330 MW 汽輪機組切除低壓缸運行的供熱能力和調峰能力分析

張欽鵬，王學棟，李 峰

（1.華電章丘發電有限公司，山東 濟南 250216；2.華電電力科學研究院有限公司，浙江 杭州 310030）

0 引言

國內熱電聯產機組主要是抽凝機組，有少量的背壓式機組和低真空循環水供熱機組，遵循“以熱定電”“熱電聯產”的運行模式。由于北方供熱量較大，為了保證供熱質量，發電企業要求熱電聯產機組高負荷運行、定負荷或小負荷變化范圍運行，導致機組調峰能力和調度靈活性變差［1-2］。我國“三北”地區熱電聯產機組占火電機組運行總容量的70%，主力調峰的大型純凝火電機組占比僅28%。熱電聯產機組的調峰能力只有20%左右，遠小于純凝機組的40%～60%［3～5］。熱電聯產機組裝機占比大和調峰范圍小，給采暖季節電網調峰運行和靈活調度帶來極大困難［6～8］。

隨著城市經濟的發展和居民采暖質量提高，熱電聯產企業供熱負荷逐年提高，熱電聯產機組越來越多，供熱量越來越大，這就要求純凝機組進行供熱改造，熱電聯產機組通過適當的改造措施擴大供熱量［9～13］。

某公司現有4 臺機組，一期為2 臺145 MW 純凝機組，已改造為高背壓循環水供熱機組；二期3號、4 號機組為2×330 MW 等級抽凝機組，單機額定采暖抽汽量為500 t／h，抽汽參數為0.5 MPa、268.1 ℃。4 臺機組在采暖期的運行方式為一期機組承擔基本熱負荷，兩臺機組調峰能力有限，二期機組采用抽汽供熱方式，受最低抽汽壓力和最小發電負荷的限制，機組調峰能力依然有限，而且由于供熱需求的快速增長和供熱市場、供熱熱源的調整，至2019 年底，4臺機組的供熱面積增加至2 900 萬m2。為了應對快速增長的供熱需求，緩解熱電矛盾，3 號汽輪機進行了切除低壓缸運行的技術改造，以此來提高機組的供熱能力和調峰能力。

1 機組技術規范和改造內容

1.1 機組技術規范

3 號汽輪機為亞臨界、單軸、一次中間再熱、雙缸雙排汽、抽汽凝汽式汽輪機，機組型號為C330-16.7／0.5／538／538。切缸改造前技術規范如表1 所示。

表1 汽輪機改造前技術規范

1.2 技術改造內容

為了提高供熱能力，3 號機組進行切除低壓缸運行的技術改造，其系統如圖1 所示，技術改造內容如下。

圖1 汽輪機切除低壓缸供熱改造

1）更換中低壓缸連通管供熱抽汽蝶閥。根據切除低壓缸運行的技術要求，更換原中低壓缸聯通管供熱抽汽蝶閥。新更換的供熱蝶閥采用液壓控制，實現全關閉、全密封、零泄漏。

2）增設低壓缸冷卻蒸汽系統。中低壓缸連通管處閥門更換后低壓缸不進汽，但是低壓缸仍然存在漏氣，微量的漏氣在缸內流動性能較差，為了降低鼓風超溫的危險，增加低壓缸冷卻蒸汽旁路。在中低壓缸連通管抽汽蝶閥前開孔引出DN250 旁路管，旁路管上安裝一個高精度流量計和流量控制調節閥，然后再引至原中低壓缸連通管后低壓缸進汽口上方。少量的冷卻蒸汽通過旁路進入低壓缸，將鼓風所產生的熱量帶走，同時開啟排汽缸噴水減溫系統，降低缸溫，防止因超溫膨脹導致出現脹差超限、不平衡振動以及密封性能降低等風險。

3）排汽缸噴水減溫系統改造。3 號機組排汽缸噴水系統原有一全開全關的氣動兩位閥。機組切除低壓缸運行，背壓供熱方式運行，低壓缸排汽量大幅減少，后缸噴水需要長期投運，大量蒸汽回流沖刷葉片出汽側會造成汽蝕，長期運行會導致應力集中，削弱葉片的結構強度，因此對噴水裝置進行改造，將噴水閥更換為具有高精度調節功能的閥組，同時加裝孔板流量計檢測運行期間的噴水量。

4）末兩級加裝溫度測點。汽輪機在切除低壓缸運行的背壓供熱工況，低壓缸內少量蒸汽處于鼓風狀態，因此在末級、次末級動葉之后裝設4 個溫度測點，對末兩級長葉片附近的蒸汽溫度進行監測，防止低壓缸鼓風溫度太高，造成低壓缸葉片熱變形損傷。

5）末級葉片出汽邊防水蝕處理。根據觀察到的葉片水蝕情況和金屬探傷結果，對末級葉片出汽邊做防水蝕處理，防止葉片水蝕現象加劇。

1.3 機組改造后的性能

機組改造前后采暖抽汽參數不變，改造前額定采暖抽汽量500 t／h，最大供熱負荷362.5 MW；改造后設計采暖抽汽量640 t／h，最大供熱負荷463.4 MW。

機組改造后，在背壓供熱狀態下運行，低壓缸冷卻蒸汽流量大幅減少，不考慮鍋爐低負荷穩燃的條件，機組最小發電負荷為63 MW。相比于改造前鍋爐最小出力，保證對外供熱負荷不變的條件下，切缸改造后可使發電功率下降約75 MW。

2 機組改造后的性能試驗

2.1 機組性能試驗方法

機組改造后，為了驗證機組性能并與設計數據進行比較，進行了3 號機組供熱期的性能試驗。性能試驗依據標準GB／T 8117.2《汽輪機熱力性能驗收試驗規程》，機組在單元制下運行，試驗時穩定機組電負荷和機爐運行參數。參考汽輪機熱力特性設計數據和改造后的保證性能，確定機組試驗負荷為100 MW、210 MW 和260 MW，進行正常抽凝運行、切除低壓缸運行兩種狀態下的性能試驗。由試驗數據計算機組發電出力、供熱能力和供熱量，以確定切除低壓缸運行的最小、最大電負荷和最大抽汽能力，并將試驗結果與設計數據進行比較，抽凝工況與背壓工況試驗結果進行比較，作為機組性能分析的依據。

2.2 機組改造后的性能試驗結果

機組改造后，正常抽汽運行和切除低壓缸運行典型工況下的性能試驗結果見表2。

2.3 試驗結果分析

2.3.1 切除低壓缸運行的發電出力和機組調峰區間

機組切除低壓缸運行的最低試驗負荷為102 MW，此工況下機組進汽量為553 t／h，達到鍋爐額定蒸發量1 025 t／h 的53.9%，稍大于純凝最低穩燃工況下的鍋爐熱負荷。機組切缸運行時的最大試驗負荷為210 MW，此時計算的主蒸汽流量為1 095 t／h，已經超過鍋爐的額定蒸發量。

表2 330 MW 機組抽凝運行和切除低壓缸運行的試驗結果

由此計算機組改造前后調峰區間的變化，改造前純凝工況運行的最大負荷為335 MW，最低穩燃負荷為165 MW，調峰區間為170 MW；改造后切缸運行狀態，最大電負荷為210 MW，最低電負荷為102 MW，調峰區間為108 MW，供熱量增加，調峰區間變小。考慮到切缸改造后，機組可以在純凝、抽汽、背壓3 種方式下靈活切換，因此在不考慮供熱能力和供熱負荷的條件下，機組實際的調峰區間為102～335 MW，調峰能力為233 MW，調峰區間比改造前的170 MW增大63 MW，同時機組在切缸狀態下運行，最低電負荷降低了63 MW，更有利于機組調峰運行，增加了低負荷調度的靈活性。

2.3.2 最大供熱能力

機組改造后，在帶工業抽汽的情況下，切缸運行的最大試驗負荷為210 MW，此時計算的主蒸汽流量為1 095 t／h，機組最大采暖抽汽量為653 t／h，超過設計值640 t／h，機組采暖供熱量為476.2 MW，超過設計值463.4 MW。

2.3.3 抽凝工況和切除低壓缸工況的比較分析

機組正常抽凝工況下運行，在額定蒸發量1 024 t／h工況下，機組最大電負荷259 MW，最大采暖抽汽量為588 t／h；在切除低壓缸工況下，在主蒸汽流量1 095 t／h 超過鍋爐額定蒸發量條件下，機組電負荷210 MW，最大采暖抽汽量653 t／h，切除低壓缸運行導致機組發電功率降低約50 MW，采暖抽汽量增大65 t／h，供熱能力增加46.8 MW。比較210 MW 負荷下切缸工況和正常抽凝工況，正常抽凝工況的抽汽量為488 t／h，切除低壓缸工況，機組采暖抽汽量約增大165 t／h，供熱能力增加117.4 MW。

2.3.4 熱耗率的比較分析

機組切除低壓缸工況，有少量的蒸汽通過冷卻蒸汽旁路進入低壓缸起到冷卻作用，其他的中壓缸排汽直接對外供熱，加熱熱網循環水，汽輪機的冷源損失大幅度減少，兩個切除低壓缸工況的熱耗率為4 860.4 kJ／kWh 和4 794.6 kJ／kWh，切除低壓缸工況的熱耗率比抽凝工況的熱耗率低996.9 kJ／kWh，原因是相同電負荷條件下，機組切除低壓缸工況的抽汽量增大約165 t／h。

2.4 機組切除低壓缸運行的安全性

2.4.1 切除低壓缸運行的安全指標

機組切除低壓缸進汽后，汽輪機各軸承振動、軸向位移等安全指標無明顯變化，低壓缸差脹由6.75 mm持續緩慢上漲，最大升至8.13 mm，運行中基本穩定在7.50 mm 左右。

2.4.2 存在的問題

機組切除低壓缸運行，需開啟5 號低加危急疏水，疏水管道異常振動。原因是切除低壓缸運行，6號低加停止進汽，低加疏水泵入口壓頭不足，不能正常運行，導致5 號低加疏水不暢，需長時間開啟危急疏水，危急疏水流速高，不能充滿管道，疏水汽化，造成5 號低加危急疏水管道異常振動。

2.5 全廠供熱安全性分析

在額定蒸發量條件下，3 號機組切除低壓缸運行，抽汽量增大65 t／h，供熱能力增加46.8 MW；在電負荷210 MW 工況，采暖抽汽量增大165 t／h，供熱能力增加117.4 MW。2019—2020 年度供熱期全廠最大供熱量為2020 年1 月18 日的89 256 GJ（全天平均熱負荷1 033.1 MW），3 號機組切除低壓缸運行，在額定蒸發量工況和電負荷210 MW 工況，供熱能力的提高導致全廠供熱安全系數提高了4.53%和11.36%，機組切缸運行模式有利于低負荷調峰，并維持較大的供熱能力。

2020 年1 月8 日、9 日全廠供熱量分別為86 256 GJ、86 951 GJ，全天平 均 熱負荷 分別為998.3 MW 和1 006.4 MW，進行4 臺機組供熱運行方式優化試驗。1 號機組高背壓最大電負荷125 MW 工況運行，供熱量204.4 MW；2 號機組高背壓最大電負荷125 MW 工況運行，高溫循環水和采暖抽汽總供熱量211.2 MW；3 號機組電負荷210 MW 工況下切除低壓缸運行的最大供熱量為476.2 MW；4 號機組最大電負荷251 MW 工況下采暖抽汽量為280 t／h，采暖供熱量205.3 MW，4 號機組的采暖抽汽量還沒有達到最大值500 t／h。以上4 臺機組運行工況下的總供熱量為1 097.1 MW，已經超過最大單日平均熱負荷，滿足了熱網的需要。考慮3 號、4 號機組容量相同，抽凝工況運行的最大抽汽量相同，并把3 號機組抽凝狀態最大出力工況的供熱量429.4 MW 作為4 號機組的供熱能力，4 臺機組滿負荷工況下的最大供熱能力為1 321.2 MW，是2020 年1 月9 日熱負荷的1.313倍，尚有31.3%的安全裕量。

3 結語

330 MW 抽凝機組進行了切除低壓缸運行的技術改造，改造后，機組可以在背壓、抽凝、純凝3 種運行方式下靈活切換，增加了機組相同電負荷工況下的供熱量，同時提升了機組供熱工況下低負荷調度的靈活性。機組切除低壓缸運行的最低試驗負荷為102 MW，此工況下機組進汽量達到鍋爐額定蒸發量53.9%，稍大于純凝最低穩燃工況下的鍋爐熱負荷，機組最低電負荷降低了63 MW；改造后，機組調峰區間為102～335 MW，調峰能力為233 MW，調峰區間比改造前的170 MW 增大63 MW；機組最大采暖抽汽量為653 t／h，最大采暖供熱量為476.2 MW，均超過設計值。機組切除低壓缸運行，在鍋爐額定蒸發量工況下，采暖抽汽量增大65 t／h，供熱能力增加46.8 MW；在電負荷210 MW 工況，采暖抽汽量增大165 t／h，供熱能力增加117.4 MW，相對于單日全廠最大供熱負荷，以上兩個工況機組供熱能力的提高導致全廠供熱安全系數增加4.53%和11.36%，機組切缸運行模式有利于低負荷調峰，并維持較大的供熱能力，或在相同電負荷工況下，增大機組供熱量，提高全廠供熱安全系數。