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引言：本文结合牡丹江第二发电厂5号汽轮机组优化改造工程，主要是在汽轮机本体以及热力系统方面进行技改和优化，对机组整机优化技术方案及优化前后试验参数对比等技术关键问题进行了分析与探讨，为提高机组节能技术水平提供借鉴。在机组煤耗率降低的的同时，也大幅度减少了锅炉二氧化硫及氮氧化物的排放，具有良好的环保效益和社会效益，具有较好的投资和推广价值。
一、背景
华电能源牡丹江第二发电厂5号汽轮机为上世纪80年代苏联列宁格勒金属工厂生产的K—215—130—1型一次中间再热单轴三缸两排汽凝汽式汽轮机机组。1990年投产后已运行20余年，受当时苏产机组设计理念和多年来运行老化等方面的影响，机组经济与目前运行的国产200MW机组相差较大，主要体现在汽轮机本体和热力系统运行方面。为进一步推进华电集团公司发电机组200MW机组的节能减排降耗工作，根据“华电能源公司火电机组优化工作实施规划”要求，2011年末利用机组大修机会，对机组实施汽轮机节能优化改造，全部改造与试验于2012年6月份全部完成。
汽轮机主要技术规范
制造厂：列宁格勒金属工厂
型 号：K—215—130—1型
形 式：一次中间再热单轴三缸两排汽凝汽式汽轮机
额定功率：215MW
最大功率：220MW
新蒸汽压力：12.75MPa
新蒸汽温度：540℃
再热蒸汽压力：2.44MPa
再热蒸汽温度：540℃
额定功率汽耗量：646t/h
汽轮机最大通流量：670t/h
热耗：8270kJ/（kW·h）
二、机组改造前状况
华电能源牡丹江第二发电厂5号汽轮机计划于2011年9月进行大修，为查找机组及热力系统存在问题，取得机组各项实际经济指标，为机组优化改造提供技术参考，委托华电电力科学研究院进行优化改造修前热力性能试验。通过试验发现机组热耗率和缸效率明显偏离设计值，表明机组通过大修进行优化改造是十分必要的。
（一）热耗率及煤耗率试验结果
5号机组2次3VWO试验工况下，修正热耗率平均值为8467.70kJ/（kW·h），比设计工况下热耗率8270kJ/（kW·h）高出197.7kJ/（kW·h），即高出设计值2.39%。发电煤耗值为317.22g/（kW·h）比设计值309.8g/（kW·h）高出7.41g/（kW·h），供电煤耗为349.01g/（kW·h）（管道效率系数取99%，鍋炉效率取92%）。如下图所示，可以看出5号机组优化改造前3VWO工况同THA工况的对比，机组热耗值偏离设计值较为明显。
（二）缸效率试验结果
机组优化改造前2次3VWO工况的高压缸效率（表3）平均值为77.89%，比设计值80.81%低2.92%。中压缸效率平均值为88.70%，比设计值91.5%低2.8%；如下图所示，可以看出5号机组优化改造前3VWO工况同THA工况的对比，机组高、中压缸效率均偏离设计值。
三、大修中开展前汽轮机节能优化改造工作
根据机组诊断试验结果，结合不同电厂同类型机组普遍存在的问题，按照机组实际设备、系统设计、安装、现场布置，吸收不同电力设计院设计特点，以及国外同类型机组的先进技术和国内同类型机组已使用过且经运行考验成功的技术和经验，重点解决机组运行中所发现的或隐藏的问题，在机组安全运行的基础上，通过采取相应技术措施来提高机组的运行经济性，对设备及系统进行完善改进和优化。
（一）汽轮机本体部分改造
1.机组原汽封采用传统的梳齿式汽封，汽封型式比较落后，间隙比较大，为了减少汽封漏汽，提高缸效，特进行汽封优化改造。结合国内几十台机组的汽封改造经验，根据各种新型汽封在汽轮机各部位的优点和劣势，本次汽封改造，采用布莱登汽封和侧齿汽封组合使用的方式，在保证机组的安全性的同时提高高中低压缸效率。
传统的梳齿式结构，该结构又可细分为迷宫式（见图1）、斜平齿式（见图2）、叶顶镶片式（见图3）及转子镶片式（见图4）等。
图1 迷宫式汽封结构图 图2 斜平齿式汽封结构图
图3 叶顶镶片式汽封结构 图4 转子镶片式汽封结构
侧齿汽封在传统梳齿基础上在长齿和长短齿之间的加工了比较小的侧齿和低齿，从而增加了汽流的涡流，增加了阻尼效果，见图5、图6。
图5 传统汽封与侧齿汽封工作原理图 图6 浮动侧齿汽封外形图
2.高压前汽封内圈、高压隔板更换22圈布莱登汽封，布莱登汽封的优点是即随着机组启动运行工况的变化，汽封间隙是自动进行调整的，始终保持在最佳间隙状态，因此可以明显提高汽轮机在启动使得安全可靠和经济性。莱登汽封如下图：
图7 布莱登汽封
3.高压前汽封中圈、外圈以及中压汽封、隔板更换75圈侧齿汽封。侧齿汽封的优点一是可与原梳齿汽封同种材质、相同外型尺寸、可以继承原梳齿型汽封的安全性；二是不改变原汽封的基本结构，获得显著的减少漏汽量的成效；三是避免环向振动，减少汽流激振力，保护机组安全。
4.对部分阻汽片进行更换并调整：一是准确测量转子各级动叶叶围带外径尺寸以及加工调整后的隔板阻汽片内径尺寸，计算并确认各级叶顶阻汽片径向间隙在规定范围内；二是更换调整后的新阻汽片顶端进行修尖；三是调整洼窝中心调整正确保持与转子同心，在全实缸紧固螺栓的情况下，进行隔板阻汽片上、下、坐、右、45度等方位圆周径向间隙测量，间隙均匀。
5.高、中压缸喷嘴经过长时间运行，喷嘴损坏比较严重，为提高调节级效率，大修优化中将高、中压缸喷嘴拆除后返回哈汽厂进行修复。 汽轮机由于受到长时间颗粒冲刷和结垢，通流部分叶栅的光洁和清洁程度对汽轮机的出力能力和缸效率有很大的影响，机组通流部分的隔板之间和叶轮之间的轴向距离小，无法采用人工方法对表面进行处理，大修中对采用喷珠法工艺对汽轮机动静叶片进行除垢。
（二）汽轮机热力系统优化
1.进行热力系统疏水合并
机组热力系统設计庞大，冗余系统多，疏放水系统复杂，汽轮机本体疏水、主再热蒸汽疏水阀门内漏频繁发生，高、低压加热器部分放水门、危急疏水门泄漏，还存在汽泵最小流量阀内漏、减温水阀门内漏等情况；部分阀门泄漏导致设备及系统无法隔离，影响机组安全性。疏水阀不严造成大量蒸汽短路进入凝汽器，使凝汽器热负荷增加，影响真空，又造成有效能的大量损失，系统缺陷严重影响机组的经济性和安全性。因此在热力系统优化中对电动主闸门前疏水及主汽联通管疏水、高压调速汽门座疏水、中压自动主汽门前疏水，中压自动主汽门前排大汽管路疏水及疏减器电动门门前疏水、中压导管疏水进行合并，合并后设手动球阀，取消的支管对应的高压扩容器侧接口。
2.四段抽汽至除氧器管路改造
四段抽汽至除氧器管路设有两个逆止门，靠近除氧器的逆止门侧容易积水，造成管道较大振动，对机组安全运行产生不利影响，同时增加了检修维护量。现将该逆止门上移，并将四段抽汽至除氧器管路加高，更换相关三通，使得除氧器侧水无法进入抽汽管道，避免出现管道振动现象。具体改造情况如下图所示：
3.消除内漏阀门，解决热力系统漏泄量偏大问题
阀门的泄漏是影响机组热耗的重要因素。目前高压阀门存在内漏现象较多，影响机组的经济性。部分疏放水直接进入凝汽器，增加了凝汽器热负荷，降低了循环热效率。阀门的泄漏是影响机组热耗的重要因素，应引起高度重视，重点进行处理。利用修前的热力系统检查，对汽水系统阀门进行彻底的普查，掌握阀门的泄漏情况，为大修中阀门检修和更换提供依据。重点对修前内漏严重的阀门要重点安排给检修技能较高的单位和个人进行检修，对密封面进行研磨。主要内漏阀门增设手动门或改为进口高压球阀。
四、效益评价
（一）机组优化改造后热耗率、煤耗率情况对比
3VWO工况下经修正后热耗率为8380.90kJ/（kW·h），比THA 设计热耗率8270.0kJ/（kW·h）高出110.90kJ/（kW·h），比优化改造前试验热耗率8467.71kJ/（kW·h）降低86.81kJ/（kW·h）。修正后发电煤耗313.99g/（kW·h）比THA工况设计值309.80g/（kW·h）高出4.19g/（kW·h），比大修改造前试验发电煤耗317.21g/（kW·h）低3.22g/（kW·h）。
“两常工况”既80%工况170MW下修正后热耗率为8483.16kJ/（kW·h），比改造前试验热耗率8622.83kJ/（kW·h）低139.67kJ/（kW·h）；修正后发电煤耗率为317.82g/（kW·h）比该工况下改造前323.03g/（kW·h）低5.21g/（kW·h），修正后供电煤耗率为353.13g/（kW·h）比该工况下改造前359.25g/（kW·h）低6.12g/（kW·h）。
（二）高、中缸效率情况对比
3VWO工况下高压缸效率为79.57%比THA 设计值80.81%低1.24%，比改造前试验高压缸效率77.90%高出1.67%；中压缸效率为89.81%，比设计值91.51%低1.70%，比改造前试验中压缸效率88.70%高出1.11%。
“两常工况”既80%工况170MW 下，高压缸效率为76.32%比改造前75.63%高出0.69%；中压缸效率为90.93%，比改造前86.51%高出4.42%。
五、结尾
本次210MW机组进行的机侧优化工作，主要是在汽轮机本体以及热力系统方面进行技改和优化，根据华电电科院对#5机组机侧优化改造后的鉴定试验报告，在机组“两常工况”既80%工况170MW区间范围内，机组发电煤耗率比该工况下改造前低5.21g/（kW·h），按照机组年利用小时4000小时计算年节约标煤约4400吨，节约燃煤成本约260万元。在机组煤耗率降低的的同时，也大幅度减少了锅炉二氧化硫及氮氧化物的排放，具有良好的环保效益和社会效益，具有较好的投资和推广价值。
（作者单位：华电能源牡丹江第二发电厂）
一、背景
华电能源牡丹江第二发电厂5号汽轮机为上世纪80年代苏联列宁格勒金属工厂生产的K—215—130—1型一次中间再热单轴三缸两排汽凝汽式汽轮机机组。1990年投产后已运行20余年，受当时苏产机组设计理念和多年来运行老化等方面的影响，机组经济与目前运行的国产200MW机组相差较大，主要体现在汽轮机本体和热力系统运行方面。为进一步推进华电集团公司发电机组200MW机组的节能减排降耗工作，根据“华电能源公司火电机组优化工作实施规划”要求，2011年末利用机组大修机会，对机组实施汽轮机节能优化改造，全部改造与试验于2012年6月份全部完成。
汽轮机主要技术规范
制造厂：列宁格勒金属工厂
型 号：K—215—130—1型
形 式：一次中间再热单轴三缸两排汽凝汽式汽轮机
额定功率：215MW
最大功率：220MW
新蒸汽压力：12.75MPa
新蒸汽温度：540℃
再热蒸汽压力：2.44MPa
再热蒸汽温度：540℃
额定功率汽耗量：646t/h
汽轮机最大通流量：670t/h
热耗：8270kJ/（kW·h）
二、机组改造前状况
华电能源牡丹江第二发电厂5号汽轮机计划于2011年9月进行大修，为查找机组及热力系统存在问题，取得机组各项实际经济指标，为机组优化改造提供技术参考，委托华电电力科学研究院进行优化改造修前热力性能试验。通过试验发现机组热耗率和缸效率明显偏离设计值，表明机组通过大修进行优化改造是十分必要的。
（一）热耗率及煤耗率试验结果
5号机组2次3VWO试验工况下，修正热耗率平均值为8467.70kJ/（kW·h），比设计工况下热耗率8270kJ/（kW·h）高出197.7kJ/（kW·h），即高出设计值2.39%。发电煤耗值为317.22g/（kW·h）比设计值309.8g/（kW·h）高出7.41g/（kW·h），供电煤耗为349.01g/（kW·h）（管道效率系数取99%，鍋炉效率取92%）。如下图所示，可以看出5号机组优化改造前3VWO工况同THA工况的对比，机组热耗值偏离设计值较为明显。
（二）缸效率试验结果
机组优化改造前2次3VWO工况的高压缸效率（表3）平均值为77.89%，比设计值80.81%低2.92%。中压缸效率平均值为88.70%，比设计值91.5%低2.8%；如下图所示，可以看出5号机组优化改造前3VWO工况同THA工况的对比，机组高、中压缸效率均偏离设计值。
三、大修中开展前汽轮机节能优化改造工作
根据机组诊断试验结果，结合不同电厂同类型机组普遍存在的问题，按照机组实际设备、系统设计、安装、现场布置，吸收不同电力设计院设计特点，以及国外同类型机组的先进技术和国内同类型机组已使用过且经运行考验成功的技术和经验，重点解决机组运行中所发现的或隐藏的问题，在机组安全运行的基础上，通过采取相应技术措施来提高机组的运行经济性，对设备及系统进行完善改进和优化。
（一）汽轮机本体部分改造
1.机组原汽封采用传统的梳齿式汽封，汽封型式比较落后，间隙比较大，为了减少汽封漏汽，提高缸效，特进行汽封优化改造。结合国内几十台机组的汽封改造经验，根据各种新型汽封在汽轮机各部位的优点和劣势，本次汽封改造，采用布莱登汽封和侧齿汽封组合使用的方式，在保证机组的安全性的同时提高高中低压缸效率。
传统的梳齿式结构，该结构又可细分为迷宫式（见图1）、斜平齿式（见图2）、叶顶镶片式（见图3）及转子镶片式（见图4）等。
图1 迷宫式汽封结构图 图2 斜平齿式汽封结构图
图3 叶顶镶片式汽封结构 图4 转子镶片式汽封结构
侧齿汽封在传统梳齿基础上在长齿和长短齿之间的加工了比较小的侧齿和低齿，从而增加了汽流的涡流，增加了阻尼效果，见图5、图6。
图5 传统汽封与侧齿汽封工作原理图 图6 浮动侧齿汽封外形图
2.高压前汽封内圈、高压隔板更换22圈布莱登汽封，布莱登汽封的优点是即随着机组启动运行工况的变化，汽封间隙是自动进行调整的，始终保持在最佳间隙状态，因此可以明显提高汽轮机在启动使得安全可靠和经济性。莱登汽封如下图：
图7 布莱登汽封
3.高压前汽封中圈、外圈以及中压汽封、隔板更换75圈侧齿汽封。侧齿汽封的优点一是可与原梳齿汽封同种材质、相同外型尺寸、可以继承原梳齿型汽封的安全性；二是不改变原汽封的基本结构，获得显著的减少漏汽量的成效；三是避免环向振动，减少汽流激振力，保护机组安全。
4.对部分阻汽片进行更换并调整：一是准确测量转子各级动叶叶围带外径尺寸以及加工调整后的隔板阻汽片内径尺寸，计算并确认各级叶顶阻汽片径向间隙在规定范围内；二是更换调整后的新阻汽片顶端进行修尖；三是调整洼窝中心调整正确保持与转子同心，在全实缸紧固螺栓的情况下，进行隔板阻汽片上、下、坐、右、45度等方位圆周径向间隙测量，间隙均匀。
5.高、中压缸喷嘴经过长时间运行，喷嘴损坏比较严重，为提高调节级效率，大修优化中将高、中压缸喷嘴拆除后返回哈汽厂进行修复。 汽轮机由于受到长时间颗粒冲刷和结垢，通流部分叶栅的光洁和清洁程度对汽轮机的出力能力和缸效率有很大的影响，机组通流部分的隔板之间和叶轮之间的轴向距离小，无法采用人工方法对表面进行处理，大修中对采用喷珠法工艺对汽轮机动静叶片进行除垢。
（二）汽轮机热力系统优化
1.进行热力系统疏水合并
机组热力系统設计庞大，冗余系统多，疏放水系统复杂，汽轮机本体疏水、主再热蒸汽疏水阀门内漏频繁发生，高、低压加热器部分放水门、危急疏水门泄漏，还存在汽泵最小流量阀内漏、减温水阀门内漏等情况；部分阀门泄漏导致设备及系统无法隔离，影响机组安全性。疏水阀不严造成大量蒸汽短路进入凝汽器，使凝汽器热负荷增加，影响真空，又造成有效能的大量损失，系统缺陷严重影响机组的经济性和安全性。因此在热力系统优化中对电动主闸门前疏水及主汽联通管疏水、高压调速汽门座疏水、中压自动主汽门前疏水，中压自动主汽门前排大汽管路疏水及疏减器电动门门前疏水、中压导管疏水进行合并，合并后设手动球阀，取消的支管对应的高压扩容器侧接口。
2.四段抽汽至除氧器管路改造
四段抽汽至除氧器管路设有两个逆止门，靠近除氧器的逆止门侧容易积水，造成管道较大振动，对机组安全运行产生不利影响，同时增加了检修维护量。现将该逆止门上移，并将四段抽汽至除氧器管路加高，更换相关三通，使得除氧器侧水无法进入抽汽管道，避免出现管道振动现象。具体改造情况如下图所示：
3.消除内漏阀门，解决热力系统漏泄量偏大问题
阀门的泄漏是影响机组热耗的重要因素。目前高压阀门存在内漏现象较多，影响机组的经济性。部分疏放水直接进入凝汽器，增加了凝汽器热负荷，降低了循环热效率。阀门的泄漏是影响机组热耗的重要因素，应引起高度重视，重点进行处理。利用修前的热力系统检查，对汽水系统阀门进行彻底的普查，掌握阀门的泄漏情况，为大修中阀门检修和更换提供依据。重点对修前内漏严重的阀门要重点安排给检修技能较高的单位和个人进行检修，对密封面进行研磨。主要内漏阀门增设手动门或改为进口高压球阀。
四、效益评价
（一）机组优化改造后热耗率、煤耗率情况对比
3VWO工况下经修正后热耗率为8380.90kJ/（kW·h），比THA 设计热耗率8270.0kJ/（kW·h）高出110.90kJ/（kW·h），比优化改造前试验热耗率8467.71kJ/（kW·h）降低86.81kJ/（kW·h）。修正后发电煤耗313.99g/（kW·h）比THA工况设计值309.80g/（kW·h）高出4.19g/（kW·h），比大修改造前试验发电煤耗317.21g/（kW·h）低3.22g/（kW·h）。
“两常工况”既80%工况170MW下修正后热耗率为8483.16kJ/（kW·h），比改造前试验热耗率8622.83kJ/（kW·h）低139.67kJ/（kW·h）；修正后发电煤耗率为317.82g/（kW·h）比该工况下改造前323.03g/（kW·h）低5.21g/（kW·h），修正后供电煤耗率为353.13g/（kW·h）比该工况下改造前359.25g/（kW·h）低6.12g/（kW·h）。
（二）高、中缸效率情况对比
3VWO工况下高压缸效率为79.57%比THA 设计值80.81%低1.24%，比改造前试验高压缸效率77.90%高出1.67%；中压缸效率为89.81%，比设计值91.51%低1.70%，比改造前试验中压缸效率88.70%高出1.11%。
“两常工况”既80%工况170MW 下，高压缸效率为76.32%比改造前75.63%高出0.69%；中压缸效率为90.93%，比改造前86.51%高出4.42%。
五、结尾
本次210MW机组进行的机侧优化工作，主要是在汽轮机本体以及热力系统方面进行技改和优化，根据华电电科院对#5机组机侧优化改造后的鉴定试验报告，在机组“两常工况”既80%工况170MW区间范围内，机组发电煤耗率比该工况下改造前低5.21g/（kW·h），按照机组年利用小时4000小时计算年节约标煤约4400吨，节约燃煤成本约260万元。在机组煤耗率降低的的同时，也大幅度减少了锅炉二氧化硫及氮氧化物的排放，具有良好的环保效益和社会效益，具有较好的投资和推广价值。
（作者单位：华电能源牡丹江第二发电厂）