方案：汽轮机侧节能优化措施

高参数汽轮机蒸汽通流系统技术含金量高，国内制造商正向高端技术不懈努力。

东方汽轮机有限公司的第三代汽轮机改造包括先进的通流改造技术，成熟的主机结构优化技术，热力系统改造优化技术。所谓成熟的主机结构优化指高中压缸优化提效技术、自带大冠静叶片及隔板设计技术、联轴器采用液压螺栓连接；热力系统改造优化包括增设0号高压加热器、增设外置式蒸汽冷却器、给水泵汽轮机改造、增设低温省煤器、冷端优化五项措施。

6.2.2.1　改善汽轮机通流特性

某电厂在二期3、4号汽轮机组节能环保综合升级改造中，采用东方汽轮机有限公司的最新通流设计方案，对基础叶型的三维成型研究进行了大量分析、计算和试验验证，并实施严格的出厂验收标准，使之成为国产30万机组增容提效改造的标杆机组［13］。

改造前后性能试验显示，汽轮机高、中、低压通流改造后的煤耗降低15 g/（kW·h）。其增容5%的改造方案取得很好的经济效益。改造后汽轮机在额定工况下高压缸效率（三阀全开）为88.61%，高于设计值2.61%；中压缸效率为93.61%，高于设计值1.01%；热耗为7 864 kJ/（kW·h）（排汽压力为4.9 kPa）。

新的通流技术达到国内领先水平，包括整缸完整通流全三元优化技术、进排汽优化技术、边界层抽吸等技术应用到600 MW（如华润常熟#2）机组上，热力试验显示，高压缸效率为90.3%，中压缸效率为93.6%。

6.2.2.2　回热系统

1）增设#0高压加热器

补汽阀的原设计目的是为了提高汽轮机的过载和调频能力，但其动作后引起轴瓦振动，许多机组停用补汽阀。因此拆除补汽阀，使补汽阀的进汽口作为抽汽口，增加一路抽汽以及一组#0高压加热器，提升了机组的经济性与安全性［14］。

根据铜山1 000 MW超超临界机组参数变化对煤耗的影响，机组给水温度每提升1℃，机组供电煤耗降低0.08 212 g/（kW·h）。补汽阀系统被改造成#0高压加热器的实践得到了较好的经济效益。在机组正常运行范围内投入#0高压加热器，可为机组降低0.567 g/（kW·h）至1.790 g/（kW·h）不等的供电煤耗；在低负荷时，#0高压加热器的节能效果更为显著。图6-4为#0高压加热器改造后，给水系统高压加热器管路示意图。表6-8为补汽阀改造前后给水参数。

图6-4　#0高压加热器改造后，给水系统高压加热器管路示意图

表6-8　补汽阀改造前后给水温度

2）蒸汽加热锅炉侧水+空气的模式

铜山华润电力公司2×1 000 MW超超临界机组进行了节能技术改造，改变了传统的以锅炉给水为回热媒介的经典回热循环，将传统回热的蒸汽加热拓展为以加热锅炉侧水+空气的模式，给水系统中增加一台#0高压加热器，在风烟系统空气预热器出口增加蒸汽-热风换热器，以提高进风温度，降低汽轮机排汽损失［15］。

（1）蒸汽侧　#0高压加热器汽源自高压缸第五动叶级处的管道（原系统补汽阀接口）抽出，蒸汽经过#0高压加热器压力调节阀至#0高压加热器管道进入锅炉侧#1换热器系统，与热二次风热交换后，蒸汽回到汽机侧，进入#0高压加热器参与加热给水。降负荷时，高压加热器抽汽级压力相应下降，出口给水温度下降，通过#0高压加热器调门可控制#0高压加热器的入口蒸汽压力基本不变，从而提高给水温度。

（2）送风侧　热二次风换热器及#50高压加热器的蒸汽来自原补汽阀管道，经过压力调节阀至#50高压加热器抽汽管道进入锅炉二次风换热器系统，与送风热交换后回到#50高压加热器参与加热给水（见图6-5）。(www.xing528.com)

图6-5　#50高压加热器及热二次风换热器汽侧示意图

热二次风换热器位于锅炉送风管路（进大风箱前），送风经热二次风换热器加热后进入大风箱，热二次风换热器加热空气预热器出口的热二次风。

（3）给水侧　机组高压加热器布置方式为双列高压加热器布置。#50高压加热器位于B列高压加热器，增设于#512高压加热器后给水管路上。A列高压加热器上在#511高压加热器后加装给水调门，用于调节两列高压加热器的给水流量分配。两列管道给水混合后进入锅炉。

（4）图6-6、图6-7给出了满意的改造效果，即机组在同样负荷下的给水温度提高了。

（5）改造后的操作要求　其一，需要解决锅炉分配集箱进口端蒸汽温度升高的问题。解决的措施如下：运行中加强分配集箱温度的调整，适当降低过热度运行。在快降负荷及事故处理的过程中，若分配集箱的温度接近保护值，应快速将给水切换至手动；磨煤机组运行方式由下层磨运行切换为上层磨运行，随着火焰中心的上移，水冷壁吸热量减少，能够大幅降低分配集箱进口温度。在高压加热器B列增加#50高压加热器后，#50高压加热器蒸汽侧的解列逻辑存在一定安全隐患。其二，防止热冲击。当B列高压加热器因故障解列、导致B列给水走旁路时，#50高压加热器蒸汽侧并没解列，这将对高压加热管产生热冲击，降低高压加热器使用寿命，甚至损坏#50高压加热器。解决的措施如下：调整#50高压加热器逻辑，#50高压加热器供汽侧随同B列高压加热器同时解列。其三，低负荷时降低高温省煤器进口过冷度的影响。由于给水温度的提高，省煤器入口过冷度随之降低，高温省煤器存在汽化的风险。由于低负荷时#50高压加热器加热量增加，这一现象在低负荷时尤为明显。负荷在500 MW时，高温省煤器入口过冷度只有10℃左右，存在一定的安全隐患。解决的措施如下：低负荷时，逐渐开大#51高压加热器出口调门，降低#50高压加热器抽汽压力，在任何工况下，维持高温省煤器入口过热度不低于20℃，保证高温省煤器的安全运行。其四，#52列增加一台高压加热器后，对疏水调门的影响如表6-9所示。解决的措施如下：负荷降至500 MW时，根据疏水调门开度情况，适当降低#50高压加热器抽汽压力运行，保持疏水调门有一定的余量；定期对危急疏水调门进行试验，保证其能够可靠开启；由于#51列高压加热器抽汽量较技改前减少，因此今后同类型机组设计时，应考虑将#0高压加热器疏水切至#51列。

图6-6　#50高压加热器投运前后给水温度的变化曲线

图6-7　热二次风换热器投运前后热二次风温度变化曲线

表6-9　不同负荷下各高压加热器疏水调门开度变化表

经过系统改造及解决措施的实施，机组节能效果明显，运行稳定，各项经济指标均优于技改前。按照75%平均负荷计算，增加了一台高压加热器后，进入锅炉的给水温度平均提高15℃，仅此一项，每台机组供电煤耗下降约1.23 g/（kW·h）。按照铜山华润全年发电量120亿千瓦时计算，改造后每年可节约1.5万吨标煤，按照标煤单价500元/吨计算，全年节能收益约750万元。

6.2.2.3　真空系统

600 MW机组抽真空系统的高、低背压凝汽器通过双倍压改造，由原来两台真空泵增加为3台，补充3台入口联络门的控制逻辑（见图6-8）。表6-10为清电公司9号机组凝汽器在不同运行工况下的数据。

图6-8　凝汽器系统双倍压改造示意图

先后处理真空系统严密性差、热力系统疏水阀门内漏，消除由于密封性差引起低压缸1与低压缸2排汽室温差大而引发的机组振动问题，真空度由0.20 kPa/min降至0.15 kPa/min，提高机组的经济运行能力，长期试运行表明改造成效显著［16］。

在机组负荷、循环冷却水温度相同的工况下，与修改前比较，真空度共提高2.0～3.0 kPa，供电煤耗共降低6～9 g/（kW·h）。

表6-10　清电公司9号机组凝汽器在不同运行工况下的数据