200MW机组低压缸微进汽供热改造案例分析

李成磊，郑立军，高新勇

（华电电力科学研究院有限公司，浙江 杭州 310030）

我国西北地区资源禀赋优异，近年来，在大力发展新能源的国家能源战略下，我国西北地区新能源装机规模增长迅速，成为我国重要的新能源开发基地。新能源的高速增长对电网的调节特性也提出了更高的要求。目前，电网系统调峰能力不足成为阻碍新能源上网的重要原因[1-2]。目前，火力发电机组装机容量仍然占较高比重，提升火电机组灵活性，挖掘其深度调峰潜力，成为解决当前新能源消纳困境的有效途径[3]。为了适应深度调峰的需要，汽轮机侧可以从减少低压缸做功入手，减少低压缸进汽量，实现低压缸微进汽的工况，成为一种可行的方案。

某发电有限公司装机规模为4×200MW供热式汽轮机发电机组，其中#1/2机组热网所带加热器作为一级加热器，#3/4机组所带加热器作为二级加热器加热循环水，经供热首站循环水泵趸售给热力公司。为了缓解电厂低负荷导致供热能力不足的矛盾，拟对2台200MW机组进行低压缸微进汽供热扩容改造。

1 汽轮机概况

此次改造的2台机组为超高压、一次中间再热、单轴、三缸两排汽、抽凝汽轮机，型号为N(C)200/160－12.75/535/535型。汽轮机分为高压缸、中压缸、低压缸，高压缸共12级，第1级为单列调速级，其余各级均为压力级；中、低压缸各有10级压力级；低压缸对称分别各5级。高、中压缸各有两个自动主汽门和四个调速汽门。汽轮机设有8段不调整抽汽，分别供给4台低压回水加热器、1台热力除氧器和3台高压回水加热器；中压缸末端下缸设有调整抽汽至热网加热器。

2 供热技术方案分析

2.1 供热首站

供热首站设计热负荷为754MW，热网循环水系统加热系统分两级，两级加热系统设置有8台热网加热器，每台组各配置2台热网加热器。蒸汽疏水系统以机组为单元独立运行，#1、2机组为一级加热器供应蒸汽，参数为0.294MPa、265℃，疏水设计温度为128℃，#3、4机组为二级加热器供应蒸汽，参数为0.6MPa、350℃，疏水设计温度为153℃。热网循环水供水压力不超过1.2MPa，供水温度为150℃，回水温度为80℃。供热首站设计总用汽量为616.76t/h，其中一级加热器用汽量为335.52t/h，二级热器用汽量为281.24t/h。

2.2 厂区热力管网

供热抽汽管道分别从各机组中压缸下抽汽口引出两根抽汽管，管径为1000mm，抽汽管上设置抽汽逆止阀和抽汽调节阀，合并成一根外径为1400mm的抽汽母管。抽汽母管管道出汽机房后沿汽机房A排外架空布置，后进入汽机房到达各机组对应的热网加热器。采暖抽汽疏水采用单元制，一级加热系统疏水温度为128℃，二级热系统疏水温度为153℃。各机组对应的疏水系统经热网疏水泵加压后输送至各机组对应的除氧器。

3 热负荷现状

热力公司实供面积为2092×104m2，因旧城改造、棚改拆迁等，预计第1年新增面积113×104m2供热面积达2205万m2，第2年新增供热面积为127×104m2，第3年新增供热面积为29×104m2。根据该电厂与热力公司的供热约定，电厂负责承担热网的基础热负荷754MW，缺口部分由热力公司所配置的燃气调峰锅炉供应。受新能源消纳影响，电厂供热期的平均单机发电量降至120MW。该情况下四台机组最大供热抽汽量约860t/h，供热能力约588MW，电厂实际最大供热能力约为1050×104m2。目前离协议基础热负荷缺口差166MW。为此，需要对机组供热能力进行提升改造，并配套扩容供热首站，以填补因发电负荷受限而带来的供热缺口。

4 供热技术方案分析

目前电厂集中供热改造主要有高背压供热改造、双转子双背压供热和低压缸微进汽等供热改造技术。根据三种技术特点及经济，比较得出以下结论：（1）从新增供热能力来讲，三种方案均能增加机组的供热抽汽能力，同时又能提高机组的整体效率。但高背压及双转子互换供热技术比较适合外界负荷大且稳定的供热工况，改造后机组灵活性较差。低压缸微进汽改造机组灵活性较好，可根据需要随时进行抽汽、背压和纯凝三种工况的切换。（2）从改造范围来讲，高背压及双转子互换供热技术涉及改造部分包括主汽轮机、凝汽器及与本体相关热力系统，首站相关的系统改造。低压缸微进汽改造涉及改造部分为汽轮机本体、其他本体相关热力系统及首站扩容系统。（3）从投资方面来讲，该项目低压缸微进汽改造加首站扩容改造，与常规同类200MW高背压及双转子互换供热技术改造相比，低压缸微进汽供热技术投资相对较小。（4）从工程实施建设方面来讲，低压缸微进汽改造施工周期短、系统改造简单。（5）从运行收益分析方面进行分析，高背压供热和双转子互换供热技术的供热灵活性较差，在供热过程中只能带基础热负荷。

根据电厂最近几个采暖季的现状，受电负荷调峰影响使得原抽汽机组供热能力得不到很好的发挥，而凝抽背供热技术可以大幅度提高机组的热电比，从而在相同热负荷需求的情况下，降低机组的电负荷，提高机组的调峰运行能力。综合以上几点考虑，低压缸微进汽供热技术改造较适合电厂目前的实际情况。

低压缸微进汽是通过新增（或更换）中低压连通管处阀门为可关到零位并全密封的调节蝶阀，实现低压缸微进汽的要求，使低压转子在高真空条件下“空转”运行，将几乎全部中压排汽引出供热的新型供热改造技术[4]。同时为缩短微量漏气在低压缸内的滞留时间，防止鼓风热聚集产生超温危险，将极小流量的冷却蒸汽引入低压缸，并开启低压缸喷水减温系统。

5 改造后运行分析

机组改造后随外界热负荷变化有三种运行模式。（1）在非采暖季，机组为纯凝运行模式，抽汽管道上的阀门全部保持关闭状态，中压缸排汽通过中低压连通管进入低压缸做功发电；（2）在采暖季初末寒期，机组为抽凝运行模式，抽汽管道上阀门根据外界热负荷变化调整抽汽量，部分中压缸排汽进入低压缸做功发电；（3）在深寒期，机组为背压运行模式，联通管上的低调阀关闭至零泄漏，中排抽汽通过抽汽管道全部送至热网加热器，同时在抽汽管路上引一路小流量蒸汽至低压缸。

改造后，在发电负荷限制的情况下，单台机组供热能力增加了108MW，全厂供热能力增加了216MW。全年发电量不变的情况下，#1/2机组本体和首站扩容改造后，全厂节约标煤量7.65万t，年平均发电煤耗下降23.5g/（kW·h）。

6 结论

文章以某2台200MW供热机组为例，探讨低压缸微进汽供热技术改造。改造后：（1）全厂供热能力由原来的588MW提升至804MW，有效满足了供热需求；（2）采暖季节约标煤量7.65万t，全厂年平均发电煤耗下降23.5g/（kW·h），具有较强的节能和经济效益；（3）提升了电厂深度调峰的能力，为风电、光电等新能源机组上网发电创造了条件。