东汽300MW汽轮机通流改造后的效果

东汽300MW汽轮机通流改造后的效果
1前言
黔北电厂300MW汽轮机为东方汽轮机厂生产的N300-16.7/537/537-8 型一次中间再热、单轴、两缸、两排汽、凝汽式汽轮机，为东方汽轮机厂引进和吸收国内外技术设计制造的第8 代亚临界300MW优化机型之一，以带基本负荷为主，也可参与调峰运行。

该型汽轮机热耗率普遍偏高，其热耗率水平约为8300 kJ/kW·h左右，比同容量等级引进型300MW机组高出200～300 kJ /kW·h，由于汽轮机性能差造成供电煤耗高出同容量等级机组约7～12g /kW·h。

部分东汽早期300MW亚临界机组性能水平
从东汽多台类似汽轮机组的实际热耗值看，与设计值相比偏差较大，2013年1号机组A 修前性能试验第二类修正热耗为8307.7 kJ/kW·h，比设计值7891 kJ/kW·h高417kJ/kW·h，也高于目前国内先进机组的热耗水平(按8000 kJ/kW·h) 328 kJ/kW·h。

根据实际运行数据，该机组高压缸效率为81.5%左右，比设计值约低3.5%，中压缸效率因为过桥汽封漏汽量过大的影响，测量效率存在虚高现象，实际估计约为89.7%左右，其它是由于低压缸效率较低造成的，由此推断，低压缸效率比设计值低6%个点，即低压缸效率在82%左右。

东汽90年代末制造的300MW机型，其设计开发于上世纪90年代末，受当时的总体技术水平限制，对于目前先进技术比较有一定差距。

（1）该汽轮机设计成型年代较早，部分静、动叶片设计与实际存在偏差，气动性能不佳；叶片型线设计技术已落后于国内先进水平，叶片型线的叶型损失、二次流损失大，级效率较低，这是汽轮机效率偏低的主要原因；高压喷嘴组为平直汽道，三维效应损失大。

（2）各级焓降分配不尽合理。

（3）末级叶片长度过短，排汽面积偏小，余速损失大。

（4）喷嘴面积大，效率偏低。

（5）对高、中压通流联算分析可知，原设计根部反动度偏小，还有各级导叶片出气角偏小，使其安装角偏离最佳范围。

各级焓降设计不合理，静动叶片型线气动性能不佳，其通流效率不能达到高水平。

2 实施改造的边界条件
国内对100MW以上汽轮机实施通流改造已有30多年，所采用的改造方案繁多。

黔北电厂根据自身的设备状况和发电环境，对通流改造的边界条件进行科学合理的选择。

2.1通流改造不增容：近年来许多电厂的300MW机组在进行通流改造时同时对机组进行了增容，东汽300MW第八代机组的通流能力本身已具备增容到330MW的能力。

进行无煤增容确实有可观的经济价值，但黔北电厂采用增容改造有较多不利因素：
2.1.1机组增容后，铭牌功率的变更批准较为困难，具了解多家电厂在进行增容后，并没有得到铭牌功率变更的批准，仍然只能按原有铭牌带负荷。

330MW机组带300MW负荷，不是机组最佳工况，热耗必将超过8000 kJ/kW·h，不能充分发挥改造成果。

目前330MW机组各HTA工况热耗与300MW机组相当，在同样负荷下，不增容的机组较增容的机组有更高效率。

2.1.2机组增容后，锅炉出力无法满足增容后的要求，黔北电厂300MW锅炉的额定蒸发量为1025t/h，理论上可满足增容到330MW的要求。

但近年来燃煤市场紧张，煤质较差，严重限制锅炉出力，而采用高价采购发热量高的煤种可谓得不偿失。

而因此对锅炉进行增容改造，投入较大。

2.1.3机组增容后，发电机原有冷却系统无法满足要求，需要对发电机进行相应改造，增加投入。

2.2热耗值目标：根据当前300MW机组通流改造的热耗水平，改造后的100%HTA工况热耗目标为7950 kJ/kW·h。

考虑到300MW机组在未来将成为主力调峰机组，要求改造后机组带部分负荷仍然具备较高的效率，根据全年负荷率的分析，将75%HTA工况热耗目标设定为8080
kJ/kW·h，
2.3改造范围：本次改造以充分提高机组效率为原则，要求将机组的热耗降低到国内同类型机组的领先水平，并考虑减少投入和消除设备隐患。

2.3.1机组外形尺寸不变，旋转方向不变。

2.3.2主汽门、调门现有位置不变，各轴承座安装现有位置不变。

3.3.3与发电机的连接方式和位置不变。

2.3.4机组的热力系统不变，汽轮机各管道接口与汽缸的相对位置不变，各抽汽参数基本不变。

2.3.5改造后汽轮发电机组的轴向推力方向不变，且不大于原设计值。

2.3.6设备更换范围：高压喷嘴组，高压内缸，高中压转子，各级隔板套，高压、中压各级动叶、隔板、静叶，低压内缸，低压转子，低压各级动叶、隔板、静叶，低压排汽导流环，高压、中压、低压各级轴封、汽封等。

2.3.7在改造中消除高中压外缸结合面泄漏和高压调门十字头脱落隐患。

3 主要采用的改造技术
3.1高中压缸通流改造技术
3.1.1高中压所有动叶片均采用自带围带整圈联接，动叶围带加工为内斜外平结构，按流道形状进行光顺设计，动叶片根部及相邻静叶片根部与顶部也进行光顺设计，减少通流部分子午面的流动损失。

3.1.2高压采用10级（1调节+9压力级，原机组为1+8级），提高根部反动度，适当降低各级焓降，达到最佳速比。

优化后各级根部反动度均为13%以上，根部速比提高到0.50以上，焓降分配和出汽角按最优设计。

3.1.3在微观设计方面，静叶采用三维可控涡叶型，动叶采用HV叶型；适当减小静动叶片宽度，提高相对叶高。

3.1.4 D300N机型调节级后压力偏低，这样导致机组正常运行时阀门节流损失增加，而且调节级焓降偏大，调节级效率本来较低，这两项都会导致高压缸效率降低。

因此，通过全三维气动分析，提高调节级后压力，重新设计喷嘴组面积，减小了阀门压损56%、调节级效率可以提高8%，调节级各喷嘴组喷嘴数目由原来每组37只改为Ⅰ号35只，Ⅱ号42只，Ⅲ、Ⅳ39只；以提高调节级效率，降低阀门节流损失。

3.1.5中压仍采用6级，根径1300mm，提高根部反动度，优化各级焓降，提高缸效率。

3.1.6所有汽封全部采用DAS齿汽封。

其中叶顶汽封增加一道刷式齿，叶顶汽封全部从平齿改为城墙齿的结构。

3.1.7高压、中压隔板及低压后三级隔板内外环都设计密封键，见下图1。

图1 高压、中、低压隔板内外环密封图
3.1.8高压第2压力级前增设汽流防旋档板，减少调节级出口汽流不均匀产生的损失，见下图2。

图2 高压第二节气流防旋挡板图
3.1.9改进内缸定位止口结构，增加帕克汽封和密封汽封，减少隔板套和内缸因变形而产生的漏汽损失，见下图3。

图3 改进后的止口结构
3.1.10中压排汽口优化：在中压排汽口增加蜗壳，改善和引导排汽汽流，减少排汽损失。

3.2低压缸通流改造技术
3.2.1所有低压动叶由围带铆接改为自带冠结构，运行时整圈连接，减小了叶片动应力，同时杜绝了动叶围带脱落的安全隐患。

前三级动叶顶部汽封结构，由平齿改为城墙齿。

3.2.2优化设计了2～6级的静叶栅，优化了各级的焓降分配和攻角特性。

3.2.3通过对排汽缸的CFD分析发现，原设计的排汽缸性能较差，针对不更换排汽缸的改造项目，经过重新优化设计导流环，使得排汽缸的静压恢复系数提高0.1以上。

3.2.4末级动叶叶片采用909叶片，为了提高强度，材质1Cr12Ni3Mo2VN/850，并应采用设置去湿槽、拉大末级和次末级动、静叶间轴向距离、提高根部反动度、高频淬火技术等防水蚀措施。

3.2.5所有汽封采用DAS齿汽封。

3.3转子主轴方面平衡孔结构改进：对转子平衡孔进行优化设计，适当减小孔径，减少漏汽损失。

3.4其它安全性能提升所采用的技术
3.4.1防固体微粒冲蚀：在调节级和中压第一级容易产生固体腐蚀的部位进行渗碳等方式进行防冲蚀处理。

3.4.2高压调门门杆十字头连接改造：
图4 高压调门十字头连接图
3.4.3联轴器采用液压螺栓，在安装时通过螺栓锥套膨胀消除螺孔间隙，提高联轴器联接性能，使轴系形成一体，有利机组运行稳定性。

同时螺栓的安装和拆除十分方便和快捷。

4 改造实施的关键控制环节
4.1制造厂的监造：监造前要与制造厂就监造项目达成协议，重点对转子失效处理，应力处理，热稳定试验，动平衡试验、大件毛胚的探伤、焊接等工序进行见证；同时要注意辅助部件的加工完整情况，避免到货后出现的缺陷进行补充加工影响工期。

4.2设备到货的验收：设备到货后要对数量、设备的完整性进行仔细检查，同时根据现场安装进度及时联系制造厂提供所需设备。

重点检查汽缸分隔板、销键、小螺钉等隐蔽部位、小
4.3现场的施工质量控制：通流间隙的调整质量直接关系到机组效率，是质量控制的关键，所有汽封间隙按偏下限的要求来调整。

4.4在通流改造中对高中压外缸结合面重新进行研磨，一方面可减少汽缸泄漏，另一方面通过这次处理外缸结合面再次发生变形泄漏的机率变低，有利于机组的通流间隙调整工作。

4.5通流改造时由于汽封间隙调整较小，在启动中要做好多次冲转的准备。

要让机组各部温度预暖到位，才可尝试进行冲转。

冲转时按碰磨启动要求，尽量控制振动数值不可太高，减小对汽封的碰磨，保证机组有较高的效率。

4.6 注意阀门的内漏治理工作，本次改造同时，对热力系统中的内漏阀门进行了彻底治理，从性能试验隔离情况看，几乎没有超过50℃的阀门温度，阀门的治漏较好，有利于机组效率。

5 改造效果
5.1改造前后各监视段参数比较
在100%额定负荷工况试验下，各监视段参数和THA工况设计值的比较见表1。

表1 100%额定负荷工况各监视段参数和THA工况设计值的比较
由表1可知，黔北电厂1号汽轮机通流改造后各监视段压力除7、8抽略高于设计值外，其余均低于设计值；除高压缸排汽和三段抽汽温度略高于设计值，其余各监视段温度均低于设计值。

从监视段参数和计算的各汽缸内效率看，高、中、低压缸运行情况良好。

目前国内机组低压缸普遍存在超温严重的现象，部分机组五、六段抽汽超温在70℃以上，缸内泄漏情况严重，且低压缸内效率偏低，而低压缸内效率对热耗率的影响一般比高、中压缸的影响大得多。

相比较而言，黔北电厂1号机组综合升级改造后低压缸各监视段参数均低于设计值，缸效率已经达到并略有超过设计值，在目前国内比较少见，对机组经济性有
从上表中可以看出，汽轮机改造后，在额定负荷300MW工况下，各级抽汽压力和抽汽温度明显降低，尤其是抽汽温度大幅度降低，汽轮机各级内效率明显提高，机组经济性明显提高。

5.2改造前后回热系统参数比较
为便于分析，表2列出了在100%额定负荷工况试验下各加热器的改造前后的试验参数比较情况。

表2 改造前后加热器温度比较表单位：℃
从上表中可以看出，汽轮机通流改造后，高、低加运行情况良好，各级加热器出口水温度和疏水湿度略有降低，加热器的端差在设计值之内，尤其5、6号低加出水端差和疏水端差均低于设计值，对机组经济性有利。

表明回热效率仍能达到甚至超过设计值，回热器系统经济性没有因通流改造受到任何影响。

5.3改造前后主要经济指标比较分析
表3 改造前后主要经济指标比较
从改造后运行情况计算，黔北电厂1号汽轮发电机热耗由改造前8307.7kJ/kW·h降低到7951.4kJ/kW·h，热耗降低了356.3 kJ/kW·h，煤耗降低13.36g/kW·h。

按年发电量165000万kW·h（发电利用小时按5500/年）计算，年节约标煤量为20468.25吨。

如标煤按照650元/吨计算，年创造人民币价值1330.4万元，预计三年能回收改造成本。

每年可CO2减排56052t，SO2减排190t，NO X减排165t。

5.4改造后安全指标情况
汽轮机安全指标主要有各轴振动、各轴瓦温度、高低缸胀差、轴向位移。

从改造后运行情况看，汽轮机各轴振动均小于设计要求值76μm，最大轴振在#3、4轴承，最高3号轴承振动X向48.28μm，4号轴承振动Y向46.37μm；支持轴承轴瓦温度技术要求小于85℃，但是运行中#2轴瓦温度B达91.2℃，超过规定值，但是能满足机组长周期运行，不影响安全；高低缸胀差分别为0.70mm和6.25mm，轴向位移为0.12mm，和改造前基本没有变化，完全在安全范围。

5.5改造后遗留的问题
6.5.1轴封泄漏问题：机组改造后高压后轴封漏气较大，机组在120MW负荷时高中压轴封漏气量就能满足轴封自密封供汽要求，随着负荷增加，必须将到四抽隔离门全开完，轴封溢流调节门开至65%，才能控制自密封系统不超压。

轴封加热器进出口凝结水温升由改造前6℃升高到11℃。

通过流量计算，高压后汽封漏量超过设计值约有9t，预计影响热耗约60 kJ/kW.h，该处漏汽对机组的热耗造成一定影响。

过桥汽封漏量在3.08%，在国内机组中处于正常水平，但仍高于设计值1%，该项预计影响热耗17 kJ/kW·h。

6.5.2左侧中压调门门杆处有漏汽问题，预计影响热耗约10 kJ/kW·h左右。

6.5.3 给水泵汽轮机蒸汽流量较设计值高了3t/h左右，对机组运行效率有一定影响。

6.5.4运行中#2轴瓦温度B点达91.2℃，超过改造前数值。

6 结束语
通过这次通流改造表明东汽N300第八代机型有较大的节能空间，在当前通流改造投资大幅降低的情况下，具有较高的回报率，值得进行推广使用。

为适应新的形势，确保电厂技术领先、机组效率高、资源消耗少、经济效益好，进一步提高竞争力，应积极创造条件采用先进、成熟的技术对经济性及安全性较差的落后设备进行技术改造，努力挖掘内部潜力，提高机组的可靠性和经济性，降低成本，并进一步适应电网
深度调峰的要求，促进发电厂技术装备水平的提高，减轻对环境的污染。

技术改造是电力企业发展的永恒主题，今后在相当长的时期内，发电厂的技术改造仍是一项十分艰巨和复杂的任务。

加快发电厂技术改造和技术进步的步伐，对促进电力工业的可持续发展有着重要的意义。