考慮供熱需求的超臨界670 MW汽輪機綜合升級改造方法

陸 源

(大唐黃島發(fā)電有限責任公司,山東 青島 266500)

0 引言

當前，大規(guī)模風電及光伏發(fā)電的安全并網利用給電網帶來了不少挑戰(zhàn)，越來越多的燃煤發(fā)電機組需要長時間、頻繁偏離額定工況運行；這不僅使得機組出現一些安全隱患，而且經濟效益也日益低下[1]。所以，火力發(fā)電機組的節(jié)能改造工作迫在眉睫。對此，國家針對現役機組的平均供電煤耗也制定了相應要求[2]。所以，基于國內各大汽輪機制造廠家、研究機構等的先進技術儲備，各大發(fā)電集團也紛紛做出響應，進行各種增容提效的運行優(yōu)化及通流改造工作；不僅包括傳統(tǒng)的流量特性控制曲線及滑參數運行控制方式的優(yōu)化，還包括了通流改造和供熱改造，實際應用效果也十分顯著。其中，在運行方式綜合控制與優(yōu)化方面，文獻[3]研究了過載補汽節(jié)流配汽機組流量特性及重疊度的試驗方法，文獻[4]研究了600 MW超臨界汽輪機中低負荷配汽優(yōu)化技術；文獻[5]提出了一種針對熱電聯(lián)產機組抽汽供熱期的汽輪機滑壓運行優(yōu)化方法，文獻[6]探索了汽輪機定滑壓曲線在實際應用中的計算尋優(yōu)方法；文獻[7]研究了汽輪機初終參數耗差分析與初壓優(yōu)化問題。在通流及供熱等硬件升級改造方面，針對600 MW亞臨界和超臨界汽輪機上做了大量的理論研究和實際改造。文獻[8]詳細論述了600 MW機組通流改造過程中熱力設計部分需要注意的要點；王學棟等則對新型汽封在使用時的改造效果展開研究[9]；文獻[10]研究了600 MW機組供熱改造系統(tǒng)的設計與控制方案；文獻[11]研究了空冷機組的梯級供熱特性，并討論了該方法與冷端變工況協(xié)同優(yōu)化的相關方法；文獻[12]研究了大型汽輪機供熱改造方法。并且，隨著技術研究的深化，當前的超臨界600 MW機組有其自身結構的特殊性，在運行效率和施工效率方面都得到了極大改善[13]。文獻[14]針對600 MW級超臨界機組的通流改造方案進行綜合比較研究，文獻[15]也對600 MW超臨界機組汽輪機部分的通流改造問題進行了綜述。此外，也有將亞臨界600 MW進行跨代升級的相關研究[16]。實際中不少已投運多年的大型汽輪發(fā)電機組都需要進行升級改造，然而，鑒于機組自身設備的運行狀況、負荷情況及外界供熱需求等復雜不一的實際條件，實際改造方案設計需要因地制宜。所以，豐富實際改造案例和經驗具有重要的價值和意義。

綜上所述，本文針對一臺實際超臨界670 MW汽輪機存在的設備問題及運行條件，提出了考慮供熱需求的綜合升級改造方法。首先，針對當前三年的電網高效發(fā)電需求，采用整體通流技術改造的汽輪機缸體結構；相對傳統(tǒng)大修方式，每年由于降低發(fā)電煤耗、發(fā)電容量增加帶來的經濟效益高達2 486萬元。然后，對未來供暖負荷發(fā)展進行分析，選擇采用雙轉子、高背壓的供熱改造策略，并給出了相應的工程實施方案及其優(yōu)勢。最終，達到了企業(yè)效益最大化目的。

1 機組設備概況及存在問題分析

國內某超臨界670 MW凝汽式汽輪發(fā)電機組于2007年6月投產，迄今已經運行10余年。該機組是上海電氣汽輪機廠第一批超臨界汽輪機(191型)，該機組自投產以來高中壓缸效率一直未能達到設計要求，極大影響了機組運行經濟性。其中，2014年機組第二次揭缸大修后，其額定工況凈熱耗率7 780.40 kJ/kWh，比出廠設計值高254.4 kJ/kWh；2017年針對汽輪機平均試驗熱耗率也高達7 921 kJ/kWh，折合供電煤耗306 g/kWh。目前，機組供電煤耗率為306 g/kWh，僅通過汽輪機揭缸大修已無法達到設計值。因此，需要對該機組進行相應的升級改造，才能實現國家要求的供電煤耗不高于300 g/kWh的規(guī)定。

大唐集團于2015年10月22日下發(fā)了《關于開展2016年綜合升級改造機組下階段工作的通知》，確定了開展綜合升級改造方案研究論證的16臺機組。以其中的某670 MW機組為例，進行綜合升級改造，機組額定負荷由670 MM增加至680 MW，汽輪機嚴密性和安全可靠性等方面得到明顯提升，經濟性方面達到預期效果，THA工況下機組熱耗率滿足設計值約7 545.1 kJ/kWh。所以，借鑒該優(yōu)化改造經驗，對汽輪機進行綜合升級改造非常有必要。

2 基于整體通流技術的缸體改造

通流改造項目在設計時雖然受到原型機的制約，整體通流設計技術仍然具備良好的適應性。首先，可對汽輪機流道、葉片等關鍵結構進行一體化設計，自動匹配通流的效率和強度、跨距與級份，設計數據詳盡、滿足加工需求，減小了機組改造的優(yōu)化設計周期。然后，利用變反動度葉片設計原則優(yōu)化每一級的氣動效果，進而提高缸體整體的通流效果。如圖1和圖2所示，分別為升級改造前后的汽輪機高中壓缸剖面圖。改造涉及噴嘴組、動靜葉片、汽封等關鍵結構。

圖3 改造前機組低壓缸剖面圖

圖4 改造后機組低壓缸剖面圖

圖3和圖4所示，分別為改造前后的低壓缸剖面圖。低壓通流改造范圍包括：低壓轉子、低壓內缸、低壓靜葉持環(huán)、低壓缸進汽導流環(huán)、低壓排汽導流環(huán)、低壓動靜葉片、低壓缸端部汽封環(huán)、低壓通流汽封，低壓缸1、2缸體加固等。同時，對低壓缸1、2缸體加固，改善機組低負荷運行時的缸體強度，避免機組低負荷運行時背壓高低壓缸軸承振動增大。

3 考慮供熱需求的綜合升級改造

3.1 供熱改造需求分析

目前，該發(fā)電廠建有一條對外供熱管線，第二條供熱管線路由于政府急需程度緩慢，還需要多方面開拓供暖市場。供熱需求在2018年約為800萬m2，2019年約900萬m2，近三年供熱面積最大可達到1 600萬m2；然而，其還不能滿足機組兩個低壓缸最少2 000萬m2需要。因此，近三年沒有必要進行高背壓改造。

然而，該機組是電網主力發(fā)電機組之一。在同等條件下，調度中心優(yōu)先安排600～1 000 MW大功率高效機組發(fā)電，有調度發(fā)電政策傾斜，也有冬季供熱降低的負荷轉移至夏季8個月發(fā)電政策優(yōu)惠，因此，該機組綜合升級改造后，可為電廠創(chuàng)造至少三年經濟效益。

3.2 綜合升級改造方案

綜合升級改造方案只進行一次投資，同時兼顧純凝發(fā)電以及供熱期低壓缸高背壓雙轉子設計需求。首先，對低壓缸采用可互換改造設計方案。低壓缸高背壓改造時，原來的低壓內缸不變，僅需準備供熱低壓轉子2根、隔板槽導流板、低壓外缸保溫、軸封加熱器和低壓缸噴水系統(tǒng)。供熱和非供熱時不需對抽汽管道進行割除和焊接，低壓缸后兩級隔板優(yōu)化為純凝發(fā)電和冬季供熱高背壓雙轉子的結構形式，并采用新型高背壓供熱轉子設計方案。相對不增加轉子方案，在提高效率的同時，既可避免葉片顫振和排汽溫度過高的問題，又可避免反復拆裝末級葉片造成葉根損傷。

機組在非供暖季使用純凝轉子高效運行，在供暖季可方便地換用高背壓轉子，并采用熱網循環(huán)水冷卻機組低壓缸排汽，機組余熱全部回收用于供暖；機組通過連通管抽汽+高背壓排汽聯(lián)合供熱運行，通過方便靈活地調節(jié)連通管抽汽量和高背壓排汽量，滿足供熱負荷和水溫變化的需要。比之單獨連通管抽汽供熱，在鍋爐額定負荷運行時，機組供熱能力可提高至220 MW左右，增大發(fā)電能力約100 MW，可大幅度降低發(fā)電煤耗，優(yōu)化機組運行指標。

4 改造效果分析

4.1 機組熱力性能改善的對比分析

綜合升級改造后，機組額定負荷由670 MM增加至680 MW，鍋爐額定負荷工況熱耗率約為7 545.1 kJ/kWh；如表1所示為上述項目實施后機組在多種工況熱力特性。如表2所示，為汽輪機升級改造前的最近一次大修后的熱力性能試驗結果；從表1和表2的對比中可以看出：相對于一般大修后的最佳運行效率，機組熱耗率降低235.3 kJ/kWh。

4.2 經濟及社會效益分析

為有效評價改造效果，假設機組年利用率5 000 h，年增發(fā)電量5 000萬kWh，按上網電價0.40元，每年多增加收入2 000多萬元。節(jié)約標準煤33 600.84 t，機組供電煤耗相對傳統(tǒng)大修方式減小約9.88 g/kWh。加上機組增容后每年可多增加的發(fā)電利潤，該汽輪機綜合升級改造項目43個月即可回收投資成本。此外，還可減少SO2和粉塵排放量，經濟、社會價值提升效果明顯。

表1 改造后機組各典型工況熱力特性

表2 汽輪機大修后的熱力性能試驗結果

5 結論及展望

本文以一臺實際超臨界670 MW汽輪機為例，介紹了其考慮供熱需求的綜合升級改造方案及其取得效果。得到的結論如下：

(1)外部供熱需求暫時達不到機組高背壓供熱改造標準，提出了分期實施的汽輪機綜合升級改造方案，滿足未來供熱需求的增長問題；

(2)采用整體通流改造技術對缸體實施結構優(yōu)化，機組額定負荷由670 MM增加至680 MW，供電煤耗相對傳統(tǒng)大修方式下降了9.88 g/kWh；

(3)低壓缸采取高背壓雙轉子的供熱改造策略，同時設計了凝汽器、給水泵汽輪機和熱網等優(yōu)化改造方案。

本文對我國主流高參數大功率汽輪機的優(yōu)化升級改造具有重要的參考價值。