330北重公司330MW汽轮机综合节能改造报告(通用版)20141124

1、方案介绍北重公司330MW汽轮机节能改造方案介绍北京北重汽轮电机有限责任公司2014年11月II北重公司330MW汽轮机节能改造方案介绍目 录1前言32北重公司330MW级汽轮机概述32.1机型简介42.1.1引进机型（母型机）简介42.1.2二次开发机型简介52.2典型机组主要原设计参数62.3典型机组主要现运行参数72.4影响机组性能的主要因素83最新改造优化技术简介93.1本体改造优化技术93.1.1通流级数与汽道的优化93.1.2喷嘴室优化103.1.3叶型的优化123.1.4密封结构的优化143.1.5平衡孔设计优化153.1.6隔板制造工艺优化163.2系统改造优化技术183.2.

2、1回热系统改造优化183.2.2初参数优化193.2.3冷端优化214北重330MW机组通流改造方案简介234.1改造原则234.2高压通流改造方案234.3中压通流改造方案244.4低压汽封改造方案255节能改造应用推荐265.1方案1基本方案275.1.1改造范围275.1.2适用条件275.1.3预期效果275.2方案2标准方案275.2.1改造范围275.2.2适用条件285.2.3预期效果285.3方案3组合方案285.3.1改造措施*285.3.2适用条件295.3.3预期效果296应用方案经济性评估297应用方案改造工期及成本308改造应用投资收益分析318.1改造后机组铭牌出力

3、不变318.2方案1和方案2同步增容328.3各方案投资收益对比结论339改造项目实施计划341 前言近期，国家发改委及能源局制定了煤电节能减排升级与改造行动计划（20142020年），要求发电企业对在役机组，重点对300MW和600MW等级亚临界、超临界机组实施综合性、系统性节能改造，改造后供电煤耗力争达到同类型机组先进水平。截止到2013年底，我国火电装机容量约为8.6亿千瓦，其中300MW级亚临界机组大约有2.5亿千瓦，约占火电装机总量的30%，而且相当部分（特别是2000年前投产机组）供电煤耗比全国平均供电煤耗（2013年底统计数据为321克/千瓦时）高十几、几十克/千瓦时。这些机组有

4、的承担供热功能，有的是燃烧劣质煤的循环流化床机组，而且大部分机组的服役期限还不够长。如果全部淘汰，会造成巨大经济损失，但继续运行又对我国整体节能减排工作造成较大影响，对其进行诸如供热改造、通流改造、汽封改造、空预器改造、烟气余热利用、变频改造等系统性节能改造是目前较好的选择。北重公司生产的330MW级亚临界机组已有120余台，约占国内亚临界300MW级市场份额的20%，现役机组遍布全国各地，从上世纪80年代投产的江油电厂330MW机组、九十年代投产的达旗电厂、台州电厂330MW机组，直到本世纪初投产的国电石嘴山电厂、大唐珲春电厂、华能海渤湾电厂330MW机组等等。目前已有多家电厂向我公司咨询机

5、组系统性节能改造方案，其中由我公司生产的浙能集团台州发电厂8号机组已率先完成了高压模块的增容提效通流改造，改造效果非常理想（VWO工况高压缸效率实测值为87.52%）。2 北重公司330MW级汽轮机概述北重公司1958年建厂至今，专业生产冲动式电站汽轮发电机组，功率等级3MW-660MW，汽轮机进汽参数从0.98MPa/300-25MPa/600。上世纪八十年代引进原ALSTHOM公司330MW冲动式汽轮机技术，在吸收消化其先进的设计理念的基础上，对其330MW母型机进行了全面的系列化开发设计，能够满足国内外用户对汽轮机产品的各种功能及参数的需求。图1北重公司330MW机组各模块示意图2.1

6、机型简介北重公司330MW汽轮机系列产品可分为引进机型和二次开发机型两类。2.1.1 引进机型（母型机）简介北重公司330MW系列汽轮机母型为引进法国阿尔斯通技术生产的亚临界、一次中间再热、三缸两排汽、冲动凝汽式汽轮机。该引进机型额定功率330MW，机组型号为N330-17.75/540/540。即汽轮机的额定主蒸汽压力：17.75MPa，额定主蒸汽温度：540；再热蒸汽温度：540；额定功率330MW。该型机组由高压缸、中压缸和双分流低压缸组成，高压缸反流布置用以平衡轴向推力，高、中、低压缸均为双层缸结构。高压缸通流级数为1个单列调节级+10个压力级，采用整体内缸结构，隔板直接装在高压内缸上

7、。中压缸通流级数为12个压力级，其中前9级隔板直接装在中压内缸上，末3级隔板装在隔板套上。低压通流级数为25级，隔板装在低压内缸上。该型机组高压缸通流叶片全部为直叶片，中、低压缸全部为扭叶片，所有动叶片均采用预扭安装。低压末级动叶片长度为1080mm，其叶根为圆弧枞树叶根。高、中、低压转子均为整锻转子，转子之间采用刚性联轴器联接。推力轴承设置在#2轴承箱内。机组设7级回热系统，包括2台立式高加、1台除氧器和4台立式低加，其中#6高加设有一台外置式蒸汽冷却器，#7高加出口给水经过该外置式蒸汽冷却器加热后进入锅炉。给水泵型式标准配置为电动给水泵。图2为北重公司引进型汽轮机示意图。图2北重公司引进型

8、330MW汽轮机示意2.1.2 二次开发机型简介北重公司以引进机型为母型机，为了满足电厂用户对机组功率、冷却方式、抽汽参数、抽汽方式等各种需求，先后开发了多款系列化机型。机组铭牌功率等级最高至360MW，冷却方式有湿冷/空冷，配套开发了适合空冷机型运行要求的648mm/712mm末级动叶片；供热机型抽汽参数涵盖0.3MPa/0.98MPa/4.0MPa各个等级，相应开发了适合大容量供热的902mm叶高末级动叶片；系统配置有8级回热、卧式加热器以及汽动给水泵等系统型式。表1显示了二次开发机型中抽凝机组的抽汽参数、抽汽调节方式系列。图2显示了抽凝供热机型多种抽汽位置及抽汽实现方式。表1 亚临界33

9、0MW抽凝供热机组参数系列范围类 型抽汽级数抽汽参数（MPa.a）抽汽调节方式抽凝机型单抽3.925.88机外0.981.57机内0.981.57机外0.2940.588机内双抽3.925.880.981.57机外/机内3.925.880.981.57机外/机外0.981.570.2940.588机内/机内0.981.570.2940.588机外/机内3.925.880.2940.588机外/机内三抽3.925.880.981.570.2940.588机外/机内/机内3.925.880.981.570.2940.588机外/机外/机内图2北重公司330MW机组系列化产品示意2.2 典型机组主要

10、原设计参数北重公司现运行的110余台亚临界330MW机组中，80%以上为纯凝湿冷机型，末级选用叶高1080mm动叶片，少数供热湿冷机型末级选用叶高902mm动叶片，如国电滦河电厂330MW机组、大唐宝鸡电厂330MW机组等；另有15%的300MW级机组为空冷机型，末级选用了叶高为648mm/712mm的适合直接/间接空冷机型的动叶片。表1列出有代表性的典型湿冷机组主要设计参数供参考。表1 亚临界330MW机组主要设计参数汇总序号项目单位数据1机组型式一次再热、单轴三缸两排汽凝汽式汽轮机2汽轮机型号N330-17.75/540/5403额定主蒸汽压力MPa.a17.754额定主蒸汽温度5405额

11、定再热蒸汽进口温度5406排汽压力（THA/TRL工况）MPa.a0.0049/0.01187THA工况功率TRL工况功率MW3308T-MCR工况功率MW3459主蒸汽额定进汽量t/h93010主蒸汽最大进汽量t/h1025/100411额定再热蒸汽压力MPa.a3.7212额定给水温度25413回热级数（高加除氧低加）2高加1除氧4低加14高压/中压/低压缸效率（THA）%86.0/92.5/87.215THA工况热耗kJ/kW.h7700-775016通流级数（高压+中压+低压）（110）122517低压缸末级叶片长度mm1080/90218机组外型尺寸（长、宽、高）m19.17.86.

12、119汽轮机中心距运行层标高mm101020额定转速r/min300021旋转方向（汽机向发电机）逆时针22启动方式中压缸启动2.3 典型机组主要现运行参数为了更好的分析北重公司330MW机组运行现状，以便于我公司有针对性制定机组改造策略，我们对典型机型的主要厂家进行了交流调研，以近期的修后数据为统计依据，表2主要汇总了机组的各缸效率及修正后运行热耗等统计数据，仅供参考。表2 典型机组运行性能数据摘录代表机组高压缸效率%中压缸效率%低压缸效率%热耗率kJ/kWh备注测试时间台州电厂8号机83.0293.1/7793（毛）VWO工况2014年3月准格尔电厂3号机84.892.9/7862（毛）T

13、HA工况2014年6月准格尔电厂4号机83.693.1/7890（毛）THA工况2014年3月海渤湾电厂6号机82.790.9/8154（净）THA工况2014年8月宝鸡电厂1号机81.990.1/8165（净）THA工况2011年3月辽源电厂4号机79.0292.1882.168022（毛）300MW工况2013年8月珲春电厂4号机82.594.287.27839（毛）THA工况2013年9月上述统计数据仅供参考，低压缸效率由于无法直接测量确定排汽状态，需要进行整机系统能量平衡计算得出，而电厂的常规修后试验测试低压缸效率的不确定度较大，一般不做单独计算。另中压缸效率超过93%，属虚高，一般均

14、为中排压力测点选取存在偏差或水柱高差修正误差所致。总体上看，在缸效率方面，高压缸效率普遍偏低，少数机组能接近设计值，大部分机组的高压缸效率较低，平均值在82%-83%范围；中压缸效率普遍接近设计值，个别机组性能较差，有待进一步改造提高；按中压缸效率情况推断，若低压通流无明显老化、水蚀现象，低压缸效率应能接近设计值。在热耗率方面，机组毛热耗设计值应在7700-7750kJ/kWh范围，净热耗设计值在7890-7940kJ/kWh范围，上述统计热耗值，除个别机组性能较好外，大部分与设计值普遍偏差在140-190kJ/kWh范围，折算成供电煤耗偏差应在4.8-6.5g/kWh范围。2.4 影响机组性

15、能的主要因素影响汽轮机热经济性能的直接因素是通流效率，而通流效率的高低则主要受级效率的影响，若提高级效率，需要从根本上降低级的各项附加损失。一般冲动式机组通流级的各项损失比例如图3所示。图3 通流级内流动损失示意北重公司亚临界330MW机组属引进原ALSTHOM公司冲动式技术生产，通流技术年代相对较早，与目前全三维设计等主流通流技术相比，主要有以下几点不足： 该汽轮机设计成型年代较早，叶片型线设计技术属于上世纪80年代准三维设计技术，已落后于国内外先进水平； 通流各级焓降与通流尺寸配比，即各级速比U/C0偏离最佳值； 高压喷嘴组为平直汽道，三维效应损失偏大； 高、中压各级叶轮未开设平衡孔，隔板

16、汽封漏汽通过叶片根部间隙进入叶片通道，对主流造成扰动，尤其对高压各级影响较大； 原叶顶汽封结构型式决定无法进一步压缩汽封间隙，叶顶漏汽损失偏大； 传统隔板加工工艺造成隔板汽道变形量难于控制，尤其影响高压缸效率。另外，影响机组热耗率的其它因素则是在汽轮机系统配置方面，北重公司亚临界330MW机组原设计思想定位于调峰机组，要求启停灵活，因此在启动方式、旁路配置、回热系统、给水泵驱动型式方面都以“发挥调峰性能”为先决条件。在回热系统配置上，为了保证高压缸受热均匀，启动快捷，取消了原有的回热抽汽口，减少了一级回热，将回热级数减少为7级回热，如此给水温度较同类型机组偏低约20左右，使得汽轮机系统循环效率

17、偏低，一定程度上影响了机组设计热耗水平。3 最新改造优化技术简介近年来，北重公司自主研发了超临界350MW机组、超超临界660MW机组，其中超临界350MW首台机组已于2012年初在国电电力大连开发区热电厂成功投运，机组实测热耗率7667.6kJ/kWh，属国内领先水平。北重公司多年来致力于100MW-600MW冲动式汽轮机通流改造，积累了丰富的通流改造设计经验，同时将自主研发的超临界350MW、超超临界660MW机组的先进通流设计技术应用于改造机组中，实践证明取得了良好的改造效果。3.1 本体改造优化技术3.1.1 通流级数与汽道的优化根据最佳速比设计原则调整通流几何尺寸，优化各级焓降分配，

18、在原有的跨距空间内，适当增加通流级数，降低根径，增加叶高，减小通流端部损失及二次流损失。利用三维计算软件优化通流子午面流道，通过等根径设计，光顺子午面流道，合理匹配动静叶盖度，靠近排汽的部分级通流采用斜气道，降低流动损失。3.1.2 喷嘴室优化喷嘴室原为四瓣牛腿结构，与内缸固定于进汽管口处，机组运行时喷嘴室受热向机组中分面膨胀，而动叶片由中心向四周膨胀，导致调节级动叶叶顶围带汽封径向间隙预留较大。改进后喷嘴室分为上下半结构，水平中分面螺栓把合，类似于常规隔板，通过中分面两侧搭子及底键定位于内缸，机组运行时喷嘴室受热由中心向四周膨胀，这样就与动叶片膨胀方向一致，以至于改后调节级动叶叶顶围带汽封径

19、向间隙由原来2.6mm降至1mm。并且还将镶片式汽封改为可退让式汽封环，可进一步控制叶顶汽封间隙，同时喷嘴室内径处增加的两道汽封齿也起到了阻汽的作用，达到减小漏汽损失提高效率的措施。另外，为了解决内缸与喷嘴室之间的密封与自由相对运动，二者间在管口处采用了堆叠式密封环。改前喷嘴室与内缸装配示意图改前调节级局部纵剖图改后喷嘴室与内缸装配示意改后调节级局部纵剖图3.1.3 叶型的优化 静叶优化后各级静叶采用高效后加载叶型，有效避免二次流过早的发生，减小损失。其中调节级喷嘴为整体铣制，采用子午面收缩型线；第二级隔板采用分流叶栅，由于二级隔板处蒸汽参数高，容积流量小，强度要求高，叶片往往既短又宽，损失较

20、大。而一大两小的分流叶栅，提高了叶片的高宽比，在兼顾了强度同时，有效降低了端部附面层及二次流损失。末两级静叶片经过吹风实验适度弯曲，建立C形静压分布，将壁面的汽流压向中间的主流，从而有效减少二次流损失，提高级效率。同时静叶采用整体铣制，镶入隔板内外环之间，有效保证了型线的加工精度和隔板的装配精度。 动叶各级动叶片延用叉形叶根，整体围带预扭安装，安全性经过多年验证。部分动叶为与静叶匹配，采用扭叶片。3.1.4 密封结构的优化 动叶顶部汽封优化叶顶围带汽封漏汽损失在级总损失中占很大比例，通过优化，将原镶片式汽封改为可退让汽封环。其目的，一是减小汽封径向间隙，二是增加汽封齿数。 叶轮增加平衡孔和级间

21、汽封随着近些年气动数值计算及实验手段的发展，对于隔板汽封漏汽对主流的影响有了一定的分析与认知，本次优化作为一次成功的工程应用，取得了很好效果。具体为：在叶轮开设平衡孔，级间设置汽封，增加叶轮反动度，将隔板漏汽由平衡孔引出，避免干扰主流。 隔板及高压后汽封优化隔板汽封与高压后汽封在维持原轴向动静间隙的前提下，通过增加汽封环齿数，进一步减小漏汽损失。同时一系列的新型汽封如侧齿、布莱登汽封的应用也对增效起到了一定贡献。叶顶、隔板汽封改前叶顶、隔板汽封改后高压后汽封改前高压后汽封改后3.1.5 平衡孔设计优化传统冲动式汽轮机叶轮开设平衡孔，主要目的是减小转子轴向推力，多缸机组便于平衡轴向推力。现代气动

22、理论研究表明，平衡孔的有无及面积大小，对通流级效率也有一定影响。冲动式汽轮机叶轮开设平衡孔，并结合通流动静匹配，合理设定平衡孔面积可以起到改善动叶根部流动、减小泄漏损失及其与主流的掺混损失并提高透平级做功能力。与无平衡孔的透平级相比，随着平衡孔面积的增大，级效率逐渐提高；在叶轮结构和强度许可的条件下，设计时平衡孔面积应以保证设计工况时级间根部保持不吸不漏或少量漏气状态为最佳。 3.1.6 隔板制造工艺优化经过多年研究，隔板制造工艺取得新的进展。其中，围带整圈成型后激光加工型孔，小应力的窄焊缝技术，板体内外环整圈下料，整圈焊接，线切割中分面，得到了一系列应用。采用窄焊缝的焊接技术是有效控制隔板变

23、形手段之一，为控制静叶叶高、喉宽和面积在设计允许范围内从而使得机组通流效率达到设计值提供了可靠保证。 传统隔板采用隔板内、外环单半焊接方式，隔板焊接后产生的应力很不均匀，整体变形量大，中分面喉部尺寸很难控制，严重影响通流级效率。现新工艺方法是隔板整圈焊接后线切割中分面，可有效解决隔板焊接变形问题，是机组实测缸效率能够达到设计值的又一有效手段。窄焊缝示意图激光打孔整圈焊接线切割示意图3.2 系统改造优化技术3.2.1 回热系统改造优化考虑北重公司原330MW机组回热系统较主流配置（8级回热）少一级回热，因此在本体通流改造基础上，通过改造回热系统，增设一级高加，以进一步降低机组热耗率。具体高加参数

24、及系统位置，可参见回热系统改造示意图如下：3.2.2 初参数优化为了进一步发掘北重公司亚临界330MW机组降耗空间，我们对机组高温部件材质强度性能、使用寿命深入分析，结合相关运行说明，对该型号机组的主汽、再热温度进行优化论证。根据IEC 45-1汽轮机第1部分6.2额定参数变化的极限值中关于新蒸汽和再热蒸汽温度要求：在任一12个月的运行期中，汽轮机任何进口的平均温度不应超过其额定温度。在维持此平均值的前提下，温度通常不应超出额定温度8K。北重公司引进ALSTHOM公司亚临界330MW汽轮机运行说明中对新蒸汽压力和温度限制规定如下：北重公司亚临界330MW汽轮机额定新蒸汽温度及再热温度为540，

25、根据ALSTHOM运行说明要求，新蒸汽温度及再热温度最高可至548。3.2.3 冷端优化一般凝汽器接收汽轮机排汽后，由于减温减压器和回热抽汽管道的存在，会使凝汽器喉部流场产生涡流或回流区，尤其是对于接颈卧有低压加热器的凝汽器，实际流场更加复杂，在一定程度上影响了凝汽器的换热性能，汽轮机冷端损失加大。下图显示了凝汽器接颈部位排汽汽流流速分布，可以看出在靠近侧板位置流速明显偏低，甚至产生脱流现象。 改造措施在凝汽器喉部内，根据原有的实际结构，以数值模拟研究为指导，采用大型流场计算模拟软件，依靠模拟计算结果确定导流装置的布置形式，通过安装导流板装置，将集中于电机端和汽机端的排汽汽流向凝汽器中部适度引

26、导，减少排汽涡流、均匀排汽流速，使低压缸排汽流场趋于合理、凝汽器换热管的热负荷更均匀、热交换能力能够更好发挥，从而提高凝汽器真空。下图显示了凝汽器安装导流板后轴向及侧向的流场流速分布，可见改造后整体流速分布得到了明显改善。比较实用的改善措施是在凝汽器颈部合理位置加装低压缸排汽导流板，根据相关调研，300MW机组凝汽器安装了低压缸排汽导流板后，对汽轮机的背压有在凝汽器喉部内部空间布置四组导流装置，前后左右各一组，导流板由支撑管进行支撑，使导流装置和喉部连接成一个整体。导流板通过螺栓、螺母、弹簧垫圈连接成组，在喉部内合理布置，均匀排汽流场，消除涡流，改善脱流状况，提高凝汽器的换热效果。具体示意如下

27、： 改造效果通过导流板安装前、后性能对比试验，得出安装导流板后凝汽器性能的改善程度，主要是反映相同蒸汽负荷率下凝汽器压力的变化。试验证明在相同的循环水流量下，循环水冷却水进口水温在20-30范围，蒸汽负荷率为100%时，汽轮机背压可下降0.52-0.72kPa。4 北重330MW机组通流改造方案简介4.1 改造原则 用先进的、成熟的技术措施进行技术改造，提高机组运行经济性； 尽可能利用原有设备，以减少改造工程量，节约改造费用； 与发电机的连接方式和位置不变；跨距不变；汽轮发电机组的基础不变； 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； 改造后汽轮发电机组的轴向推力方向不变，推力

28、变化在允许值范围； 设计、制造、检验和改造后有关运行指标符合国家和国际有关标准要求4.2 高压通流改造方案 重新设计高压通流，高压级数增加为12级，即1个单列调节级和11个压力级，根据最佳速比设计原则，优化各级焓降分配； 对整个通流部分子午面进行光顺、合理匹配动、静叶盖度以减少流动损失； 优化设计调节级子午通道的收缩型线，使调节级的效率更高； 各级动静叶采用高效叶型，减小叶型损失、尾迹损失、二次流损失； 叶顶汽封采用弹簧支撑可退让式汽封环，以进一步减小径向间隙，并增加有效齿数； 隔板汽封环及高压前后轴端汽封采用新型汽封，进一步减小漏汽损失； 叶轮增加平衡孔，减小隔板汽封漏汽对主流的干扰。 配合

29、回热系统改造，可增设0号高压加热器抽汽口，抽汽口位置设在高压通流第9级后，该措施可提高给水温度，提高循环效率。高压通流改造范围示意如下：（涂颜色部分为改造需更换部件）4.3 中压通流改造方案 中压各级静叶采用高效后加载叶型，减小叶型损失、二次流损失； 增加隔板汽封齿数,减小漏汽损失； 叶顶汽封采用弹簧支撑可退让式汽封环，以进一步减小径向间隙； 隔板汽封环及中压前后轴端汽封采用新型汽封，进一步减小漏汽损失。 中压通流改造范围示意如下：（涂颜色部分为改造需更换部件）改造前中压通流局部示意图 改造后中压通流局部示意图4.4 低压汽封改造方案 末两级隔板叶顶汽封进行改造，改成蜂窝式汽封； 隔板汽封环及

30、低压前后轴端汽封采用新型汽封。低压汽封改造示意如下：（涂颜色部分为改造部件）其中次末级及末级隔板可返厂改造加工，在次末级隔板外环延伸段和末级级后扩压段相应动叶叶顶位置加装蜂窝汽封带，以降低叶顶漏汽损失。具体示意如下图：5 节能改造应用推荐针对北重公司亚临界330MW机组运行现状，结合目前燃煤电厂节能减排主要参考技术，北重公司推荐如下三种应用方案供用户选择：5.1 方案1基本方案主要针对汽轮机高压模块进行通流改造。5.1.1 改造范围 高压外缸（可选*） 高压内缸 高压喷嘴组 高压转子 高压动叶片（12级） 高压隔板（11级） 高压隔板汽封环（11级）*注：高压外缸随回热系统增设0号高加抽汽口方

31、案配套更换5.1.2 适用条件 主要针对汽轮机高压通流进行改造，由于北重330MW机组高压缸效率普遍较低，该方案适合同类型所有在运机组。5.1.3 预期效果 改造后机组高压缸效率在VWO工况可达87.5%。高压缸效率每提高1%对应机组热耗率降低13-15 kJ/kWh。 视电厂用户需求，本方案还可同步进行机组增容改造，增容后机组铭牌功率为350MW。5.2 方案2标准方案在方案1高压模块改造基础上，对中压通流隔板及汽封、低压汽封进行改造。5.2.1 改造范围 高压部分 高压外缸（可选*） 高压内缸 高压喷嘴组 高压转子 高压动叶片（12级） 高压隔板及汽封环（11级）*注：高压外缸随回热系统增

32、设0号高加抽汽口方案配套更换 中压部分 中压内缸 中压隔板套 中压隔板（12级）及汽封环 低压部分 低压末两级隔板返厂，将叶顶加装成蜂窝汽封 更换隔板及轴端汽封环5.2.2 适用条件该方案适合高中压缸效率均低于原设计值、且机组热耗在同类型机组中属偏高的在运机组。5.2.3 预期效果 通过方案2改造后，机组高压缸效率在达到87.5%、中压缸效率可达到93.5%、低压缸效率87.8%（1080mm末级叶片，背压4.9kPa时）。根据小偏差理论计算方法： 高压缸效率每提高1%对应机组热耗率降低13-15 kJ/kWh； 中压缸效率每提高1%对应机组热耗率降低26-30 kJ/kWh； 低压缸效率每提

33、高1%对应机组热耗率降低33-35 kJ/kWh。 视电厂用户需求，本方案还可同步进行机组增容改造，增容后机组铭牌功率为350MW。5.3 方案3组合方案在方案2改造范围基础上进行系统改造优化，可最大程度降低机组热耗率，主要有如下可选措施：5.3.1 改造措施* 回热系统优化*：增设0号高压加热器，可将给水温度提高20-25； 提高初参数*：将主蒸汽温度和再热蒸汽提高至548； 冷端优化：凝汽器颈部加装导流板，汽轮机背压可降低0.5-0.7kPa。 特别提示： *：上述三项改造措施可设立专题详细论证。 *：回热系统优化提高给水温度方案，需电厂协调锅炉厂配合核算，必要时炉侧进行同步改造。 *：提

34、高初参数方案也需锅炉厂确认，是否进行同步改造。5.3.2 适用条件基本适合所有同类型机组，尤其适合对机组热耗、电厂供电煤耗指标要求较高的330MW汽轮机组。5.3.3 预期效果 回热系统优化：可进一步降低热耗35-40kJ/kWh； 提高初参数：将主蒸汽温度和再热蒸汽提高至548，可降低热耗35 kJ/kWh； 冷端优化：凝汽器颈部加装导流板，可将汽轮机背压降低0.5-0.7kPa，折算成热耗可降低23-32kJ/kWh。6 应用方案经济性评估上述三种推荐方案，电厂可依据机组实际运行状态以及现场客观条件，分析选择应用。为便于量化比较，现以缸效率和热耗率指标为考核维度，对典型机组的设计值、运行值

35、和各方案改造预期效果进行列表分析，详见下表：各方案改造后经济性比较汇总表原设计值运行值方案1方案2方案3高压缸效率%*86.083.0-84.087.587.587.5中压缸效率%92.590.5-92.5视机组实际状态93.593.5低压缸效率%87.287.2视机组实际状态87.887.8回热系统优化收益kJ/kWh/35初参数优化收益kJ/kWh/35冷端优化收益kJ/kWh*/23机组热耗率（毛）kJ/kWh77507780-7855视机组状态确定76787584较设计值热耗收益kJ/kWh/22.572166较设计值煤耗收益g/kWh/0.82.55.7较运行值热耗收益kJ/kWh/

36、52-67102-177196-271较运行值煤耗收益g/kWh/1.8-2.33.5-6.06.7-9.2注：*高压缸效率以VWO工况对比； *冷端优化以背压降低0.5kPa考虑收益；通过上述各方案经济性对比，可见，方案3经济性最优，降耗空间最为显著；方案2次之；方案1降耗空间最少。7 应用方案改造工期及成本现将各改造方案相关改造工期及成本列表如下，改造成本不含安装费用，仅供用户原则性参考。详细报价已商务合同细则为准。各方案改造工期及成本汇总表方案描述改造工期改造成本备注方案1物料准备10个月，可在大修期内完成改造更换。1600万方案2物料准备10个月，可在大修期内完成改造更换，中压转子返厂

37、、低压末两级隔板需返厂加工。2600万方案3本体改造部分物料准备10个月，可在大修期内完成改造更换，中压转子返厂、低压末两级隔板需返厂加工。3000万回热系统改造部分大修前完成0号高加土建施工安装，预留附属管道及阀门接口。500万冷端优化凝汽器改造部分大修前完成凝汽器加装导流板设计方案及制造，大修期内完成凝汽器改造。100万通过上述各方案投资成本对比，可见，方案1投资最小，改造工作量最少；方案2次之；方案3投资最多，总计在3600万，改造工作量也最大。8 改造应用投资收益分析为衡量各方案经济收益对投资回收周期的影响，我们对三种应用方案进行量化分析。三种应用方案中，由于方案3考虑有回热系统优化（

38、增设0号高加），相同功率下，机组汽耗率相比改造前增大，为避免锅炉做较大改动，方案3在考虑了回热系统增设0号高加后，就不适合再考虑增容方案了；而方案1与方案2完全可考虑机组增容提高铭牌出力至350MW，且增容方案对锅炉影响较小。因此下面的改造投资收益分析中，将按改造后机组铭牌出力不变进行比较，再另行对方案1与方案2同步增容情形加以分析。8.1 改造后机组铭牌出力不变为衡量各方案经济收益对投资回收周期的影响，我们假定改造后机组铭牌出力仍为330MW，机组年利用小时数为5000小时，标准煤单价为500元/吨，对各方案年耗煤节约量、年耗煤成本节约量及投资回收周期进行了量化比较，详见下表：各方案改造投资收益分析表（不考虑增容