200MW三缸三排汽汽輪機低壓缸“零功率”運行抽汽供熱

奚守譜

（華電能源股份有限公司富拉爾基發電廠，黑龍江 齊齊哈爾 161041）

華電能源股份公司富拉爾基發電廠現有六臺200 MW燃煤機組，總裝機容量1200MW。三大主機均為哈爾濱三大動力廠20世紀80年代產品，其中汽輪機為沖動式三缸三排汽凝汽式汽輪機。六臺機組分別于1982年～1989年投產。目前富發電廠已在2016年完成對廠內#4、#5、#6機組的供熱改造（其中#4機組光軸抽汽改造，#5、#6機組打孔抽汽改造）。改造后，富發電廠與富熱電廠組成雙熱源聯合對富拉爾基區供熱，富發電廠承擔富拉爾基區供熱面積約200萬m2，并為富熱電廠提供400萬m2熱負荷的備用熱源。本項目是在富拉爾基區供熱工程的基礎上進行的改造，本次改造擬將對富發電廠#1機組進行光軸抽汽供熱改造，對#2、#3號機組進行背壓機升級改造，對已改的#5、#6打孔抽汽機組進行切缸供熱改造。本項目投產后富發電廠將實現對齊齊哈爾市中心城區供熱，其承擔的供熱面積為2000萬m2。綜上所述，本項目投產后富發電廠總承擔的供熱面積為2200 萬 m2。

1 低壓缸“零功率”運行技術分析

功率改造是近年新開發的機組供熱改造技術，一次性對機組低壓缸葉片及中低壓缸連通管（包含閥門）及進行改造。冬季供暖時，通過關閉蝶閥切斷通往#2、#3低壓缸蒸汽，直接從連通管抽出去供熱，對低壓缸僅通入約10t/h的冷卻蒸汽；夏季，蝶閥開啟，恢復至純凝機組狀態靈活性較高，在國外已有成功運行案例。在第1點優化方案的基礎上，將#5、#6機組由光軸改造優化為切缸改造（#1機組同時改為切缸作為供熱備用），可減少每年2次的機組低壓缸換軸工作，同時可在冬季更好的調節機組靈活性以適應電網/熱網的調峰需求。切缸機組#1低壓缸流量還有150t/h左右，形成可觀的冷源損失，但對于目前以及近3年供熱負荷的需求，暫時不需要回收此部分冷源損失。若日后供熱負荷增加，可考慮回收此部分冷源損失。富拉爾基發電廠#5、#6號汽輪機組，是哈爾濱汽輪機廠有限責任生產的三缸三排汽200MW超高壓一次再熱機組。根據業主要求，要對機組進行切缸改造，改造方案如下。

（1）利用舊轉子進行改造，拆除低壓正、反向末級葉輪和動葉片，安裝新的低壓正、反向末級葉輪，同時采用哈汽公司新型加強版600mm末葉片。

（2）增加低壓末級、次末級測溫元件和葉片振動在線監測系統。

（3）連通管使用波紋膨脹節式連通管(曲管壓力平衡室)，加裝蝶閥、適當抬高連通管標高，并進行打孔抽汽。

（4）對控制系統進行相應的優化。

（5）極小流量運行工況，2號低壓加熱器停用，與1號低加的8抽管道需進行相關預防改造。

（6）增加低壓缸冷卻系統，由于#2、#3低壓缸中的轉子空轉會產生一部分鼓風熱量，運行中需通入冷卻蒸汽（10t/h），疏水引入凝汽器中。

（7）原機低壓缸噴水為三路，其中一路對中壓側低壓排汽缸進行冷卻。改造后，對中壓側低壓排汽缸的噴水與低壓部分排汽缸的兩路噴水分開，以滿足對2號低壓排汽缸超溫噴水需要。

本次機組改造方案進行優化后，擬采用技術成熟的全背壓升級技術和光軸抽汽技術，以及切缸技術的組合方案對機組供熱改造。光軸抽汽方案是將機組的2#低壓缸內的雙分流的全部通流拆除，更換成光軸，并改造連通管，成為供熱機組。富發廠2016年供熱改造工程#4號機組采用光抽抽汽模式，現已在建設中。切缸改造更換末級葉輪級動葉片，轉子返廠，將原末級葉輪和末級葉片進行拆除，對低壓轉子進行檢測，安裝新的末級葉輪。該改造技術可減少每年2次的機組低壓缸換軸工作。

2 低壓缸“零功率”運行經濟性分析

機組改造后，在采暖期富拉爾基發電廠可以根據室外溫度逐步調節機組投入臺數及各臺機組抽汽量，由于背壓機組只能遵循以熱定電的原則運行，因此供熱時應該優先運行背壓機組。2017年富拉爾基發電廠總供熱面積1265萬m2（其中富拉爾基區供熱面積185萬m2，齊市供熱面積1080萬m2），最大熱負荷為714.7MW，在采暖期最大熱負荷時富拉爾基發電廠運行2臺背壓供熱機組與1臺切缸供熱，即可滿足總熱負荷需求。2017年，背壓機組所需的平均抽汽量約為315t/h，切缸機組所需的平均抽汽量約為163 t/h；2018年后富拉爾基發電廠總供熱面積1800萬m2（其中富拉爾基區供熱面積200萬m2，齊市供熱面積1600萬m2），最大熱負荷為1017MW，在采暖期最大熱負荷時富拉爾基發電廠運行2臺背壓機組與2臺切缸機組可滿足總熱負荷需求。2018年，背壓機組所需的平均抽汽量約為416t/h；單臺切缸機組的平均抽汽量約為146t/h；2019年后富拉爾基發電廠總供熱面積2200萬m2（其中富拉爾基區供熱面積200萬m2，齊市供熱面積2000萬m2），最大熱負荷為1243MW，在采暖期最大熱負荷時富拉爾基發電廠運行2臺背壓機組+2臺切缸+1臺光軸可滿足總熱負荷需求。2019年及以后，背壓機組所需的平均抽汽量約為430t/h；單臺切缸機組的平均抽汽量約為150t/h。另外，當事故狀態富拉爾基發電廠需為富拉爾基熱電廠提供400萬m2熱負荷的備用熱源時，可其余機組中的部分供熱蒸汽切換至富拉爾基區供熱工程的熱網首站為富拉爾基區供熱。根據熱負荷時間曲線，2019年后富拉爾基發電廠最大設計熱負荷為1243MW，采暖小時數為4344h，經計算可得出富拉爾基發電廠總供熱量1278.85萬GJ。采暖期2臺背壓機組+2臺切缸機組+1臺光軸供熱，采暖期背壓機的抽汽量為430/h，單臺切缸機組的平均抽汽量為150/h，根據機組平均工況熱平衡圖計算機組發電煤耗率等經濟指標。本工程改造后，#2、#3號背壓機組只在供熱季以熱定電的方式運行，非供暖季停止運行。#1、#5、#6機組供電量以每年每臺機組純凝額定功率運行3800h計算，#1、#4、#5、#6機組每年總計發電量30.4億kWh。本項目改造后年供熱量增加1162.59萬GJ，全廠機組年均供電標準煤耗率下降60.13g/kWh。改造后在年發電量41.40億kWh的情況下，全廠機組年發電節約標煤量22.37萬噸，經濟效益非常可觀。通過本次供熱改造，原本純凝或者打孔運行方式的機組改為熱電聯產的運行方式。

3 低壓缸“零功率”運行風險分析

3.1 機組切缸改造運行風險分析

（1）2號低壓末級葉片可能出現顫振。更換了空冷200MW機組上使用的600mm葉片，該葉片自帶圍帶，凸臺拉筋，阻尼特性好，不易產生顫振或遇到小流量引起遇到某一階共振頻率，由于阻尼大，振幅小。該型式的葉片動應力小，極大地保證了小流量工況的安全性。

（2）2號低壓缸排汽缸超溫。在極小流量運行時，末級葉片排汽溫度可能高于200℃，可能引起低壓軸承標高發生變化引起振動，為此，在本次改造中，對低壓缸噴水系統進行改造，分別控制1號和2號低壓缸的噴水。運行時，盡可能地降低運行背壓，從而降低排汽溫度。另外，由于小流量運行時排汽缸溫度高于以往凝汽式運行時的溫度，低壓缸周圍應設立警示帶，防止人員直接接觸低壓外缸。

（3）8段抽汽回流的風險。與1號低加相連的8段抽汽，分別來自1號低壓缸和2號低壓缸兩側，在極小冷卻流量運行時，由于2號低壓缸壓力低，接近真空，1號低壓缸上的8抽可能通過連接母管進入2低壓缸，從而把管道中的給水帶入缸內。在改造設計中，應檢查現有管道上的疏水設計是否完善，并建議在2號低壓缸上的8抽加裝電動截止閥。

3.2 極限事故時供熱保障率風險分析

根據汽輪機組的額定抽汽量，可測算項目的額定供熱能力。34型光軸抽汽機組額定抽汽量為310t/h，單臺機組的額定供熱能力為207MW；34型背壓機組額定抽汽量為473 t/h，單臺機組的額定供熱能力為317 MW；55型光軸機組額定抽汽量為300t/h，單臺機組的額定供熱能力為200MW；55型切缸抽汽機組額定抽汽量為310t/h，單臺機組的額定供熱能力為207MW。經計算本項目改造后，富拉爾基發電廠6臺供熱機組總供熱能力為1455MW，供熱面積可達2575萬m2。當2臺切缸機組同時出現故障導致停機時，其余機組供熱能力為1041MW，供熱面積可達1842萬m2，供熱保障率為83.7%，根據熱電聯產技術規定和城鎮供熱管網設計規范，主熱源故障時，備用熱源應可滿足70%的供熱需要。滿足規范要求。

4 結語

切缸供熱方案并沒有成熟應用案例，其運行穩定性和安全性還有待于時間的檢驗，出于對供熱安全性的考慮，只能在部分機組進行試運行。本文主要就汽輪機低壓缸“零功率”運行的技術淺析、經濟性、風險性進行了分析。