中, 有些制造厂为拿到标书不切实际地降低热耗。缸效率应包括节流损失, 便于考核。根据统计, 各型机组改造后较好指标如表1。
表1 各型机组改改造后的技术指标
3. 4 调峰能力的要求:
由于过去的机组在设计时, 一般重点考虑机组的带基本负荷能力和经济性, 基本不考虑调峰能力, 这是我国大部分机组的一个致命的的缺陷, 在今后改造中调峰能力应作为重点提出。由过去进行两班制运行试验中可知, 非再热机组相对容易实现, 再热机组难度很大, 其中有系统原因, 也有本体设计原因。为了满足两班制调峰要求, 可提出要求至少采用如下技术措施: 尽量采用实心轴、高窄法兰, 动静叶栅由轴向密封改为径向密封, 对机组轴向间隙增大, 泄漏量减少, 使高中压缸差胀不成为限制运行的条件, 低压汽封把原转子上镶汽封结构, 改造为斜平齿结构使低压差胀允许值增大。减少调节级处大轴上槽沟或增大过渡圆角减小应力集中等新技术, 保证机组在80% 以上负荷停机6-8 小时后, 能迅速启动到满负荷。高压缸材料由ZG25CrMo 改为ZG15Cr2Mo1, 增加汽缸抗蠕变及变形的能力, 并提高螺栓材料的等级和直径。通过机组改造变成可进行快速启停的调峰机组, 并提出系统阻碍两班制运行的改进建议( 例如再热器干烧问题、高压缸排汽温度变化梯度过大等解决方案) 。
3. 5 改造方案的论证
机组改造前应充分论证其可行性, 针对组机存在主要问题进行改造, 特别是有些机组高中压缸效率不低, 而低压缸效率很低, 改造低压缸是最合算的。有供热要求的机组在是否加装旋转隔板问题上应认真考虑, 如果热负荷不定供热周期较短, 选择旋转隔板势必牺牲机组效率, 不如在满足热用户的前提下, 选择打孔抽汽方案较为合理。
参考文献
【1】黄学良，胡敏强，杜炎森，周鹗;汽轮发电机端部涡流电磁场及影响因素的研究[J];电工技术学报;1996年02期
【2】赵常伟;邹县发电厂300MW机组增容的技术研究与经济分析[D];华北电力大学（河北）;2003年
关键词 ：机组汽轮机、 改造、 节能、 热耗率、 Abstract: This paper discusses the need to pay attention to the effect and the unit transformation in this paper a various types of unit replacement type energy saving revamp, which can be used for reference.
Keywords: turbine, retrofit, energy saving, heat consumption rate,
中圖分类号：TE08文献标识码：A 文章编号：
1 概述
通过对某省内大型机组的煤耗分析, 认为早期投产的汽轮机运行效率与现代汽轮机本体运行效率有以下两方面的差距: 一是当时的设计热耗率较现代汽轮机的设计热耗率本身存在200 ~300kJPkW. h的差距, 主要原因是当时叶型落后, 设计手段单一, 缺少先进的计算分析软件和先进的试验手段。二是机组的设计热耗率同考核试验的热耗率也存在200~ 300kJ∕kW. h 的差距, 主要原因是加工制造设备、安装工艺落后, 如叶型加工精度不够、通流尺寸及动静间隙偏差较大, 保证不了设计要求, 实际通流面积与设计通流面积不符。这两项差距基本是固定差距, 主要原因可归结为技术落后, 折合为通流效率约影响5~ 6%。我们多年来的节能工作主要是针对第二项差距, 通过精修叶片, 严格控制通流面积, 重新调整级组的焓降分配及各级反动度, 取得了显著的节能效果, 但仍有很大的局限性。
利用现代化的整体更换式节能改造,克服了现场局限性的缺点, 可以充分利用现代技术改造旧汽轮机, 使汽轮机通流效率提高5% 以上,彻底消除由于技术落后存在的能耗差距, 保持设备的先进性。
2 几种典型机型的本体改造效果
2.1 100MW 机组的汽轮机通流部分改造情况
某省100MW 机组运行的电厂有济宁电厂3号、4 号机组, 烟台电厂3 号、4 号机组, 龙口电厂1号、2 号机组, 聊城电厂3 号、4 号机组, 黄台电厂5号、6 号机组。济宁、烟台电厂全部进行了节能改造, 改造后机组具备供热条件, 在高低压联通管上抽汽供热。龙口电厂已完成一台机组的节能改造。黄台电厂5 号机组进行了供热改造, 仅更换了末三级隔板, 6 号机组的改造是节能、供热联合改造, 未投运。制造厂保证额定工况110 MW 下热耗8 834kJ∕kW˙h, 高缸效率88% ( 含主气门、调门损失) , 低缸效率: 83% ( 含排汽损失) , 夏季工况能连续发出110 MW。
100 MW 机组改造前统计热耗率为9 540 kJ∕kWh, 改造后试验额定工况为110 MW 时热耗达到8 856 kJ∕kW˙h, 高缸效率87. 75% , 低缸效率82. 21%, 基本达到合同要求的保证值。改造后的经参数修正后热耗值能够达到8 884 kJ∕kW˙h,热耗下降656 kJ∕kW˙h, 相当于机组通流效率提高6. 5%。
2.2 125MW 的汽轮机通流部分改造情况
125 MW 机组在某省较多, 早期投产的主要有沾化1、2 机组, 十里泉1~ 5 机组, 黄岛1、2 机组,莱芜1、2、3机组等。厂家保证指标一般为额定工况135MW 下热耗8172kJ∕kW h( 有些厂家提出保证值8114kJ∕kW˙h 是不符合实际的) , 高缸效率: 83.4% ( 含主汽门、调门损失) , 中压缸效率91. 68%(含5% 阀门压损) , 低缸效率: 87. 48% ( 含排汽损失) , 夏季能连续发出130 MW。
在全国范围内, 125 MW 机组改造效果分散度较大, 某省局部改造了多台, 效果也不明显。全面更换改造较好的高缸实测效率: 79. 4% , 中压缸实测效率90% , 低缸实测效率: 88%。机组热耗率8189kJ∕kW˙h。同样改造前经参数修正下125 MW机组的热耗率统计为8735kJ∕kW˙h, 改造后经参数修正时热耗率为8332kJ∕kW˙h, 降低了403kJ∕kW˙h, 效率提高4. 6% 。
2.3 200MW 的汽轮机通流部分改造
200 MW 机组主要有龙口2 号~ 6 号机组, 辛店3 号、4 号机组, 均已完成改造. 制造厂保证热耗8156kJ∕kW˙h,高压缸效率85.46% , 中压缸效率:92.84% , 低压缸效率: 87.03% 。改造后机组热耗;8183 kJ∕kW˙h, 高压缸效率85.09%, 中压缸效率91.43% , 低压缸效率86.33%。改造前机组的统计热耗为8770 kJ∕kW˙h, 改造后8270 kJ∕kW˙h, 降低了500 kJ∕kW˙h, 效率提高了5.7% 。
2.4 300MW 的汽轮机通流部分改造
某省运行的300MW 机组有上海四排汽和东方D42 型机组。以邹县四排汽型机组为例, 改造前机组的热耗率为8569kJ∕kW˙h, 高压缸效率75.9% ,中压缸效率89% , 低压缸效率79%。改造后机组经参数修正热耗8052kJ∕kW˙ h, 高压缸效率83.8% , 中压缸效率: 91. 2%, 低压缸效率88. 2% 。热耗率下降了517kJ∕kW˙h, 效率提高了6.0%。
3 改造机组需注意的几个问题
3.1 调节级压力问题
为提高高压缸效率, 调节级焓降减小, 提高了调节级压力。当调门未开满时, 调节级压力已经达到了设计最大值, 考虑到机组的安全性负荷无法继续提高, 特别是有些机组夏季工况下由于调节级压力的限制无法在额定出力运行。以100MW 机组为例, 机组最大负荷只能带到115.65MW( 真空为0.005 MPa时) 。夏天背压为11. 8 MPa 时发电机出力只能带到106.22 MW。
3.2 热力试验中有关进行修正的问题:
在ASME 标准中没有对轴封进行修正的要求,但在实践中发现, 机组改进后轴封间隙比设计值大了许多, 影响了机组的热耗, 为此一般与制造厂家协商进行轴封泄漏增大对热耗的修正。系统修正和轴封修正后热耗下降了, 但是经过系统修正和轴封修正后热耗的下降部分, 电厂是得不到效益的。各修正曲线应在技术协议中给出, 并检查其合理性。在效益对比中应采用统一标准, 本文中比较效益的热耗率均不进行一类修正, 只进行参数修正。
3.3 机组的热耗率、缸效率
热耗保证值应在充分调研的基础上提出较为准确的目标值, 在以前的改造中, 有些制造厂为拿到标书不切实际地降低热耗。缸效率应包括节流损失, 便于考核。根据统计, 各型机组改造后较好指标如表1。
表1 各型机组改改造后的技术指标
3. 4 调峰能力的要求:
由于过去的机组在设计时, 一般重点考虑机组的带基本负荷能力和经济性, 基本不考虑调峰能力, 这是我国大部分机组的一个致命的的缺陷, 在今后改造中调峰能力应作为重点提出。由过去进行两班制运行试验中可知, 非再热机组相对容易实现, 再热机组难度很大, 其中有系统原因, 也有本体设计原因。为了满足两班制调峰要求, 可提出要求至少采用如下技术措施: 尽量采用实心轴、高窄法兰, 动静叶栅由轴向密封改为径向密封, 对机组轴向间隙增大, 泄漏量减少, 使高中压缸差胀不成为限制运行的条件, 低压汽封把原转子上镶汽封结构, 改造为斜平齿结构使低压差胀允许值增大。减少调节级处大轴上槽沟或增大过渡圆角减小应力集中等新技术, 保证机组在80% 以上负荷停机6-8 小时后, 能迅速启动到满负荷。高压缸材料由ZG25CrMo 改为ZG15Cr2Mo1, 增加汽缸抗蠕变及变形的能力, 并提高螺栓材料的等级和直径。通过机组改造变成可进行快速启停的调峰机组, 并提出系统阻碍两班制运行的改进建议( 例如再热器干烧问题、高压缸排汽温度变化梯度过大等解决方案) 。
3. 5 改造方案的论证
机组改造前应充分论证其可行性, 针对组机存在主要问题进行改造, 特别是有些机组高中压缸效率不低, 而低压缸效率很低, 改造低压缸是最合算的。有供热要求的机组在是否加装旋转隔板问题上应认真考虑, 如果热负荷不定供热周期较短, 选择旋转隔板势必牺牲机组效率, 不如在满足热用户的前提下, 选择打孔抽汽方案较为合理。
参考文献
【1】黄学良，胡敏强，杜炎森，周鹗;汽轮发电机端部涡流电磁场及影响因素的研究[J];电工技术学报;1996年02期
【2】赵常伟;邹县发电厂300MW机组增容的技术研究与经济分析[D];华北电力大学（河北）;2003年