中小型煤電機組低壓缸零功率供熱改造技術應用分析

侯博

（中國中煤能源集團有限公司，北京100120）

0 引言

隨著我國城鎮化水平的不斷提升，城市規模越來越大，供熱需求增長迅速［1］。同時，在節能減排政策的要求下，城市集中供暖需求將大幅增加。在國家嚴控新增燃煤裝機的背景下，提高現役中小型機組供熱能力將具有較大市場；同時，伴隨煤電機組由“主體電源”向“調節電源”的轉變，供熱機組的熱電解耦也將成為中小型煤電機組高質量發展的現實需求［2］。低壓缸零功率改造（切除低壓缸進汽），是繼光軸改造之后兼顧供熱和機組靈活性的一項創新技術。經過多年運行實踐，該技術在安全性、經濟性、穩定性等方面明顯優于傳統高背壓改造技術，具有廣闊的推廣應用前景。自2017年臨河熱電廠330 MW 功率#1 機組實施低壓缸零功率改造以來，國內已有20 余臺300 MW 等級以下機組實施了改造［3-5］。本研究以山西晉北地區某135 MW燃煤機組低壓缸零功率改造為例，對該技術在中小型煤電機組擴大供熱能力、提高機組靈活性方面的應用加以分析，以期為中小型煤電機組供熱、機組靈活性改造提供參考。

1 低壓缸零功率改造技術原理

低壓缸零功率改造技術原理如圖1 所示，此改造需要在中、低壓缸連通管上加裝1 組液控蝶閥及旁路系統，從而在低壓轉子不脫離、整體軸系始終同頻運轉的情況下，通過中、低壓缸連通管上新加裝的全密封、零泄漏的液控蝶閥啟閉動作，實現低壓缸進汽與不進汽的靈活切換［6］。同時，可以對蒸汽參數進行調節的旁路控制系統將小股中壓排汽作為冷卻蒸汽通入低壓缸，缸后噴水長期投運，控制排汽溫度在正常范圍內，保證低壓缸在切除進汽的工況下安全運行。通過供熱機組在抽汽凝汽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強、抽汽凝汽式相對發電量高的特性。

圖1 低壓缸零功率改造方案示意Fig.1 Schematic of the low-pressure cylinder zero-output scheme

2 研究對象基本情況

2.1 概況

晉北地區某135 MW 機組低壓缸零功率改造項目鍋爐為哈爾濱鍋爐廠生產的480 t∕h 超高壓參數自然循環、單爐膛、一次再熱、高溫絕熱旋風分離器、平衡通風、前墻給煤、緊身封閉布置、鋼架雙排柱懸吊結構循環流化床蒸汽鍋爐；汽輪機為哈爾濱汽輪機廠生產的超高壓、一次中間再熱、單軸雙缸、雙排汽、直接空冷抽汽凝汽式汽輪機；發電機為哈爾濱電機廠生產的定子空外冷、轉子空內冷、自勵磁發電機；煙氣處理采用選擇性非催化還原（SNCR）+半干法循環流化床+布袋除塵裝置，機組污染物排放達到超低標準。汽輪機參數見表1。

2.2 機組供熱改造情況

根據研究對象所在地市總體供熱規劃，該廠承擔總供熱面積為900萬m2、總熱負荷477 MW。根據相關氣象資料，結合國家有關部門推薦的公式計算出全年供熱量為4 565.1 TJ。

該廠有2 臺135 MW 機組，#1 機組于2018 年10月完成抽汽+高背壓形式改造，改造后可實現供熱面積556 萬m2，總供熱量2 605.5 TJ，其中乏汽余熱供熱量為816.0 TJ，抽汽供熱量為1 789.5 TJ。#2機組實施低壓缸零功率改造后，可通過低壓缸零功率方式實現熱電解耦來調節供熱負荷，在30%～100%額定電負荷范圍內與#1 機組配合在最經濟狀態運行，滿足全年4 565.1 TJ供熱量需求和安全要求。

表1 汽輪機參數Tab.1 Steam turbine Parameters

3 低壓缸零功率改造方案

3.1 熱力系統主要改造內容

低壓缸零功率改造方案中，熱力系統主要改造內容包括：在原有中、低壓缸連通管上加裝液控蝶閥；增加低壓缸冷卻蒸汽旁路系統；配套汽輪機本體運行監視測點改造；低壓缸末級葉片進行抗水蝕金屬耐磨層噴涂處理；低壓次末級、末級葉片運行安全性校核；中、低壓缸之間的連通管上引出抽汽供熱管道；配套供熱系統改造；疏水系統及凝結水系統改造。

3.2 自動控制系統主要改造內容

梳理原控制系統中與供熱抽汽相關的控制邏輯，取消或修改與低壓缸零功率供熱有沖突的相關控制邏輯。梳理原控制系統中與低壓缸運行相關的保護定值設置，確認各控制邏輯與低壓缸零功率運行要求一致。增加低壓缸零功率供熱投入∕切除控制邏輯。增加低壓缸溫度監控系統接入分散控制系統（Distributed Control System，DCS）。

4 安全性分析

4.1 低壓缸零功率運行動葉水蝕分析

機組切除低壓缸進汽運行期間，極小流量的蒸汽在低壓缸內勢必會沿著葉片發生流動分離，末級、次末級葉頂部位在小容積流量下被蒸汽長期沖刷可能會導致水蝕［7］；同時，末級葉片根部出現倒渦流區，甚至會擴大到整個低壓缸。此時噴水裝置處于運行狀態，如果噴水霧化效果不好，會隨著回流汽流沖刷葉根。但由于此時的蒸汽數量級很小（相比于常規低負荷運行），同時由于末級處的蒸汽是經過前幾級鼓風加熱的過熱蒸汽，研究認為其自身夾帶水滴的能力有限，在長期切除低壓缸進汽運行期間存在的水蝕危害要小于機組低負荷運行（末級葉片長期處于濕蒸汽區）時的水蝕危害。由此得出結論：切除低壓缸進汽運行期間，葉片水蝕問題較長期低負荷運行更不明顯，此次低壓缸零功率改造，機組開缸后葉片僅做常規維護即可［8］。為防止次級、末級葉片水蝕，本項目對葉片表面采取噴涂強化處理，葉片噴涂的整體和局部效果如圖2—3所示。

圖2 葉片噴涂整體效果Fig.2 Overall painting effect of the blade

圖3 葉片噴涂局部效果Fig.3 Local painting effect of the blade

可以根據機組停運后對次級、末級葉片的檢查結果，進一步判斷水蝕對次級、末級葉片的影響程度，從而采取更加有效的預防措施。

4.2 葉片顫振分析

有研究表明：流體自激振動中的失速顫振是引起汽輪機葉片在小容積流工況下動應力突增的直接原因［9］。失速汽流對葉片所做的正功小于機械阻尼所消耗的能量時，葉片從汽流獲得的能量不斷被機械阻尼所消耗，葉片振動的振幅逐漸衰減，振動趨于消失。反之，葉片從汽流獲得的能量不斷增加，葉片振動的振幅逐步加大，于是發生顫振。

根據研究機構基于多物理場耦合計算的低壓缸極小流量計算模型［10］，可以通過有限元分析獲得低壓缸零出力狀態下的流動特性，掌握葉片動應力的分布規律，確定極小流量的安全范圍。針對本研究對象，研究結論是機組切除低壓缸供熱運行期間，低壓轉子在高真空條件下“空轉”；10 t∕h 左右的進汽流量已經不在動應力臨界區域內，此時失速汽流對葉片的激振力已經非常微弱，其對葉片所做的正功完全能夠被機械阻尼所消耗，不會引起葉片顫振。

4.3 鼓風發熱減弱措施

汽輪機低壓轉子在“高真空”條件下空轉運行，微量的漏汽在缸內會被鼓風加熱。由于其本身流動性能較差，如不將鼓風所產生的熱量帶走，勢必會引起鼓風超溫的危險。空氣如若被短時間鼓風后導致缸內金屬零部件出現較大溫差，溫差所導致的過大熱應力會引起機組金屬零部件的熱疲勞損傷。同時，溫度一旦超出材料的正常承受范圍，金屬零部件的機械性能就會大幅下降，如蠕變強度和持久強度都會降低。因此，必須采用相應的措施有效降低鼓風發熱。本項目設置了低壓缸冷卻蒸汽管道系統，保證缸內合理的流動性，將鼓風所產生的熱量帶走。同時，開啟排汽缸噴水降溫系統，降低缸溫防止因超溫膨脹發生脹差超限、不平衡振動以及密封性能降低等危險。

4.4 空冷島系統防凍分析

低壓缸零功率改造后，進入空冷島的低壓缸排汽大幅減少，每小時僅有10多t的冷卻蒸汽，此時需考慮空冷島的防凍問題。本研究建議在機組每列空冷配汽管道上增加電動真空隔離閥及小凝汽器各1 臺。當機組經過低壓缸零功率改造后，關閉每列空冷配汽管道上的電動真空隔離閥，保證低壓缸的少量排汽不進入空冷島，而是使其進入新增的小凝汽器加熱熱網循環水，疏水排入排汽裝置下部的凝結水箱；機組低壓缸零功率改造后空冷島的風機全部停運，并將空冷島四周及頂部用棉簾等包裹覆蓋，減少受熱面的自然對流換熱；切除低壓缸進汽運行應盡量安排在白天進行，合理控制運行時間，盡量在一天中氣溫比較高的時間段進行。通過采取以上措施可有效避免空冷島發生凍損［11］。

4.5 缸內流場實時監測

機組經過低壓缸零功率改造之后，在背壓運行期間，低壓缸內的溫度場將發生變化［12］。為了更準確地跟蹤缸內汽流溫度、壓力等數據的分布情況，需要補充加裝原DCS 和汽輪機數字電液控制（Digital Electro-Hydraulic Control，DEH）系統沒有的監測點。其中，溫度監測點采用高精度熱電偶，壓力監測點要求采用絕壓變送器，如圖4—5所示。新增加的監測點同原有監測點一并納入DCS，實現自動化監測及數據記錄。

圖4 中、低壓缸溫度監測點布置Fig.4 Arrangement of temperature measuring points of the medium and low-pressure cylinders

圖5 汽輪機本體保護監視系統（TSI）監測Fig.5 Turbine supervisory instrumentation（TSI）monitoring on the turbine body

5 低壓缸零功率改造方案優勢分析

就目前國內已經實施及運行的改造案例，純凝或抽凝機組大容量供熱改造可供選擇的技術方案主要有光軸改造方案和低壓缸零功率改造方案2種。下面以本研究對象#1 機組高背壓+#2 機組分別采用光軸改造和低壓缸零功率改造為例，對這2 種改造方案進行對比分析。

5.1 供需平衡分析

低壓缸零功率改造和光軸改造只是改造的內容和方式不同，其本質都是切斷低壓缸的進汽、減少機組做功，最大程度增加供熱蒸汽量，以滿足外界熱負荷需求［13］。對同一臺機組來說，2 種改造方式所實現的供熱能力基本相同。

5.2 投資比較

5.2.1 光軸改造

（1）汽輪機改造。主要包括中低壓聯通管改造、低壓缸光軸、低壓缸內部結構形式、低壓隔板套及隔板拆除等。

（2）工藝系統改造。主要包括凝結水系統、汽封系統、疏水系統等。

5.2.2 低壓缸零功率改造

（1）中低壓聯通管改造。主要包括加裝蝶閥、適當抬高聯通管標高，并進行打孔抽汽。

（2）增加低壓缸冷卻系統。主要包括加裝冷卻蒸汽管道系統。

（3）控制系統改造。主要包括低壓缸新增監視、控制、保護系統。

光軸改造方案投資估算為1 350 萬元，低壓缸零功率改造方案投資估算為1 295 萬元。在達到同樣供熱能力的條件下，后者可節約投資55 萬元。

5.3 改造內容及維護比較

光軸改造的核心是用一根光軸替代原有的低壓轉子，使汽輪機低壓缸完全失去做功能力，從而實現低壓缸零功率運行［14］。同時，為保證機組安全運行，還需要進行相應的配套改造。改造工程需要對汽輪機內部結構進行“手術”，可謂“傷筋動骨”，同時每年還要進行2 次揭缸更換轉子的作業，改造和運行維護任務都很繁重。

低壓缸零功率改造的主要內容是在中、低壓缸連通管上增加液控蝶閥，以確保不會有蒸汽進入低壓缸，從而實現低壓缸零功率運行目的。同時為保證機組安全運行，還要針對末兩級葉片進行相應的配套改造。這樣的改造基本屬于“外部手術”，并不涉及機組內部結構，也不需要每年專門進行揭缸作業。

對上述2 種改造方案實施及運行維護進行比較，低壓缸零功率改造方案更簡便易操作，也更易于維護。

5.4 運行合理性分析

2 種改造方案的供熱抽汽、排汽平均流量及總供熱量見表2。由表2 可見，高背壓+光軸改造方案中，#1 機組采暖季抽汽平均流量僅為33 t∕h，抽汽總供熱量342.0 TJ，顯然沒有最大限度地發揮#1 機組的應有效能。而在#2 機組低壓缸零功率改造配合#1機組高背壓改造的方案中，#1 機組采暖季平均抽汽流量為175 t∕h，抽汽總供熱量1 831.0 TJ，機組供熱能力得到了充分發揮。

表2 供熱抽汽、排汽平均流量及總供熱量Tab.2 Average flow of extraction and exhaust steam and total heat supply

另一方面，根據侯曉寧等人［15-16］的研究，由于#1機組改為高背壓供熱，而僅依靠乏汽參數又不能達到供熱熱網供水溫度需要，必須與較高參數抽汽配合，所以限制了#1機組運行的靈活性。如果#2機組采用光軸改造方案，便成為一臺純背壓機式汽輪機，其發電能力完全處于“熱控制”狀態。這樣一來，即使外界存在進一步的用電負荷需求，也完全沒有能力去滿足。

如果#2 機組采用用低壓缸零功率改造方案，據測算，可以讓#1 機組優先承擔熱負荷，以充分發揮#1 機組最佳經濟性下的供熱能力（能耗性能優化試驗結果為3 156.0 TJ；抽汽供熱量1 831.0 TJ+乏汽1 325.0 TJ）。而當外界存在用電負荷需求的條件下，#2 機組可以通過低壓缸做功，實現熱電解耦，保證#2機組的靈活運行，達到最大運行效益。

5.5 發電量及能耗分析

采暖季平均發電負荷按額定功率的65%計算（近5年采暖季平均發電負荷率為68.6%），2個方案采暖季耗煤量分別見表3。由表3可見，#2機組采用光軸改造方案，采暖期平均主蒸汽流量為694 t∕h；#2機組采用低壓缸零功率改造方案，采暖期平均主蒸汽流量為771 t∕h，說明后者的設備供熱能力、經濟性得到了更有效的發揮。

2 個方案采暖季發電量比較見表4。由表4 可見，采用#1機組高背壓+#2機組光軸的改造方案，采暖季總供熱量為4 567.0 TJ，發電量為507.778 GW·h；而采用#1機組高背壓+#2機組低壓缸零功率改造方案，采暖季總供熱量為4 567.0 TJ，發電量為720.619 GW·h。同時，前者的發電綜合煤耗為246.2 g（∕kW·h），而后者的發電綜合煤耗為206.8 g∕（kW·h）。對比可見，#2 機組采用低壓缸零功率方案進行改造，運行更加節能、經濟。

表3 采暖季耗煤量比較Tab.3 Coal consumption in a heating season

表4 采暖季發電量比較Tab.4 Power generation in a heating season

在采暖季供熱負荷發生變化情況下，供熱負荷未達到900 萬m2，采用光軸改造方案只能以“以熱定電”的方式運行，當調度負荷發生變化時無法進行有效調整，造成調度考核、電量損失；加之2 臺機組在較低額定負荷下長期運行效率降低、煤耗增加，整體經濟效益并不理想。

在采暖季供熱負荷發生變化情況下，供熱負荷未達到900 萬m2，采用低壓缸零功率改造方案能靈活調整運行方式，滿足調度負荷變化，增發電量；同時由#1 高背壓機組在最佳效率滿足供熱負荷需求，#2 機組負責補充調整，2 臺機組均能在經濟效率下運行，有效降低煤耗；整體經濟效益非常可觀。

因此，無論總的產能比較、產品單耗比較，還是從供熱發電調整靈活性、經濟性來看，#2機組采用低壓缸零功率改造方案都要優于光軸改造方案。

6 結論

本文通過對低壓缸零功率改造技術優勢的分析，得出以下結論。

（1）相較于其他供熱改造技術，切缸改造技術更便于實施，對汽輪機內部結構影響小，而且改造后運行維護更方便；實施低壓缸零功率改造后機組可以實現熱電解耦，可以使2 臺機組運行方式更加靈活、合理和經濟。

（2）低壓缸零功率改造機組實現熱電解耦后，具有超出與供熱負荷相對應的發電量的可能性。與光軸改造相比，采暖季可大幅提高發電量，增加發電收益。以本研究對象為例，1 個采暖季可增加發電量約212.840 GW·h，約占全年發電量的18.19%，增加發電收益7 023萬元（此預測未考慮光軸改造方案每年1 個月停機更換轉子所減少的發電量）。

（3）300 MW 等級及以下中小機組實施低壓缸零功率改造后，機組在動葉水蝕、葉片顫振、鼓風發熱、空冷島防凍等方面的風險均處于受控、可控狀態，特別是采取末級及次末級葉片強化處理、增加缸內流程實時監控及空冷島采取防凍措施后，機組的安全性、可靠性得到進一步保證。

（4）低壓缸零功率改造技術在供需平衡、投資、改造內容及維護、運行合理性、發電量及能耗等方面均比傳統高背壓供熱改造技術具有明顯優勢，且安全性、可靠性高。可以預見，該技術在300 MW 等級及以下中小型機組供熱改造領域具有廣闊的推廣應用前景。