国产引进型300MW汽轮机组热力系统优化改造技术
电厂300mw汽轮机节能改造可行性方案[管理资料]
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电厂300MW汽轮机节通流改造可行性方案东方汽轮机有限公司目录1前言2项目提出的背景及节能增容改造的必要性3汽轮机通流部分改造前期工作及调研4汽轮机通流部分改造技术5汽轮机通流部分改造方案6改造部分的技术经济性分析、预期效果及方案选择7结束语1前言随着“节能减排”系列政策的逐步实施，煤耗高，机组运行经济性差的发电企业的供电成本高，经济效益差；而且由于其单位发电量的排污量大，达不到节能减排的指标因而年发电的当量小时数必然减少，从而陷入煤耗高——低负荷率——煤耗更高——年当量可用小时数更少的恶性循环。
发电企业要在日益激烈的发电市场竞争中保持领先的态势，必须客观地综合分析电站的系统能耗源，应用当代先进技术实施对主要节能设备进行现代化改造，实现大幅降低汽轮发电机组的供电煤耗水平的目标。
为落实国家提出的节能减排产业政策，建设资源节约型、环境友好型社会。
东方汽轮机有限公司就茂名电厂300MW机组现状分析，提出机组改造的可行性，科学挖掘设备潜力，对机组进行节能降耗改造。
通过对汽轮机通流部分的改造，在保持锅炉蒸汽参数不变的情况下，提高汽轮机高、中、低缸效率，能够显著降低汽轮机热耗，实现无煤耗增容。
通流改造，可同时消除机组设备存在的安全隐患和运行中暴露的问题，主要部件更换后，设备预期寿命大幅度延长，可靠性提高，延长机组检修周期，降低以后的维护成本。
最终目的是提高恒运电厂在发电市场的竞争能力。
2 项目提出的背景及节能增容改造的必要性项目提出的背景随着全球及国内经济的巨大发展及能源形势的急剧变化，燃煤发电厂面临的环保要求日益严格，经营形势日益严峻，突出表现为：（1）节能减排已成为燃煤发电企业发展的两个约束性指标国务院发布的《能源发展“十一五”规划纲要》中明确提出了“建设资源节约型、环境友好型社会；坚持开发节约并重、节约优先，按照减量化、再利用、资源化的原则；大力推进节能节水节地节材，加强资源综合利用，完善再生资源回收利用体系，全面推行清洁生产，形成低投入、低消耗、低排放和高效率的节约型增长方式”。
例析300MW机组的节能改造
例析300MW机组的节能改造深圳妈湾电力公司#1机为哈尔滨汽轮机厂引进美国西屋公司技术设计制造的亚临界300MW汽轮机，于1993年11月投产运行。
#1炉为哈尔滨锅炉厂生产的HG-1025/18.2-YM6型亚临界压力、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、控制循环汽包炉。
下面以深圳妈湾电力公司#1机组的改造为例加以说明。
1 #1机组现状#1机由于在结构设计、优化设计及加工等方面存在缺陷，导致高、中压缸效率低；高压缸上、下缸温差大；汽缸变形严重，汽封间隙超标，漏汽量较多；高压缸排汽温度高等问题，#1炉存在NOX含量高及空预器漏风大等问题，其中也有调节级效率偏低、热力系统及辅机部分等方面的因素。
针对#1机组存在的这些问题，对本体及热力系统进行了改造。
2 锅炉改造部分2.1 燃烧器改造2.1.1 #1锅炉改造前状况。
#1锅炉为HG-1025/18.2-YM6型，亚临界压力、一次中间再热、控制循环、平衡通风、固态排渣汽包炉。
#1炉在正常运行时NOX排放较高，平均在600mg/Nm3左右，低氧运行时NOX可下降到400mg/Nm3左右，但会带来飞灰可燃物升高，锅炉效率降低。
因此，本次改造的中心是在保持锅炉高效安全运行的前提下，将NOX降低至理想水平。
2.1.2 改造方案。
现有燃烧器布置不适用于低NOX燃烧器需要，对现有燃烧器必须进行较大幅度的低NOX改造。
更换四角燃烧器（一二次风喷口及喷嘴体）及角区二次风箱，增加燃尽风系统。
2.1.3 具体改造范围：（1）现四角主燃烧器全部更换：一二次风组件、风箱几道、挡板风箱及风门执行器；（2）新增高位燃烬风系统：燃烬风管道、膨胀节、燃烬风风箱、挡板风箱、燃烬风喷嘴、燃烬风流量测量、执行机构及附件等。
2.1.4 根据射流空气分布及燃烧过程控制，具体改造措施如下：（1）纵向三区分布：在主燃烧器区上部布置有高位是OFA燃尽风，占总风量的20%～26%，是降低燃烧型及热力型NOX的主要手段，燃尽风喷口可上下左右摆动；（2）横向双区分布：通过对炉内一二次风切圆的调整，并在适当位置布置有贴壁风喷口，在炉膛截面上形成了三场特性截然不同的中心区与近壁区分布；（3）一次风采用空间浓淡分布技术：一次风空间浓淡组合布置。
300MW机组高背压供热改造及运行优化研究
300MW机组高背压供热改造及运行优化研究高背压供热将汽轮机组凝汽器内压力提高,提升汽轮机排汽压力和温度,使凝汽器成为供热系统中的热网加热器,直接对热网循环水进行加热,充分地利用了汽轮机排汽的汽化潜热,将散失到环境中冷源损失降低为零,大大提高了机组的热效率。
在能源紧缺和环保压力的双重作用下,北方城市的很多热电联产机组正在逐渐向高背压供热方式转型改造机组的容量级别也在探索中不断增大,努力做到更加得高效环保。
研究主要以300MW湿冷机组高背压供热为研究对象,研究纯凝机组高背压改造技术,结合机组的实际运行参数,对机组的热经济性能进行了理论的计算与分析,得出高背压改造后机组的经济参数,进而找出最佳运行方式方法。
研究以华电青岛公司的#2机组高背压供热改造项目为案例,介绍了机组的改造方案,并选取机组运行的典型工况参数进行热经济性的计算分析,结合公司供热实际,对不同外界供热条件下的运行方式进行了优化研究,得到不同气候条件下的最佳运行方式。
同时还从能量利用的角度进行了优化研究,通过运用总能系统理论,努力减少换热过程中高品位能量的(火用)损失。
300MW机组汽轮机通流改造采用的技术措施
部分 的损失进行 分析 ，论 述３ ０ ０ Ｍｗ机组 汽轮机通 流改造采 用 的技术 措施 ，对 于大 型机组改造 具有一定 借鉴作用 。 关键词 ３０ ０ ＭＷ机组 ；汽轮机 ；通流 改造 ；关键 技术
中图 分类 号 Ｔ ２ Ｋ６
文 献标 识码 Ａ 文 章 编号 １７— ６ １（ １）２— １３Ｏ ６３９７ 一２ ０１２ ０３一 １ ０
随着 国民经济 的稳 步发展 ，对电力 的需 求迅速提 高 。电力 作为商 品 ，也正在走 向市场 ，全 国各 电网负荷峰谷差拉大变得 日益突 出。如何 进一步提高 国产老机组的调 峰能力和低负荷运行的经济性 ；如何进一步 降低 国产老机组的发电成本 ，提高市场竞争能力 ；如何进行 国产老机组 的技术改造 ，提高机组运行可靠性 已经成为了国内电力企业研究 的重点 课题之一 。国产 大型火力发 电机组 的现代 化改造项 目是一种多 快好 省 的技改工程 ， 该项 目极具推广 应用价值 ，应用前景 十分美好 ，对 节能 降耗 、保护生态 环境 、增加社会 效益将有 重大意义 。本文主要分 析了 ３ｏ ０ Ｍｗ机组汽轮机通流改造采用 的相关技术措施 。
１ 高 压缸 技术
改造前汽轮机组是一台单轴冲动式四缸 四排汽机组 ，由一只单流高 压缸 、一只单流中压缸和二只双流低压缸组成 。机组 的给水 回热系统由 三级高压加热器、一级除氧器和 四级低压加热器组成 。Ｐ ｒ ｎ公司提出 ａｓ ｓ ｏ 的改造方案为更换单流高压缸以及 二只双 流低压缸 的通流部分 ，包括转 子 、动叶片和隔板 ，改造前轴承座和中轴承座 台板滑动面结构。改后 的 高压缸部件包括一级 冲动式调节级和 ｌ级反动度为５ ％的反动级 。 ３ ０ 调节级仍设计为冲动式 。这是考虑到 当汽轮机选用顺 序阀调节控制 方式运行时 ， 调节级经常处于部分进 汽状态下工作 ，动叶片不 可能保持 较大的反动度 ，否则 ，蒸汽会通过进 汽的叶片通道流到级后。调节级在 不同负荷下 的焓降变化较其它级要大 ，为不使焓降变化对级效率产生较 大的影响，因此采用较小的速比以及直径较大的调节级 。本级动 叶片 的 节径改造前后分别为 １ ４ ｍ 和１４ｍ ． ｍ ００ ｍ，叶高分别为４ ｍ 和３ ． ｍ １ ５ ０ ６ ｍ ８ ６ ｍ。 ６ 改后喷 嘴组 的部分进汽度 较改前有 了较 大的增加 ，以减小部分进 汽损
引进型300MW汽轮机设备及系统优化与评价
中圈分类号 ：Ｋ ６ ；Ｋ ８ 文献标识码 ： 文章 编号：０ ６６ １（０ ２０ －０６０ Ｔ ２ １ ２４１ Ｔ Ｂ １０ —５ ９２ ０）１０ １—５
门 内漏等 。几 年来 ， 川 电厂 利用 机 组 大 、 修 和 汉 小
“ 标 ”“ 达 、刨一流 ” 的机会 ， 了大量 的消 缺 、 做 技改 和
完善 工作 ， 使得 机组得 以安全 运行 。 随着 电力市场 的变化 ，厂网分离 ， 价上 网” “ 竞 已 是大势所 趋 ， 为提 高竞争力 ， 降低机组 的热耗 当然 就
汉 川 电厂 的 ４台汽 轮机 均 为 上 海汽 轮 机 厂生 产 的 引进 型 ３ ０Ｍｗ 亚 临 界 、 间再 热 、 动 式汽 ０ 中 反 轮机 造厂 内编号 分别为 Ａ１６ ２ ３ Ａ ５ － － 、 ５ － － 、 １ ６ ２ ４ Ｆ５ — —５ Ｆ５ －－ ０， 别 于 １９ １６ ５ ２ 、 １ ６ ９ ４ ）分 ９ ０年 、９ １年 、 １９ １９ ９ ６年和 １９ ９ ７年 投产 运行 。但是 ，由于设 计 制 造、 安装 、 运行及 检修 维护 等诸 多 因素 的影 响 ， 得 使
摆 在 了 首 要 位 置 ，而 影 响 机 组 热 耗 的 一 些 设 备 、 系
上汽 缸夹 层蒸汽 不但 不 流人 高压 排汽 区 ． 而把 高 反
压 排汽 区的低 温蒸 汽（ 冷再） 引人 高 ｒ 压平 衡活 塞等 Ｉ ＿ ｒ 高温 区 ， 对机组 安全性 与经 济性有极 大影 响 。 （）上下 汽缸 温差 大 。由于 下 汽缸夹 层 的蒸 １
300MW机组疏放水系统优化改造
300MW机组疏放水系统优化改造[摘要] 通过对300MW机组疏放水系统阀门、管道进行优化，将原安装、设计不合理的冗余系统进行优化改造，使其布局更加合理、简单，进而减少阀门内漏，增加机组运行热效率。
[关键词] 系统优化阀门内漏热效率1.汽轮机的疏放水系统1.1大型汽轮机组在启停和变负荷工况下运行时，蒸汽与汽轮机本体及蒸汽管道接触时被冷却，当蒸汽温度低于蒸汽压力对应的饱和温度时会凝结成水，若不及时排出，则会存积在某些管道和汽缸中。
运行时，由于蒸汽和水的密度、流速、管道阻力都不同（两相流），这些积水可能引起管道发生水冲击，轻则使管道振动，产生巨大噪音污染环境；重则使管道产生裂纹，甚至破裂。
为了有效的防止管道中积水而引起的水冲击，必须及时地把蒸汽管道中存积的凝结水排出，以确保机组安全运行。
同时还可以回收洁净的凝结水，极大的提高了机组的经济性和热效率。
1.2汽轮机疏放水系统比较复杂，包括汽轮机本体疏水、主、再热蒸汽进汽管道疏水；高、中压主汽门、调门疏水、抽汽管道疏水、门杆漏汽及轴封系统疏水及其它辅助系统的疏放水。
各疏水按压力高低顺序经各疏水孔板或节流组件依次汇集于疏水母管，并通过疏水接管与疏水扩容器相连接，扩容后的蒸汽由扩容器的汽管进入凝汽器，凝结的疏水则通过疏水管接至凝汽器热井。
这种疏水方式阀门集中，便于控制、维护检修，又由于汽水分离，避免了热井内汽水冲击。
1.3疏放水系统的设计，应以运行安全经济、有利于快速起动、便于事故处理和实现自动化等为原则，全面规划、妥善安排，力求简单可靠，布置合理，并尽量回收排出的工质和热量，减少汽水损失。
其布置要遵循三个原则：（1）压力相同或相近的疏水布置在同一集管（2）压力高的疏水布置在压力低的后面（3）各疏水支管应与集管成45度夹角接入且进口方向与流动方向一致。
2.东汽300MW机组疏放水系统存在的问题：2.1在包头一电厂#1、2机组运行期间检查发现主汽、再热及抽汽系统由于疏水阀门前、后差压大，阀门出现不同程度的内漏，门芯吹损、弯头破裂、疏水扩容器焊缝开裂等故障；且机组运行经济性差，供电煤耗高、热效率低。
300MW汽轮机供热改造双低压转子互换技术应用
300MW汽轮机供热改造双低压转子互换技术应用摘要：本文以某汽轮机为例，讲解了汽轮机供热改造双低压转子互换技术，介绍了高背压循环水供热改造，对低压结构进行了优化，调整了机组辅助系统，经过改造，大大提高了机组供热能力，让汽轮机运行更加安全可靠。
关键词：汽轮机；供热改造；互换技术在电力系统中，常常采用的节能降耗方法主要有热电联产，其供热主要是汽轮机抽汽产生的。
背压供热具有很强的节能功效，在汽轮机的改造中运用非常广泛，就现阶段来看，对汽轮机的改造过程中，已经实现的最大机组为135MW，为了进一步提高节能减排，就需要对300MW机组进行改造。
1改造技术概况改造技术分别对冬季和夏季采用不同的方案，在冬季时，运用特有的供热转子，实现冬季供热，在供热过程中，对其背压进行控制，标准压力为49KPa，可以运用汽轮机抽汽的方式对循环水进行加热，为用户提供热量；在夏季，可以运用固有的纯凝转子，以实现纯凝工况需要。
1.1高背压运行工况凝汽器将会为热网循环水加热，充分利用低压缸排汽余热，使其成为第一次加热的热源，将凝汽器背压控制在49KPa左右，低压缸所排出的汽体温度达到79度。
通过这次加热，热网循环水的温度将上升到75度，第二次加热，主要是借助于泵提升其压力，让其进入首站热网加热器，实现抽汽加热，让水温达到用户使用要求，用户使用完后，水温将会降低，于是再通过凝汽器进行加热，形成一个循环往复的工程系统[1]。
1.2机组特点（1）想要让机组在运行过程中，其发电量得到提升，且内部损失有所下降，需要对供热转子进行重新设计。
和原有的纯凝转子相比，新设计的供热转子，其流通面积有所降低，这样设计可以增加机组的安全可靠性。
这种设计方法，可以避免出现颤振，避免背压的上升，机组的安全性能会得到加强。
另外，在这种设计方式下，可完全放开中低压连通管调节阀，进而降低损耗，合理调节低压缸焓降，即使锅炉蒸发量未发生变化，也能够提升发电量，获得更好的经济效益[2]。
300MW机组给水系统优化改造的实践与思考
第30卷 2008年1月 湖州师范学院学报Jo ur nal of Huzhou Teache rs College Vol.30J an.,2008300MW 机组给水系统优化改造的实践与思考3陈建国(长兴发电有限责任公司,浙江长兴313100)摘 要:通过对目前火电厂300MW 机组给水系统的配置及运行情况进行分析,发现如果采用给水泵汽轮机备用汽源改造等措施,可以成功实现机组无电泵启动,这为提高机组运行的可靠性和启停机的灵活性提供了新的思路.在此基础上,引出了大型火电机组是否有必要配置电动给水泵的思考,并提出了在条件合适的机组上取消配置电动给水泵的建议.关键词:给水系统;优化改造;实践与思考中图分类号:T K 233.5+2文献标识码:A 文章编号:100921734(2008)S0200092041 300MW 机组给水系统的配置情况给水系统是发电厂热力系统的重要组成部分,因此在任何情况下都要保证不间断向锅炉供水.其中,工质流量大、压力高,对发电厂安全、经济、灵活运行至关重要.给水泵是给水系统的心脏,为工质的传送提供动力.传统小容量机组一般采用定速泵配合给水操作平台的方式工作.随着单机容量不断增大,操作平台中调节阀承受的压力差越来越大,节流损失越来越严重,安全性和经济性也就得不到保障.为此,现代大容量火电机组大都采用变速给水泵,一般采用汽动给水泵作为运行泵,电动给水泵仅在启动阶段或事故情况下使用,正常运行工况下作为备用泵.国产引进型300MW 火力发电机组的给水系统的基本配置是采用二台50%容量的汽动给水泵及一台50%(有些机组采用30%)容量的电动给水泵,给水系统不设主给水调整平台,考虑启动需要,在电泵出口阀处设15%B MCR 调节阀,以满足机组启动前的小流量的需求.其设计的思路是:在起动时采用电动给水泵,当负荷升至20%～30%时,逐渐切换至汽动给水泵运行.正常运行时,由两台汽动给水泵提供锅炉的全部给水量.当一台汽泵故障时,电泵自动投入,可满足锅炉约80%～90%MCR 负荷的给水量.给水泵汽轮机设计有高、低压两个供汽汽源.正常工作时采用主机四级抽汽作为低压汽源,当低压汽源不满足给水需要时,切换为冷段再热蒸汽作为高压汽源.在系统设计中,还有一路来自辅助蒸汽系统的调试用汽,在基建调试阶段,可以利用这路蒸汽启动、冲转汽动给水泵.2 目前给水泵运行配置方式存在的问题结合机组实际的启停经验,并对给水泵运行方式进行分析后,发现若是在机组启停过程中只将电动给水泵作为启动泵,则会引发以下一些运行问题:2.1 电动给水泵在启停机过程中耗功较大按照传统的做法,机组在启动时,采用电动给水泵给锅炉上水,到主机带80%负荷时停电泵转热备用.主机冷态启动时,电泵连续运行约13小时;热态启动时,电泵运行约8小时.电泵的电机功率按6.3MW 计算,电泵耗功为冷态约8万kWh ,热态约5万kWh ,由此反映出在机组启停过程中,电泵的耗功较大.2.2 电动给水泵启动的可靠性较差系统的启动依赖于电动给水泵,如果出现电动给水泵故障,将无法实现机组启动.尤其是基建投产机组或大3收稿日期225作者简介陈建国,工程师,从事火电厂汽轮机设备及系统研究:2007122:.修后首次投运机组,常会由于系统清洁程度不高,导致出现电动给水泵进口滤网堵塞而被迫停炉的情况.2.3 汽动给水泵的汽源可靠性较差给水泵汽轮机的高压备用汽源也取自主机冷再热蒸汽,必须在锅炉点火并升到一定负荷后方可向汽泵供汽,运行中一旦锅炉MF T ,汽泵也就失去了高压汽源的备用作用.另外,给水泵驱动汽轮机在进行高、低压汽源切换时,容易引起给水系统的扰动,从而影响给水调节系统的稳定性.3 给水系统优化改造的可行性图1是长兴发电有限责任公司300MW 机组停机过程中所获取的一些相关参数的变化趋势.图1 300MW 机组停机过程中一些相关参数的变化趋势从图1我们可以看到,在机组降负荷过程中,四抽压力明显随负荷下降而下降.当负荷低于240MW 时,四抽压力已降至0.6MPa 以下,无法满足汽动给水泵对汽源的要求,必须切换至冷再热蒸汽;而当机组进一步降负荷至50MW 以下时,高压缸排汽压力也降至0.7MPa 以下,经过高压调门的节流调节进入给泵汽轮机,其压力降至更低,此时汽泵已无法正常运行,必须启用电动给水泵才能保证锅炉的上水需求.而观察图1中的辅助蒸汽压力变化曲线可知,辅汽压力能基本维持不变(0.75～0.8M Pa 左右).由于300MW 机组的辅助蒸汽来自机组的冷再蒸汽和四级抽汽,辅汽温度也与汽动给水泵的低压蒸汽参数匹配,所以辅助蒸汽的运行参数完全可以满足机组低负荷或启停机阶段汽动给水泵的汽源要求,并能有效地避免汽源切换时的扰动.考虑到辅助蒸汽系统采用的是联络母管制供汽方式,因此在机组启动之前,完全可以直接利用邻机供给的辅助蒸汽作为汽动给水泵的启动用汽汽源,从而实现机组的无电泵启动和停机.为此,我们提出了由辅助蒸汽作为给水泵汽轮机启动和备用汽源的系统改进方案.为满足机组启停过程中锅炉给水小流量的调整需求,还在锅炉省煤器入口增设了给水流量调节的小旁路.4 给水系统优化的改造内容为实现给水系统优化即无电泵启停机的功能,在长电公司#2机组大修期间,实施了以下两项汽动给水泵汽源配置改造及给水系统改造措施.4.1 给泵汽轮机汽源优化改造 图中的实线部分为原有的给水系统及给水泵汽轮机汽源配置状况给水泵汽轮机正常运行时,采用主机的四级抽汽作为低压汽源;当机组在低负荷运行时,高压蒸汽将作为补充汽源或独立汽源提供给小汽机图中粗实线部分所示为所进行的系统改造从本机辅助蒸汽联箱上引出两路蒸汽管道分别接至两01湖州师范学院学报 第30卷2..2:图2 汽动给水泵汽源改造示意图台给水泵汽轮机的低压进汽管道上,即四级抽汽至两台给水泵汽轮机供汽电动阀后,作为两台给水泵汽轮机启停机时汽动给水泵的启动汽源.根据流量计算,蒸汽接管都采用DN125(φ133×4)无缝钢管,在其管路上分别设置一电动隔离阀及逆止阀,以保证与辅助汽源的正常隔离及防止蒸汽倒流.经这样改接后,只要开启辅助蒸汽至给泵汽轮机的供汽电动阀,辅助蒸汽就可作为给水泵汽轮机启动、备用汽源.4.2 给水系统的管路配置考虑到给水泵小流量灵敏调节的死区,为保证机组启动时能有效地控制锅炉汽包水位,在锅炉省煤器入口加装节流调节阀以实现机组启动和低负荷时的给水小流量调节.为此,参照电泵出口给水系统的设计,在锅炉省煤器进口阀处增设一路15%MCR 调节旁路.现场实际接管时,接管的一端借用了锅炉酸洗的一个预留接口,另一端加装了一个锻造三通,采用DN100(φ133×14)的低合金钢管作为旁路管道,设一只15%MCR 的电动调节阀.为保证该旁路管道的严密性,在电动调节阀后增设一电动隔离阀;为保证旁路管道从运行转为检修状态时的隔离与泄压,在调节阀与隔离阀之间的管道上设置一路放水管.5 无电泵启动的成功实践完成上述两项改造后,辅汽就可以作为给水泵汽轮机的启动、备用汽源了.在启停机时,以辅汽冲动汽动给水泵组,取代电动给水泵给锅炉上水.长兴发电有限责任公司#2机组采用无电泵启动方式成功实现机组启动的大致过程如下:(1)汽包上水期间,启动汽泵前置泵,利用省煤器进口15%BMCR 调节阀控制锅炉上水速度,将汽包上至点火水位.(2)点火前,将一台给水泵汽轮机用辅助蒸汽冲转至2200～2900r/min ,处于比较稳定的转速.(3)随着燃烧量的增加和锅炉起压,汽包上水方式设置为汽泵定速,利用省煤器进口15%BMC R 调节阀调整汽包水位.(4)将省煤器进口15%B MCR 调节阀切至省煤器进口电动阀,汽包水位交给汽泵转速调整来控制,及时投入汽泵“自动”,给水实现自动控制.在切换过程中,需注意控制省煤器进口电动阀前、后压差不要太大,防止主给水流量突增造成汽包水位的大幅扰动.(5)机组负荷至60MW 时,另一台汽泵启动(汽源为本机四抽).(6)机组负荷至120～150MW 时,将给水控制由一汽泵(辅汽作为汽源)切至另一汽泵(四抽作为汽源)控制,辅汽作为汽源的汽泵出系后,投入“转速回路”控制.(7)对出系汽泵进行汽源无扰切换,全开四抽至出系汽泵的进汽隔离阀,隔离辅汽至出系汽泵的供汽汽源.小汽轮机汽源无扰切换正常后,机组负荷为～5MW ,重新将出系汽泵并入系统运行,“两汽泵”并列运行,机组可以进行正常加负荷112008年 陈建国:300MW 机组给水系统优化改造的实践与思考12010.21湖州师范学院学报 第30卷6 关于给水系统优化配置的思考与建议众所周知,电动给水泵组由电动机、主给水泵、前置泵、液力偶合器、辅助油泵、冷油器、冷却水系统等组成.由于电泵系统庞杂,维护量较大,出现故障的几率也相应地增加.与电动给水泵相比,汽动给水泵主要有以下优点:(1)安全可靠性高.汽动给水泵转速可高达5000～7000转,因为轴短、刚性大、安全性较高,所以当系统故障或全厂停电时,只要汽源配置合理,仍可保证不间断地向锅炉供水.(2)运行经济性高.汽动泵通过调节汽门开度实现变速运行来调节给水流量,较之采用液力耦合器、节流调节阀的电泵更为经济.(3)节省投资.汽动泵的投资比大型电机、液力耦合器及电气控制设备的总投资低.(4)增加供电.大机组的给水泵电耗高达全部厂用电的约50%,采用汽动泵节省的厂用电可使机组对外多供约3%～4%的电量.(5)便于调节.大型电机启动电流大,启动较困难,汽动泵便于启动且可配合主机滑参数运行进行滑压调节.(6)容量不受限制.大型鼠笼式电机启动电流大,影响周波稳定,故需复杂而昂贵的电气控制设备,也因此而限制了电机的单机容量,而汽泵无此缺点.原系统设计中,机组的启动只能依靠唯一的电泵使给水系统循环起来,因而电泵的可用率对电站的安全可靠运行起着不可忽视的作用.而通过机组无电泵启动的成功改造和实践运行证明了采用汽泵启停的运行方式是切实可行的,由此也降低了机组电站启停过程中对电泵的依赖性,即在汽泵工作状态正常以及汽源可靠的情况下,电泵在机组启停过程中的实际作用是可有可无的.机组带负荷运行时,一般为两台汽泵运行,当一台运行汽泵因发生故障而跳闸时,备用电动给水泵连锁启动后的总给水量能保证锅炉带额定负荷的80%以上稳定运行,机组出力可以接近或达到满负荷,这在电力供应紧张的时期保证机组出力是十分重要的.但随着汽动给水泵组技术的日渐成熟,其故障率将会更加减小,而从快速发展的电源建设趋势来看,日后因设备故障原因而降低机组出力运行情况也会逐渐地为电网所接受.因此在机组正常运行时,电泵只是一台难得一用的“备品”.目前,大多数大容量火电机组的辅汽都采用联络母管制供汽方式,辅汽系统具有很高的可靠性.除了首台机组根据基建以及全厂性事故恢复的需要而有必要配置电动给水泵外,对电厂的第二台机组或后续机组而言,都可以考虑省去电动给水泵组,由此而节省一大笔的设备和系统投资.从电厂运行维护的角度来说,也可节省一大笔日常费用.当然,我们从300MW机组无电泵启动的成功实践中,提出在有合适汽源的新(扩)建机组上,逐步省去电动给水泵的设想,需经国家规划院等设计机构牵头下经多方论证后才能试点实施,取得经验后再作推广.作为一个由生产实践总结得出的一项改进措施,我们认为是值得各基建单位和设计部门来讨论和尝试的.参考文献:[1]陶鼎文.火力发电设备技术手册(第二卷)[M].北京:机械工业出版社,1998:18～19.[2]樊印龙,李飞雁.给水泵汽轮机汽源配置浅析[J]浙江电力,2005,24(1):29～31.[3]韩中合,田松峰,马晓芳.火电厂汽机设备及运行[M].北京:中国电力出版社,2002:225.[4]吴季兰.汽轮机设备及系统[M].北京:中国电力出版社,1998:296～297.。
国产300MW汽轮机、1025t／h燃煤锅炉技术改造与节能减排
１ 前 言
一
目之一 ， 中央 和地 方政 府 的重视 、 在 关心 下 ， 装 了 安
座 电厂 一旦 建 成 ， 生 命周 期 内 的能源 使 用 其
四台 上海 汽轮 机 厂 生产 的 汽轮 机 （ 号 为 Ｎ ０ — 型 ３０ １５ ５５ ５的 第 一批 ３ ０ ６ ￣３ ／３ ０ ＭＷ 亚 临界 、 一次 中 间 再热 、 轴 、 单 四缸 四排 汽凝 汽 式 ）上海 锅 炉 厂 生产 、 的直 流炉 （ 号 为 Ｓ １ ２ — ７ ．— ４ ／４ 型 Ｇ一 ０ ５ １ ０５ ５ ０５ ０亚 临
ｐ ｏｂ ｅ ｓ ｆ ｈ ３ ０ Ｗ ｓ ｅ ｍ ｔ ｒ ｉ ｅ ｎ ｂ ｉ ｒ Ｔ ｅ ｉ ｅ ｐ ｃ ｉｅｌ ｒ ｌ ｍ ｏ ｔ ｅ ０ Ｍ ｔａ ｕ ｂ ｎ ａ ｄ ｏ ｌ ． ｈ ｎ ｔ ｓ ｅ ｔ ｙ ｉ ｃ ｓ ｅ ｔ ｅ ａ ｔ ａ ｅ ｒ ｖ ｄ ｓ ｕ ｓ ｓ ｈ ｆ ｃ ｕ Ｉ
关键 词 ：３ ０ ０ ＭＷ 汽轮机 ； 炉 ； 术改 造 ； 锅 技 区域供 热 ； 能减排 节
Ｔｅ ｈ ｏｏ ｙ Ｔｒ ｎ ｆ ｒ ｔ ｎ ｆ ｒ Ｃｈｎ ｓ — ｃ ｎ ｌｇ ａ ｓ ｏ ｍａ ｉ ｏ ｉ ｅ ｅ — ｄ ０ ＭＷ ｔ ａ Ｔｕ ｂ ｎ ｏ ｍａ ｅ ３ ０ Ｓ ｅ ｍ ｒ ｉｅ １ ２ ｔ Ｃｏ ｌ ｉ ｄ Ｂｏ ｌｒ ａ ｄ ５／ ０ ｈ ａ —Ｆ ｒ ｉ ｎ Ｅｎ ｒ ｙ ｓ Ｖ ｎ ｎ Ｅｍｉｓｏ Ｒｅ ｕ ｔ ｎ ｅ ｅ ｅ ｇ — ａ ｉｇ ａ ｄ ｓ ｉｎ ｄ ｃｉ ｏ
火 电 厂 节 能 减 排 专 栏
国产 ３ ０ ０ ＭＷ 汽轮机 ２ ｔｈ １ ５／ ０ 燃煤锅炉技术改造与节 能减排
国产300 MW汽轮机现代化改造
国产300 MW汽轮机现代化改造李祥苓1，张文慎1，韩奎政1，1. 山东邹县发电厂，山东邹城 273522；2. 东方汽轮机厂，四川德阳 618000山东邹县发电厂是一座现代化特大型坑口电站，始建于1983年，现有装机容量2 400 MW（4×300 MW +2×600 MW）。
其中，1985年到1989年相继投产的一、二期工程(4×300 MW)汽轮发电机组是上海汽轮机厂设计生产的N300-165/550/550型，亚临界压力，单轴四缸四排汽，中间再热，冲动凝汽式汽轮机，适宜带基本负荷。
由于当时设计水平和制造工艺上的局限，该型机组的经济性、可靠性及电网调峰性能较为低下，已无法满足目前电网调峰及市场竞争的需要。
为了提高机组经济性和可靠性，降低发电煤耗，确保企业效益，邹县电厂对300 MW国产汽轮机进行了改造（4号、3号机组分别于2001年5月和2002年4月改造完毕，1号、2号机组改造计划于2002年9月和2003年2月相继进行）。
汽轮机改造采用了世界上最先进的子午收缩型调节级和弯扭马刀叶片及DEVA自润滑技术等一系列设计和制造上的国际领先技术。
1 国产300 MW汽轮机组存在的问题1.1 设计落后限于当时计算机技术水平，在汽轮机通流设计中，只能采用二元设计方法（简单径向平衡设计法，不考虑流线曲率和斜率在力平衡方程中的作用）；气动设计没有考虑力场作用下叶片的反扭曲效应，造成了较大的能量损失，直接影响了汽轮机通流部分的效率。
由于机械加工工艺水平低下，汽轮机子午通流加工工艺粗糙，无法形成光滑的流道，大大增加了附加的涡流损失，降低了汽缸效率。
1.2 经济性差国产300 MW汽轮机设计热耗为8 255.5 kJ/(kWh)，高压缸效率为83.2%，中压缸效率为89.65%，低压缸效率为82.12%，但实际值与设计值有较大差距，机组大修后的热耗一般在8 569 kJ/(kWh)以上，最高可达8 778 kJ/(kWh)以上，高压缸效率实际值为75.9%，中压缸效率实际值为89%，低压缸效率实际值为79%，均与设计值有较大差距，使每台300 MW机组年均多耗标准煤近3.5万t，严重影响了机组经济性，浪费了能源。
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国产引进型300MW汽轮机组热力系统优化改造技术
山东大学电气工程学院（250001） 刘涵超
[摘 要] 介绍了国产引进型300MW汽轮机优化设计的过程，介绍了国产引进型300MW汽
轮机运行现状与差距，分析了国产引进型300MW汽轮机能耗高的原因，提出了热力系统优
化改造方案，试验结果证明这些改造方案是非常有效的。
[关键词] 国产 汽轮机 系统 优化 方案
1 国产引进型300MW汽轮机组的设计优化
国产引进型300MW汽轮机是20世纪80代初美国西屋公司的汽轮机制造技术，该技术
是20世纪70年代初的国际先进水平。为提高技术水平，上海汽轮 机有限公司通过消化、
吸收该技术后，对原机型进行了优化设计和改进。原西屋公司制造的汽轮机为7级抽汽，
引进技术谈判时，考虑到锅炉给水温度偏低，要求增 加一级抽汽。西屋公司在不改变高
中压缸结构及尺寸的基础上，在高压缸静叶持环上增加了一个抽汽口，高压缸原12个压
力级改为10级。
1981年由美国西屋公司(STC)引进300MW汽轮机设计制造技术，1987年首台考核机组
（A146型）在山东石横电厂投运，80年代末开始， 对引进300MW汽轮机进行了三步优化
改进（F156型）、一步合作生产。2001年开始实行第五步优化,推出新一代300MW等级汽
轮机（K156 型）。
第1步优化主要针高压缸的通流部分，在不改变高中压缸总体结构及尺寸的情况下，
将高压缸10个压力级改为11个压力级。调节级采用新叶型，反动级采用 8500叶型，叶
根改为“T”型，静叶采用扭叶片，优化设计排汽窝壳等，首台安装在上海吴泾热电厂。
第2步优化主要在第一步优化的基础上，针对中、低压缸通流部分，分别以扭转静叶
取代原有的直叶片，分别安装在武汉阳逻电厂、外高桥电厂。
第3步优化是在前2步优化的基础上，新开发了905mm末级叶片，取代原869mm叶片以增
大排汽面积，降低排汽余速损失。各步优化情况见表1。
表1 上海引进型300MW汽轮机五步优化情况表
2 实际运行状况
不同时期投产的部分国产引进型机组与国内同类型进口机组的考核试验结果表明，国
产引进型机组的试验热耗率比保证值高 221.2～616.2kJ/（kW.h），折合电煤耗率8～
20g／(kW.h)，而进口同类型险热耗率与修正后的热耗率及保证值十分接近，有的机组试
验热耗率不经任何修正甚至比保证值还低。
进口的同类别机组平均供电煤耗率一直保持在小于324g／(kW.h)的水平，而国产引
进型300MW机组投产后，供电煤耗率高约338g/（kW.h），偏高14g/（kW.h）。二者相比
可看出存在的差距。
3 热力系统优化改造实例
针对引进300MW机组投产后存在的问题，西安热工研究院有限公司于2009年对某电
厂300MW汽轮机机（型号为N300-16.7/538/538）进行了热力系统优化改造。
3.1存在的问题
优化改造前存在的主要问题是（以5阀全开试验结果为例）：
（1）缸效率低。改进前5阀全开1工况下，高压缸效率为81.28%，中压缸名义效率
为91.46%。分别低于设计值4.9和0.78个百分点。
（2）调节级效率低。早期设计的调节级喷嘴存在效率低、容易损坏的问题，其主要
原因在于喷嘴出汽边较薄，材质性能低（原喷嘴静叶材质为1Cr12Mo-5），受汽流激振等
因素的影响。
（3）低压缸5、6段抽汽温度高。设计值分别为230.25℃、143.23℃，实际温度分
别为267.20℃、193.10℃，分别高出设计值36.95℃、49.87℃。
（4）7号低压加热器疏水不能正常自流至8号低压加热器，疏水直达凝汽器，既增
大了凝汽器热负荷，造成凝汽器压力上升，又加大了8号低加抽汽量，影响机组出力和经
济性。
（5）热力系统存在多余管路和设备。尤其是疏水系统阀门、管道多。冗余系统和设
备不仅增加了系统及设备的维修费用及工作量，更重要的是若这些设备及系统出现故障将
影响到机组的安全性和经济性。
3.2 优化改造措施
本次改造，内容很多，这里仅介绍几项重要的、共性的改造方案。
3.2.1 更换调节级新型喷嘴。更换的新喷嘴叶片数及安装结构不变，增加了叶顶的汽封
齿数，同时喷嘴的材质提高一个等级（新喷嘴静叶材质更改为1Cr12W1MoV）。
3.2.2 进行汽封改造。将高压进汽平衡环5道汽封、中压进汽平衡环2道汽封、高压排
汽平衡环3道汽封、中压缸第2-9级8道隔板汽封、高中压缸2道轴端内汽封，共20道
汽封更换为可退让的布莱登汽封。布莱登汽封结构见图1。
图1 布莱登汽封结构
3.2.3 减少主、再热蒸汽的疏水管道。将主蒸汽三通前的高压疏水管取消，三通后的2
疏水管合为1根Φ76mm的疏水管，并由原接入本体疏水扩容器改接至高压加热器危急疏
水扩容器，有效地减轻了本体扩容器的热负荷，见图2。
图2 主、再热蒸汽疏水系统改造前后示意图
3.2.4 主机轴封系统优化。在设计时，汽轮机轴封分3路供汽，一路是通过主蒸汽，一
路是冷再热蒸汽，另一路是辅汽，当机组负荷高时，机组轴封采用自密 封。每一个回路
的调整门都设计有旁路门，其目的是当有一路出现故障时，仍然有另外2路可供轴封。如
果任一路调整门故障，则可用旁路门，但是几年轴封运行从 未使用过冷再热蒸汽或主蒸
汽的供汽，却因供汽的调整门长期内漏影响机组的经济性，因此，可取消主汽供轴封调整
门、电动门、逆止门（见图3）。为了在全厂全 停事故中能够使用主机轴封系统，仅安
装二个手动门。
图3 取消主汽供轴封汽源及其管路
4 热力系统优化改造效果
4.1 更换调节级新型喷嘴后，通过试验数据比较，调节级喷嘴效率可提高16个百分点，
高压缸效率可提高1.6个百分点左右，热耗率可降低25kJ／(kW.h)。
4.2 进行汽封改造后，通过试验数据比较，高压缸效率升高1.2个百分点，中压缸效率
升高0.6个百分点，热耗率可降低30kJ／(kW.h)。
4.3 进行其他热力系统优化改造后，热耗率可降低50kJ／(kW.h)。
总之，对国产引进型300MW机组热力系统进行完善优化改进，能大幅度地提高汽轮
机组的整体经济性水平，可取得显著的直接经济效益和社会效益。该项目的研究成果和技
术思想，对提高我国不同类型及容量火力发电机组的经济性均有参考价值。