前 言
我国资源特点导致煤电长期以来一直占据电源结构的核心地位，2017 年煤电装机量为10．2亿千瓦，占装机总量58% ，煤电全年发电量为42 000 亿千瓦时，占比更是高达67% ，因此，提高煤电机组效率对我国能源发展战略及环境保护具有重大意义。**《煤电节能减排升级与改造行动计划( 2014) 》明确了现役燃煤发电机组改造后的总体目标，对 300MW 和 600MW 等级亚临界、超临界机组的节能改造推荐因厂制宜采用汽轮机通流部分改造。
国内 300MW 和 600MW 等级汽轮机主要为早期引进型产品，或者是早期引进型机型国产优化改进型产品，汽轮机普遍存在高中低压缸效率低于设计值、汽轮机热耗率偏高、汽轮机高效负荷区间狭窄等问题，严重影响机组经济性。同时，近年来国内煤电机组有效利用小时数持续下降，煤电机组平均负荷率不断下降，并且需要经常性参与深度调峰。随着技术的不断进步，国内主要厂家先后采用了不同的先进的通流设计技术对 300MW 和 600MW 等级汽轮机进行了通流改造。2007 年至 2012 年前后，早期投产的 300MW 等级汽轮机已较大规模地进行了通流改造。2012 年 起， 600MW 等级汽轮机开始进行了通流改造。
汽轮机通流改造一般主要目的是提效、增容、大流量供热，目前相关文献主要侧重于通流改造的经济性研究和振动治理上。汽轮机通流改造是一项技术集成度高的系统性工程，从可研阶段、项目执行阶段到性能试验阶段，各阶段工作中一点小小的纰漏都有可能导致通流改造效果打折。本文梳理了通流改造过程中一些常见问题，并提出了处理及预控措施，方便发电企业今后更好地实施汽轮机通流改造工作。
1 可研阶段
1． 1 改造范围确定
在对经济性和安全性影响较小的情况下，汽轮机通流改造应尽可能保留现有设备，改造设备与保留设备的机械接口基本保持不变，改造后的各技术参数应基本保持不变。改造范围一般包括高中低压缸内缸、隔板( 持环) 、转子等，更准确的范围确定应取决于原设备性能状况和通流改造的技术路线。
进行通流改造的汽轮机经济性方面总体表现为热耗率偏高，不同的汽轮机热耗率偏高的原因会有所不同，除了高中低压缸效率偏低外，有些还有高压阀组压损偏大、背压偏大等问题。通流改造时需一并解决安全性问题，安全性问题一般有: (1) 汽门振动与阀杆断裂问题; ( 2) 缸体及轴系振动偏大问题; (3) 轴承温偏高问题; (4) 螺栓、缸体等各部件裂纹问题; (5) 滑销系统膨胀不畅问题。通流改造范围应针对性地涵盖原设备问题的解决。
发电企业对汽轮机通流改造的个性化需求越来越突出，出现了单独提高再热蒸汽温度和同时提高主汽、再热蒸汽温度的汽轮机通流改造，也出现了冷再和热再超大抽汽流量供热的汽轮机通流改造。这些个性化需求势必扩大改造范围，如更换高中压外缸、更换高中压导汽管、更换高中压阀组、中压调门参调等。蒸汽参数的提高会导致抽汽参数的变化，结合抽汽回热系统设备的状况对加热器及管道进行评估并针对性地更换。
1． 2 边界条件确定
边界条件是设备厂家设计和性能考核试验的基准，应通过试验测试获取拟考核工况点的实际值，尤其是高中压阀组压损、再热器压损、给水泵汽轮机效率、加热器端差等。给定的边界条件如与实际值偏差较大，将误导设计及决策，影响通流改造的效果。如再热器压损给定值偏大会导致通流设计偏大，降低部分负荷时效率; 给水泵汽轮机效率给定值偏大会导致设计严重偏离实际运行，某机组给水泵汽轮机效率给定值为83% ，实际试验值 THA 工况为62． 4% 、75% THA 工况为60． 8% 、50% THA 工况为38． 9% 。
1． 3 热耗率考核条款制定
随着火电机组利用小时数降低，发电企业一般都会根据不同负荷工况下的实际运行小时数，确定机组热耗率考核权重，形成*终的加权热耗率考核值。考核加权热耗率对设备厂家末级叶片选型、高压调门与高压缸匹配性提出了更高的要求，在当前负荷率偏低的情况下增强了发电企业的竞争力。然而，仅仅对加权热耗率进行考核是不够的，设备厂家为了增强自身的竞争力，往往会把全部重点放在如何降低占比大的低负荷热耗率上而牺牲高负荷的热耗率，这无疑削弱了发电企业的适应性。某厂一台 600MW 汽轮机通流改造时仅对加权热耗率进行考核，THA 热耗率要高出设计值43． 7 kJ/( kW·h) ，详见表 1。通流改造时既要对加权热耗率进行考核，也要对 THA工况时热耗率进行考核。
2 设计、制造阶段
2． 1 螺栓材料选用
汽轮机通流改造设计时会尽可能利用现有的空间，如果同时又提升了参数，这势必会使得设计上需要高强度、耐高温的材料，尤其是一些高温区域的螺栓。应慎重使用镍基材料和钴基材料的螺栓，这类材料普遍存在缺口敏感性，对冶金质量、热处理工艺、螺栓制造工艺和检修工艺要求较高，部分镍基材料在某一温度区间会出现负蠕变现象，这些问题都是导致螺栓断裂的原因。
当出现必须使用镍基或钴基螺栓时，应优化螺栓设计和严控检修工艺: ( 1) 设计配置厚垫圈，以降低各工况下螺栓紧力变化; ( 2) 螺栓伸长量尽量控制在下限，紧固过程中伸长量不应超出上限; ( 3) 严格规范螺栓解体、安装工艺，严禁使用火焰加热、管子钳、大榔头，杜绝野蛮施工; ( 4) 采用专用的螺栓加热棒，加热螺栓有效长度段，控制螺栓内壁加热温度，防止加热棒过热受损致使螺栓内壁高温氧化; ( 5) 对螺栓进行光谱分析、硬度测试、超声测试和螺纹着色检查，对光谱分析和硬度测试处打磨光滑; ( 6) 禁止使用含 Cl、S 等氧化元素的清洗剂、防咬剂。
2． 2 转子重量增加
为了确保设计更加精准，汽轮机通流改造方案大多增加通流级数，有时会采用反动式设计取代原有的冲动式设计，如此转子重量会大幅增加。转子重量增加带来的问题有: ( 1) 基础承载、轴承悬挂在缸体上的低压缸结构强度需要校核; ( 2) 盘车功率适应性需要校核，必要时增加顶轴油系统; ( 3) 对轴承进行降低比压和提高巴氏合金温度等级的改造，根据经验，常规的可倾瓦轴承设计比压应小于1． 45MPa，椭圆瓦轴承设计比压应小于2． 0MPa; ( 4) 轴承比压变化后，需要对各轴承的润滑油和顶轴油进行重新分配，甚至需要调整润滑油供油母管压力; ( 5) 低压转子重量增加后起吊重量( 包括起吊设备) 超出行车荷载限值，某 600MW 亚临界汽轮机通流改造时低压通流采用反动式技术，新的低压转子重量加上起吊装置重量分别为77． 2t、78． 5t，原配置的两辆行车设计荷载均为 80t，对行车进行改造，将两辆行车合并，对低压转子进行抬吊操作。
2． 3 轴系振动控制
汽轮机通流改造后常常存在振动问题，如汽封间隙过小引起的动静碰磨、质量不平衡、汽流激振等，严重影响机组安全运行。针对这些常见的引起轴系振动异常的因素，在通流改造设计、制造阶段应做好以下几方面工作: ( 1) 设计采用合适的汽封及汽封间隙，发电企业应将保留设备的特性详实地反馈给改造厂家，切莫盲目地采用小间隙汽封及减少汽封间隙; ( 2) 尽可能减少转子的剩余不平衡量，单根转子高速动平衡的试验精度为不低于1． 0mm/s，过临界及超速时的振动值均要符合标准; ( 3) 选择非常好的配汽方式，兼顾机组经济性、轴承瓦温和转子振动，以*大程度减小蒸汽静态力; ( 4)采用防汽流激振汽封并合理设计汽封间隙，减少运行期间汽流激振力，如采用碎波技术的汽封; ( 5) 选用油膜动特性系数交叉耦合项小、稳定性好的轴承，增大轴承阻尼力。
2． 4 深度调峰适应性
大型煤电机组深度调峰已成为普遍现象，浙江省大型煤电机组的深度调峰至40% THA 基本全部实现。为适应机组深度调峰的需要，通流改造需在经济性、安全性两方面开展如下工作: (1) 将低负荷热耗率纳入考核范畴，改造厂家设计时充分降低低负荷热耗率; (2) 采用合适的末级叶片表面硬化措施，设置合理的低负荷运行方式，以防止低排汽流量下末级叶片出汽侧发生的回流汽蚀; (3) 增加低压缸外缸刚性，合理调整低压轴封间隙，避免低负荷时高真空下低压轴封处的碰磨，某 600MW 机组通流改造后曾发生低压轴封碰磨导致轴振高而跳机事件; (4) 通流改造配置热应力控制模块，避免出现机组深度调峰时，运行人员因操作量大而忽视对主机参数的监视，出现汽温大幅下降、缸体温度差偏大等异常时没有及时发现并调整的现象。
2． 5 低频保护
如果电网系统频率下降时处理不当而将机组跳闸，则此时机组跳闸造成的电网功率短缺将进一步导致频率降低，因而形成连锁反应，严重时*终导致电网崩溃。1996 年 7 月及8 月美国西部电力系统大停电、1999 年 7 月 29 日台湾大停电都是机网严重不协调的典型案例。限制汽轮机频率异常运行的主要因素是汽轮机叶片谐振问题，通流改造时应明确提出低频保护的要求: ( 1) 低频保护不投跳; ( 2) 即使投跳闸，低频保护投跳定值应低于电网低频减载装置*后一轮定值; ( 3) 特殊情况下当低频保护需要跳闸时，保护动作时间必须符合《GB/T31464 电网运行准则》中关于汽轮发电机频率异常允许时间规定。
2． 6 新旧设备接口匹配
任何改造与非改造部件间的配合或系统中改造后的热力参数与原参数之间的配合，在衔接处即形成接口，一般遵循改造部件适应非改造部件原则。
常见的系统接口及处理方法有: ( 1) 改造后抽汽参数变化，尤其在提参数通流改造中重点关注，应结合对加热器、抽汽管路、疏水管路的评估，针对性地更换加热器、抽汽管道、疏水调节阀、疏水管道，避免通流改造后出现加热器和抽汽管路超温超压运行、管道压损大、疏水不畅等现象; ( 2) 通流改造机组增容后，额定负荷时发电机的发热量增加，原有的定子冷却水系统及氢气冷却系统应进行适应性评估，尤其是对夏季工况的评估，必要时进行两个冷却系统的扩容改造; ( 3) 高度关注热工测点安装特性的变化，防止出现测点接错、定值设定错误等问题，如获取各转子材质相同的靶板以校核轴系位移、差胀、振动等测点特性，对比改造后转速盘齿数，区分新旧轴向定位方式等。
常见的机械接口及处理方法有: ( 1) 汽门改造及外缸更换时保证各管道接口外，还应校核接口处的推力和力矩，并校核钢结构及支吊架载荷; ( 2) 高压转子与机头小轴( 主油泵小轴或盘车小轴) 接口、低压转子与发电机转子( 或盘车齿轮) 接口，可先采用现场加工小轴和盘车齿轮凸肩的办法，时间允许也可以将其返至改造厂家装配并随转子进行高速动平衡; ( 3) 保留外缸时，内缸与外缸装配接口是影响安装质量和工期的关键所在，尽可能地给设备厂家创造精确接口测绘的条件，*一时间完成新旧设备的试装工作，检查各螺栓孔是否对应、轴向定位是否到位、膨胀间隙是否充足等。
3 安装、调试、试验阶段
3． 1 轴向定位
轴向定位包括轴系轴向定位和缸体轴向定位两方面内容，轴向定位坚持三大原则: 改造部件适应非改造部件、可调部件适应非可调部件、静止部件适应转动部件。非改造部件轴向定位应在全冷态收缩到位后进行，必要时需要滑销系统检修后重新吊回转子装复推力轴承进行。以图 1 所示的某600MW 四缸汽轮机通流改造为例，轴向定位的常规工序如下: ( 1) 根据发电机转子定位尺寸及改造后前后差胀变化定位低压 2 转子，并调整低压 2 轴向通流间隙定位低压内缸 2; ( 2) 由低压内缸 2 通过中低压连通管定位低压内缸 1 和中压外缸，并调整低压 1 轴向通流间隙定位低压 1 转子，调整中压轴封轴向间隙定位中压转子并调整推力轴承位置，调整中压通流间隙定位中压内缸; ( 3) 根据中压转子的位置定位高压转子，调整外缸上高压轴封轴向间隙定位高压外缸，调整高压轴向通流间隙定位高压内缸; ( 4) 调整主油泵小轴轴向间隙定位前轴承箱。这些设备的定位一般通过靠背轮垫片、轴向定位键( 环) 、猫爪横销等实现，鉴于中低压连通管螺栓孔、膨胀节有一定的间隙补偿量及各环节调整手段丰富，一般可优化为分缸初调、轴系复核。
3． 2 保护逻辑修订
通流改造后新的设计、新的设备会有新的保护逻辑和定值修订，如修订不合适，或达不到保护设备的目的，或容易导致机组跳闸。常见的保护逻辑修订有: (1) 轴向位移、差胀定值修订; ( 2) 保护末级叶片用的凝汽器背压保护逻辑修订及后缸减温水投运逻辑修订; ( 3) 为保护调节级叶片，特殊阀序下主蒸汽压力保护逻辑修订; ( 4) 中调参调供热时，大流量供热情况下中调门开度保护逻辑修订、中压阀组压差保护逻辑修订、一抽与高排压力保护逻辑修订。
3． 3 性能考核试验
通流改造后的性能考核试验虽然和新机组的性能考核试验内容是相同的，但是试验条件远没有新机组的试验条件理想。为给通流改造创造良好的试验条件，可做好如下几方面: (1) 做好阀门检修工作，将系统外漏和内漏控制在 ASME标准控制范围内，重点有凝结水管道烟气流量计后的各疏水和放水阀、加热器的事故疏水阀、各气动疏水阀、定排和连排阀门、安全阀等; (2) 做好关键性能试验测点的整治工作，重点是各管道烟气流量计的校核，管道烟气流量计一般有凝结水管道烟气流量计、主汽和再热汽减温水管道烟气流量计、密封水进回水管道烟气流量计、给水泵汽轮机进汽管道烟气流量计、轴封系统管道烟气流量计等，确保凝结水管道烟气流量计旁路隔离严密及管道烟气流量计后无水回流至管道烟气流量计前;(3) 试验宜安排在环境温度较低的季节进行，避免出现试验期间背压偏高且无法调低、试验背压修正曲线无法获得、热耗率的背压修正量偏大现象; (4) 为了深度挖掘通流改造的节能成果，需进行包括滑压优化试验、冷端优化试验、变背压试验在内的性能诊断试验。
4 结 论
本文梳理了汽轮机通流改造各个阶段的常见问题，总结提出了处理及控制措施。通流改造是一项系统性工程，只有将可研阶段、设备采购阶段、设计阶段、生产制造阶段、施工阶段、调试阶段和性能考核阶段的每一项工作做到尽善尽美，才能*大程度地发挥改造的效果、提高设备本质安全。
