提升参数改造和跨代升级改造是近年亚临界等级机组提效改造研究的热点。通过对比两种 改造技术路线方案，对其技术经济性进行了比较分析，结果表明，对于600MW亚临界湿冷纯凝机组，提升参数方案和跨代升级方案分别可降低煤耗至298.67g/（kW·h）、277.3g/（kW·h）， 但前者改造范围较小、实施工期较短，投资相对较少，技术经济性更优。
（来源：《发电与空调》2017年第1期 作者：中国大唐集团科学技术研究院有限公司 常征 张振华 等）
0引言
2014年9月三部委印发《煤电节能减排升级与改造 行动计划（2014-2020年）》，文件要求至2020年，“现役 60万千瓦及以上机组改造后平均供电煤耗低于300克/ 千瓦时”。当前业内亚临界600MW等级国产机组，原 设计均采用早期引进吸收技术， 通流设计理念及技术 水平都相对较落后[1-3] ，加之制造安装偏差、运行老 化等因素[4-8] ，使得机组实际运行能效水平远远大于设计值 [9-11] 。秉着节能减排社会效益及响应相关政策要 求， 各大发电企业及研究机构纷纷开展亚临界机组的提效改造研究[12-16] 。因此，针对某厂600MW等级亚临界湿冷机组，分析提升参数和跨代升级改造两种方案，比 较其技术经济性。
1机组概况
某厂600MW亚临界湿冷机组， 锅炉型号为：2028/17.5-M，型式为自然循环、一次中间再热、前后墙对冲、单炉膛平衡通风、中速磨直吹式、固态排渣π型燃煤锅炉。锅炉最大连续蒸发量2028t/h，过热蒸汽出口压力17.5MPa、 出口温度541℃， 再热蒸汽出口温度 541℃、流量1717.3t/h，锅炉保证效率93.43%。
该机组汽轮机型号为：N600-16.7/538/538，型式为 亚临界、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机。THA工况下主汽进汽压力16.67MPa、温度538℃、流量 1770.7t/h，再热蒸汽进汽压力3.30MPa、温度538℃、流 量1512.39t/h，低压缸排汽压力5.33kPa，热耗率7773kJ/ （kW·h）。
该机组投产发电已经十余年， 最近一次性能试验热耗率为8181kJ/（kW·h）、供电煤耗率319.31g/（kW·h）， 分别较原设计值高408kJ/（kW·h）、19.7g/（kW·h）。
2提升参数及跨代改造方案
2.1提升参数改造方案
业内开展的亚临界机组提升参数改造， 分为只提 高主汽或再热蒸汽参数的“单提”方案、同时提高主汽 和再热蒸汽参数的“双提” 方案共两种。此处仅讨论 “双提”方案。
2.1.1改造技术路线
采用“双提”改造方案，改后汽轮机额定参数为：N630-16.7/566/566。（1）维持汽轮机组外形尺寸不变、主蒸汽压力保持不变、机组背压不变、热力系统回热级数不变，将主蒸 汽温度从538℃提升至566℃、再热汽温从538℃提升至 566℃。
（2）维持锅炉BMCR工况参数基本不变，采用最新 通流技术改造汽轮机，同步实现机组增容至630MW。
（3）利用主机改造时机，对机组进行系统性综合提效、深度挖潜，尽量在一次性改造中实现综合升级改造 收益最大化。
2.1.2主要改造方案
（1）汽轮机
汽轮机进汽参数提高，需更换相关通流部件，与本 体提效改造一并考虑。在原有轴承座跨距不变、进汽抽 汽口位置基本不变、基础不变和保留外缸前提下，采用 厂家最新技术全新设计高效通流部分。主要改造范围如下：
更换高中压转子，高中压隔板、静叶及动叶，高中 压内缸，且通流部件全新设计，高中压部分增加级数；更换低压隔板、静叶及动叶，低压内缸，低压缸导流环， 且通流部件全新设计；更换叶顶汽封、隔板汽封、轴端汽封。
（2）锅炉
采用“双提”方案后，锅炉主汽温度、再热蒸汽温度 从原设计值541℃、541℃分别提高至571℃、569℃。经 厂家校核计算，改造范围如下：
更换屏过、二过、高再管组及其附件，确保在材料 安全许用温度范围内；为满足改后材料强度要求，更换屏过出口集箱、二 过分集箱、二过出口集箱、高再出口集箱以及高再出口延伸段管道、二过出口延伸段管道；更换相关安全阀、PCV阀， 相关连接管道材质升 级。
（3）热力系统及其他
“双提”改造后，主再热蒸汽温度及高压段抽汽温 度提高，校核相关热力系统，对系统实际管壁进行测厚核实，确定改造范围如下：
主蒸汽及高温再热蒸汽干管、支管、弯管；高旁入口管道，低旁入口干管、支管。同时，考虑改前锅炉排烟温度高达156℃，在空预器出口和脱硫塔入口共设置两级低温省煤器装置回收 烟气余热，低温级用于加热空预器进风，高温级用于加 热热力系统凝结水，以提高机组效率。
2.1.3改造效果
“双提”方案改造前后THA工况下机组技术指标对比见表1。“双提”方案对机组提升参数综合改造后，热耗率可从改前的8181kJ/（kW·h）降低至7788kJ/（kW·h），由 于采用高低温两级低温省煤器回收烟气余热， 使得机组热耗率可继续降低至7712kJ/（kW·h）。由改后指标与改前指标对比可见，热耗率下降 469kJ/（kW·h），供电煤耗率下降20.64g/（kW·h）。改后 指标中供电煤耗率达298.67g/（kW·h），可满足《煤电节 能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》中相关改造要求。
2.2跨代升级改造方案
600MW亚临界机组跨代升级改造也有多种方法，常见有跨代升级为一次再热超超临界方案、 跨代升级 为二次再热超超临界方案这两种。由于前者方案降耗空间有限、投资回收期偏长，此处仅讨论后者。
2.2.1跨代升级改造技术路线
采用“跨代升级为二次再热超超临界”方案，改后 汽轮机额定参数为：N800-31/600/566/538。
（1）新增一套超高压缸超高压缸作为前置汽缸其排汽进入原有汽轮机高压缸。
（2）设置与超高压缸同轴的抽汽背压发电机组，其抽汽用于高加系统加热、排汽用于加热除氧器；同时设 置同轴驱动给水泵，剩余不平衡功率用以发电。（3）原有锅炉拆除，并还建一台超超临界二次再热锅炉。
（4） 通过跨代升级改造， 同步将机组增容至 800MW。
（5）尽量利旧原有机组主机及辅助系统，以降低项目造价。
2.2.2跨代升级改造主要方案
（1）汽轮机
一是新增加前置机组， 二是对原有汽轮机组采用 最新设计技术进行通流改造。主要改造范围如下：
新设前置超高压缸及同轴抽汽背压发电机组，并 布置于新建锅炉一侧的前置机房内， 前置机组发电机 额定功率约200MW；
对原有汽轮机进行通流改造， 由于改后高压缸进 汽温度提升至566℃，在原有轴承座跨距不变、进汽抽 汽口位置基本不变、基础不变和保留外缸前提下，更换相关通流部件；原机组低压缸、低加系统及600MW发 电机保持基本不变。
（2）锅炉
由于跨代升级至二次再热超超临界参数，原有锅炉需要拆除，在原地新建一台二次再热锅炉，BMCR工况参数为2500-32.9/605/569/541；由于锅炉容量增加， 制粉系统需增加一套中速磨 系统，相应改造输煤系统；原有三大风机需改造或更换；原有环保设施需扩容改造或者新建，烟囱利旧。
（3）热力系统及其他
由于升级为二次再热超超临界参数， 给水压力提 高，原有抽汽及高加系统拆除，并新设单列布置高加， 采用前置抽汽背压机的中间抽汽作为高加加热汽源；拆除原有给泵及小机系统，新设超超临界参数给水泵 系统，该给泵由前置机组同轴驱动；前置机组中超高压缸排汽经过锅炉一次再热之后 进入原机组高压缸继续做功， 同轴抽汽背压机排汽进 入除氧器；原主机主再热管道、旁路系统进行更换改造，并针 对二次再热新增加相关管道系统；为提高机组循环热效率，结合超低排放改造，新设 置0号高加系统和烟气余热利用系统；此外，因为新增加前置发电机系统，机组厂用电及 出线系统需进行相关升级改造。
2.2.3跨代升级改造效果
跨代升级方案改造前后THA工况下机组技术指标对比见表2。
跨代升级后机组参数及容量均大幅提升， 考虑同 步采用烟气余热利用等降耗措施， 改造后热耗率可从 改前的8181kJ/（kW·h）降低至7296kJ/（kW·h）。由改后 指标与改前指标对比可见，热耗率下降885kJ/（kW·h），供电煤耗率下降约42g/（kW·h）。改后指标中供电煤耗 率达277.3g/（kW·h），远超过《煤电节能减排升级与改 造行动计划（2014-2020年）》相关改造要求。
3改造方案比较
3.1改造范围比较
提升参数和跨代升级改造方案均涉及主机改造， 由于技术路线不同，改造范围差异较大。主要的改造范 围比较见表3。由比较可见，跨代升级方案由于新增加前置机组、 参数跨代提高， 需还建一台新的超超临界二次再热锅 炉，还需新增前置机组厂房，改造范围相对较大。
3.2节能收益与技术经济性比较
通过前述600MW等级亚临界湿冷纯凝机组提升参数和跨代升级两种改造技术方案对比，可见该两种改造方案的最终供电煤耗率技术指标均可满足《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》相关要求。具体改造效果比较见表4。其中，跨代升级方案相对提升参数方案，额定发电 容量多170MW，同时热耗率降低416kJ/（kW·h），供电 煤耗率降低21.37g/（kW·h），节能降耗效果更好。
3.2节能收益与技术经济性比较
通过前述600MW等级亚临界湿冷纯凝机组提升参数和跨代升级两种改造技术方案对比，可见该两种改造方案的最终供电煤耗率技术指标均可满足《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》相关要求。具体改造效果比较见表4。其中，跨代升级方案相对提升参数方案，额定发电 容量多170MW，同时热耗率降低416kJ/（kW·h），供电 煤耗率降低21.37g/（kW·h），节能降耗效果更好。
但从表5的技术经济分析角度而言，跨代升级改造方案单位投资及投资总额都相对较大， 投资回收期和项目建设周期都较长， 项目不确定性因素及风险相对也增加。
4结语
通过对某600MW亚临界湿冷纯凝机组的改造研究方案比较分析表明：
（1）“双提”升参数改造方案可降低供电煤耗率至298.67g/（kW·h），跨代升级改造方案可降低供电煤耗率至277.3g/（kW·h）。
（2）两种方案均可满足《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》中相关改造要求，“双提”升参数改造方案相对改造范围较小、项目投资较低、实施工期较短，更具备实施的可操作性。
（3）对于该两种者方案，均为基本方案分析，仍有进一步节能降耗的采取措施空间，但也会增加系统复杂性及项目投资， 应在具体实施阶段进行详细的技术经济论证。
参考文献：
[1]6付昶，王伟锋，朱立彤.汽轮机通流能力分析及试验研究[J].热力发电，2013，42（1）:48-51.
[2]6苗承刚.汽轮机首级静叶面积对机组性能的影响与改造[J].热力发电，2014，43（6）:145-148.
[3]6付喜亮，刘吉，赵志宏，等.提高主再热汽温对600MW亚临界空冷机组运行特性的影响分析[J].节能，2016，3（3）:22-27.
[4]6李清，黄竹青，左从锐，等.浅析汽轮机通流部分改造及效果[J].华中电力，2011，24（2）:84-90.
[5]6沈永流，朱宝宇.国产引进型300MW汽轮机通流部分改造及效益分析[J].能源技术经济，2011，23（2）:36-44.
[6]6曾荣鹏.国产300MW冲动式汽轮机通流改造[J].华电技术，2012，34（10）:39-42.
[7]6孟涛.国产600MW汽轮机本体技术改造[J].中国电力，2009，39（12）:40-43.
[8]6高登攀，牛志军，程代京，等.提高火电厂汽轮机组性能技术研究与应用[J].中国电力，2014，47（11）:20-25.
[9]6孔凡平，朱宝森.330MW机组汽轮机通流改造的优化设计[J].华电技术，2014：36（1）:29-32.
[10]6刘晓宏，裴东升，王理博，等.汽轮机通流改造效果分析存在问题研究及对策[J].中国电力，2016，49（4）:112-118.
[11]6陈显辉，李曦滨，吴其林，等.东方第八代300MW汽轮机通流改造及性能评价[J].东方汽轮机，2010，3（3）:11-14.
[12]6吴毅强，舒君展.亚临界300MW机组改造为超超临界叠置循环的技术方案研究[J].中国电业（技术版），2011，1（1）:33-37.6
[13]6Kjaer6 S.A6 modified6 double6 reheat6 cycle[C].Proceedings6 of6 the6 ASME620106Power6 Conference，2010：285-293.
[14]6张振华.6 多汽轮机联合发电超超临界机组：CN201420643008.5[P].62015-07-22.
[15]6谢大幸，石永锋，郝建刚，等.600MW等级亚临界机组跨代升级改造技术应用研究[J].发电与空调，2015，36（06）：23-26.
[16]6孙科，吴松，秦大川，等.提高再热汽温对锅炉和机组热力特性的影响及经济性分析[J].6 热力发电，2014，43（8）:19-23.
注：该文选自《发电与空调》2017年第1期，原标题为：亚临界机组提升参数与跨代升级改造方案比较
原标题：亚临界机组提升参数与跨代升级改造方案比较
