330MW機組低壓缸零出力改造及熱電特性分析

史衛(wèi)剛，李軍輝

(河北西柏坡發(fā)電有限責任公司，石家莊 050400)

目前，在我國大力提高火電機組運行靈活性的政策背景下，受自身熱電耦合特性、低壓缸冷卻蒸汽流量設計限值、“以熱定電”運行方式的影響[2]，常規(guī)抽汽凝汽式供熱機組的電調峰能力有限，很難適應電網深度調峰需求，供熱抽汽能力也受到一定影響[1]。

與高背壓供熱、光軸供熱改造等供熱改造方案相比[3]，低壓缸零出力供熱技術能夠實現(xiàn)供熱機組在抽汽凝汽式運行方式與高背壓運行方式的靈活切換，使機組同時具備高背壓機組供熱能力大、抽汽凝汽式供熱機組運行方式靈活的特點，避免了高背壓供熱改造(雙轉子)和光軸改造方案采暖期需更換兩次低壓缸轉子和備用轉子存放保養(yǎng)問題，機組運行時的維護費用大大降低，同時大幅降低低壓轉子的冷卻蒸汽消耗量，提高汽輪機電調峰能力、供熱抽汽能力和供熱經濟性[4]。以下基于某330 MW汽輪機的情況，詳細分析機組低壓缸零出力的改造方案，并分析了改造后對機組性能的影響。

1 概述

某機組為哈爾濱汽輪機廠有限責任公司生產的C330/264-16.7/538/538型亞臨界、一次中間再熱、兩缸兩排汽、單軸、抽汽凝汽式汽輪機。其中，最大抽汽流量為545.4 t/h，采暖熱負荷為410 MW，變工況下，通過調整中低壓缸連通管蝶閥的開度，控制熱網供汽流量及低壓缸進汽流量。隨著城市的發(fā)展，供熱需求日益擴大，機組抽汽供熱能力已不能滿足供熱需求，為了增大機組的供熱能力，滿足地區(qū)供熱發(fā)展需要，保持機組競爭力，響應國家火電靈活性改造政策要求，同時提升機組運行的靈活性，需對該機組進行低壓缸零出力改造。

2 低壓缸零出力改造方案

低壓缸零出力供熱技術是在低壓缸高真空運行條件下，切除低壓缸原進汽管道進汽，通過新增旁路管道通入少量的冷卻蒸汽，用于帶走低壓缸零出力供熱后低壓轉子轉動產生的鼓風熱量，并給凝汽器適量補充凝結水，實現(xiàn)了機組低壓缸“零出力”運行。

2.1 汽輪機本體改造

2.1.1 供熱蝶閥及供熱管道改造

為了滿足低壓缸零出力供熱技術的運行需求，將原不能完全密封的供熱蝶閥更換為可完全密封的液壓蝶閥，液壓蝶閥接口尺寸與改造后中低壓連通管規(guī)格保持一致。

經過計算，供熱管道管徑由Φ800 mm更換為Φ1 200 mm管道，保證管道能夠滿足足夠的供熱抽汽流量。

2.1.2 低壓缸運行監(jiān)視測點完善

機組低壓缸零出力運行時，低壓缸通流部分運行條件大幅偏離設計工況，處于極低容積流量條件下運行，為充分監(jiān)視低壓缸通流部分運行狀態(tài)，確保機組安全運行，需增加或改造以下運行監(jiān)視測點:增加低壓缸末級、次末級動葉出口溫度測點(4個);增加低壓缸進汽壓力測點(2個)和溫度測點(2個);更換原5段抽汽壓力、6段抽汽壓力、7段抽汽壓力、8段抽汽壓力和低壓缸排汽壓力變送器為高精度絕壓變送器(6個)。

2.1.3 低壓缸末級葉片抗水蝕金屬耐磨層噴涂處理

小容積流量工況運行時，低壓缸末兩級處于鼓風工況運行，導致低壓缸末兩級后溫度和低壓排汽缸溫度升高，為降低低壓排汽缸溫度，需要持續(xù)投入噴水減溫，維持低壓排汽缸溫度在安全范圍內。而小容積流量條件下，末級葉片出現(xiàn)的渦流會卷吸減溫水至動葉流道，加劇動葉出汽邊根部區(qū)域水蝕情況，威脅機組安全運行[5]。因此，對低壓缸末級葉片實施金屬耐磨層噴涂處理。

耐水蝕涂層材料選擇德國進口TA粉(Ni Cr金屬陶瓷粉末)進行現(xiàn)場超音速火焰噴涂防護處理，粉末粒度為250～350目;涂層總厚度為0.10～0.20 mm;實施噴涂防護處理的范圍為低壓缸末級動葉片出汽邊水蝕區(qū)域。

2.2 低壓通流部分冷卻蒸汽系統(tǒng)

為帶走低壓轉子轉動產生的鼓風熱量，需通入少量的冷卻蒸汽，因此，新增低壓缸通流部分冷卻蒸汽系統(tǒng)。冷卻蒸汽汽源取自中壓缸排汽，接入點為低壓缸進汽口(中低壓連通管上供熱蝶閥后適當位置)，冷卻蒸汽管路上設置調節(jié)閥和流量孔板。改造方案原則性熱力系統(tǒng)示意見圖1。冷卻蒸汽系統(tǒng)應相應的設置蒸汽壓力、溫度、流量測點，且相關測點均需接入機組DCS系統(tǒng)。

圖1 低壓缸零出力改造方案原則性熱力系統(tǒng)示意

2.3 低壓缸噴水減溫系統(tǒng)改造

原低壓缸噴水減溫系統(tǒng)沒有流量測點，噴水減溫控制閥門調節(jié)特性較差，不能有效的對噴水減溫流量進行控制、調節(jié)。為便于調節(jié)和監(jiān)視切除低壓缸運行時低壓缸噴水減溫流量，對原低壓缸噴水減溫系統(tǒng)增加流量測點和調節(jié)閥。

為了增加減溫效果，將原低壓缸排汽缸內噴水裝置整體更換為霧化噴頭式噴水裝置，沿低壓缸排汽口周向布置6～8個霧化噴嘴?？紤]到霧化噴嘴的運行壓損一般比噴淋頭大，應增加彎管的直徑，增加低壓缸噴水管管徑至DN45。

3 改造后機組性能分析

汽輪機低壓缸零出力改造后同改造前相比，將低壓缸原做功蒸汽用于供熱，一方面相對增大了機組抽汽供熱能力，降低了機組電負荷，同時機組發(fā)電煤耗相對降低;另一方面，如果保持機組抽汽供熱量同改造前保持不變，則對應的機組主蒸汽流量下降，機組電負荷下降，增大了機組電負荷調峰能力，同時機組發(fā)電煤耗降低。

3.1 供熱能力對比分析

低壓缸零出力供熱改造前后，不同工況下機組發(fā)電及供熱抽汽能力核算結果見表2，改造前后機組供熱特性如圖2所示。

表2 改造前后機組抽汽供熱能力對比分析結果

圖2 改造前后機組供熱特性對比

由表2看出，在機組不同主蒸汽流量條件下，改造后機組抽汽量增加了約120 t/h，抽汽供熱能力增大約87 MW，對應供熱面積增大約188萬m2，100%MS、75%MS和50%MS工況下，采暖熱負荷分別增加了20.73%、28.62%和46.52%，不同工況下發(fā)電煤耗降低40.6～71.3 g/k Wh。

3.2 調峰能力對比分析

改造前、后機組電負荷調峰能力對比分析以抽汽供熱量相等為對比基準，改造前后電負荷調峰能力對比分析結果如圖3和表3所示。

圖3 改造前后機組調峰能力對比

表3 改造前、后機組電負荷調峰能力對比分析結果

由圖3和表3可看出，在保證對外供熱負荷不變的條件下，低壓缸零出力改造后比改造前可使發(fā)電功率下降約50 MW，100%MS、75%MS和50%MS工況下，發(fā)電功率分別下降了27.74%、35.24%和43.43%，大大提高了機組的調峰能力。

4 改造效果

某330 MW供熱機組于2018年11月完成低壓缸零出力改造，機組運行穩(wěn)定。2018年12月開展變機組電負荷的試驗研究，試驗過程中，在機組低壓缸冷卻蒸汽流量保持約22 t/h的條件下，通過調整鍋爐蒸發(fā)量改變機組發(fā)電機負荷和供熱負荷，觀察鍋爐負荷變化對機組切除低壓缸進汽運行參數(shù)的影響。不同負荷下機組主要運行參數(shù)見表4。

表4 不同主蒸汽流量工況切除低壓缸進汽運行試驗結果

在切除低壓缸進汽狀態(tài)，機組處于背壓機狀態(tài)工作，機組的發(fā)電功率、供熱抽汽流量與主蒸汽流量成正比，發(fā)電功率和供熱抽汽流量隨主蒸汽流量變化曲線如圖4所示。

圖4 發(fā)電功率和供熱抽汽量隨主汽流量變化曲線

由表4和圖4可知，在不同工況下，汽輪機排汽壓力在2.4～3 k Pa，次末級和末級葉片的溫度均在合理范圍內，機組在機組供熱能力大幅度提高，機組最大供熱抽汽流量達到663 t/h，供熱熱負荷達到495 MW，對應供熱面積約1 077萬m2。

在機組深度調峰方面，在保證356 t/h供熱抽汽流量的條件下，機組發(fā)電負荷可降至98.7 MW。由供熱抽汽流量與主蒸汽流量、發(fā)電負荷關系曲線可知，隨著主蒸汽流量降低，機組發(fā)電負荷可進一步降低，在機組400 t/h主蒸汽流量條件下，機組發(fā)電負荷可降至約80 M W。

5 結論

分析某330 MW機組低壓缸零出力的改造方案，提出了汽輪機本體、低壓通流部分冷卻蒸汽系統(tǒng)和低壓缸噴水減溫系統(tǒng)的改造方案，并通過改造后的熱力性能試驗分析了低壓缸零出力改造對機組性能的影響。

a.對低壓缸零出力供熱改造，需要進行供熱蝶閥改造、完善低壓缸運行監(jiān)視測點、末級葉片抗水蝕金屬耐磨層噴涂處理、設置低壓通流冷卻蒸汽系統(tǒng)以及低壓缸噴水減溫系統(tǒng)改造等技術措施。

b.改造后機組抽汽量增加約120 t/h，抽汽供熱能力增大約87 MW，且大幅降低了發(fā)電煤耗;在保證對外供熱負荷不變的條件下，改造后可使發(fā)電功率下降約50 MW，提高了機組的調峰能力。

c.性能試驗結果表明，機組最大供熱抽汽流量可達663 t/h，機組發(fā)電負荷可降至約80 MW，大幅度提高了機組供熱能力和調峰能力。