330 MW 汽轮机组切除低压缸运行的供热能力和调峰能力分析

张钦鹏，王学栋，李 峰

（1.华电章丘发电有限公司，山东 济南 250216；2.华电电力科学研究院有限公司，浙江 杭州 310030）

0 引言

国内热电联产机组主要是抽凝机组，有少量的背压式机组和低真空循环水供热机组，遵循“以热定电”“热电联产”的运行模式。由于北方供热量较大，为了保证供热质量，发电企业要求热电联产机组高负荷运行、定负荷或小负荷变化范围运行，导致机组调峰能力和调度灵活性变差［1-2］。我国“三北”地区热电联产机组占火电机组运行总容量的70%，主力调峰的大型纯凝火电机组占比仅28%。热电联产机组的调峰能力只有20%左右，远小于纯凝机组的40%～60%［3～5］。热电联产机组装机占比大和调峰范围小，给采暖季节电网调峰运行和灵活调度带来极大困难［6～8］。

随着城市经济的发展和居民采暖质量提高，热电联产企业供热负荷逐年提高，热电联产机组越来越多，供热量越来越大，这就要求纯凝机组进行供热改造，热电联产机组通过适当的改造措施扩大供热量［9～13］。

某公司现有4 台机组，一期为2 台145 MW 纯凝机组，已改造为高背压循环水供热机组；二期3号、4 号机组为2×330 MW 等级抽凝机组，单机额定采暖抽汽量为500 t／h，抽汽参数为0.5 MPa、268.1 ℃。4 台机组在采暖期的运行方式为一期机组承担基本热负荷，两台机组调峰能力有限，二期机组采用抽汽供热方式，受最低抽汽压力和最小发电负荷的限制，机组调峰能力依然有限，而且由于供热需求的快速增长和供热市场、供热热源的调整，至2019 年底，4台机组的供热面积增加至2 900 万m2。为了应对快速增长的供热需求，缓解热电矛盾，3 号汽轮机进行了切除低压缸运行的技术改造，以此来提高机组的供热能力和调峰能力。

1 机组技术规范和改造内容

1.1 机组技术规范

3 号汽轮机为亚临界、单轴、一次中间再热、双缸双排汽、抽汽凝汽式汽轮机，机组型号为C330-16.7／0.5／538／538。切缸改造前技术规范如表1 所示。

表1 汽轮机改造前技术规范

1.2 技术改造内容

为了提高供热能力，3 号机组进行切除低压缸运行的技术改造，其系统如图1 所示，技术改造内容如下。

图1 汽轮机切除低压缸供热改造

1）更换中低压缸连通管供热抽汽蝶阀。根据切除低压缸运行的技术要求，更换原中低压缸联通管供热抽汽蝶阀。新更换的供热蝶阀采用液压控制，实现全关闭、全密封、零泄漏。

2）增设低压缸冷却蒸汽系统。中低压缸连通管处阀门更换后低压缸不进汽，但是低压缸仍然存在漏气，微量的漏气在缸内流动性能较差，为了降低鼓风超温的危险，增加低压缸冷却蒸汽旁路。在中低压缸连通管抽汽蝶阀前开孔引出DN250 旁路管，旁路管上安装一个高精度流量计和流量控制调节阀，然后再引至原中低压缸连通管后低压缸进汽口上方。少量的冷却蒸汽通过旁路进入低压缸，将鼓风所产生的热量带走，同时开启排汽缸喷水减温系统，降低缸温，防止因超温膨胀导致出现胀差超限、不平衡振动以及密封性能降低等风险。

3）排汽缸喷水减温系统改造。3 号机组排汽缸喷水系统原有一全开全关的气动两位阀。机组切除低压缸运行，背压供热方式运行，低压缸排汽量大幅减少，后缸喷水需要长期投运，大量蒸汽回流冲刷叶片出汽侧会造成汽蚀，长期运行会导致应力集中，削弱叶片的结构强度，因此对喷水装置进行改造，将喷水阀更换为具有高精度调节功能的阀组，同时加装孔板流量计检测运行期间的喷水量。

4）末两级加装温度测点。汽轮机在切除低压缸运行的背压供热工况，低压缸内少量蒸汽处于鼓风状态，因此在末级、次末级动叶之后装设4 个温度测点，对末两级长叶片附近的蒸汽温度进行监测，防止低压缸鼓风温度太高，造成低压缸叶片热变形损伤。

5）末级叶片出汽边防水蚀处理。根据观察到的叶片水蚀情况和金属探伤结果，对末级叶片出汽边做防水蚀处理，防止叶片水蚀现象加剧。

1.3 机组改造后的性能

机组改造前后采暖抽汽参数不变，改造前额定采暖抽汽量500 t／h，最大供热负荷362.5 MW；改造后设计采暖抽汽量640 t／h，最大供热负荷463.4 MW。

机组改造后，在背压供热状态下运行，低压缸冷却蒸汽流量大幅减少，不考虑锅炉低负荷稳燃的条件，机组最小发电负荷为63 MW。相比于改造前锅炉最小出力，保证对外供热负荷不变的条件下，切缸改造后可使发电功率下降约75 MW。

2 机组改造后的性能试验

2.1 机组性能试验方法

机组改造后，为了验证机组性能并与设计数据进行比较，进行了3 号机组供热期的性能试验。性能试验依据标准GB／T 8117.2《汽轮机热力性能验收试验规程》，机组在单元制下运行，试验时稳定机组电负荷和机炉运行参数。参考汽轮机热力特性设计数据和改造后的保证性能，确定机组试验负荷为100 MW、210 MW 和260 MW，进行正常抽凝运行、切除低压缸运行两种状态下的性能试验。由试验数据计算机组发电出力、供热能力和供热量，以确定切除低压缸运行的最小、最大电负荷和最大抽汽能力，并将试验结果与设计数据进行比较，抽凝工况与背压工况试验结果进行比较，作为机组性能分析的依据。

2.2 机组改造后的性能试验结果

机组改造后，正常抽汽运行和切除低压缸运行典型工况下的性能试验结果见表2。

2.3 试验结果分析

2.3.1 切除低压缸运行的发电出力和机组调峰区间

机组切除低压缸运行的最低试验负荷为102 MW，此工况下机组进汽量为553 t／h，达到锅炉额定蒸发量1 025 t／h 的53.9%，稍大于纯凝最低稳燃工况下的锅炉热负荷。机组切缸运行时的最大试验负荷为210 MW，此时计算的主蒸汽流量为1 095 t／h，已经超过锅炉的额定蒸发量。

表2 330 MW 机组抽凝运行和切除低压缸运行的试验结果

由此计算机组改造前后调峰区间的变化，改造前纯凝工况运行的最大负荷为335 MW，最低稳燃负荷为165 MW，调峰区间为170 MW；改造后切缸运行状态，最大电负荷为210 MW，最低电负荷为102 MW，调峰区间为108 MW，供热量增加，调峰区间变小。考虑到切缸改造后，机组可以在纯凝、抽汽、背压3 种方式下灵活切换，因此在不考虑供热能力和供热负荷的条件下，机组实际的调峰区间为102～335 MW，调峰能力为233 MW，调峰区间比改造前的170 MW增大63 MW，同时机组在切缸状态下运行，最低电负荷降低了63 MW，更有利于机组调峰运行，增加了低负荷调度的灵活性。

2.3.2 最大供热能力

机组改造后，在带工业抽汽的情况下，切缸运行的最大试验负荷为210 MW，此时计算的主蒸汽流量为1 095 t／h，机组最大采暖抽汽量为653 t／h，超过设计值640 t／h，机组采暖供热量为476.2 MW，超过设计值463.4 MW。

2.3.3 抽凝工况和切除低压缸工况的比较分析

机组正常抽凝工况下运行，在额定蒸发量1 024 t／h工况下，机组最大电负荷259 MW，最大采暖抽汽量为588 t／h；在切除低压缸工况下，在主蒸汽流量1 095 t／h 超过锅炉额定蒸发量条件下，机组电负荷210 MW，最大采暖抽汽量653 t／h，切除低压缸运行导致机组发电功率降低约50 MW，采暖抽汽量增大65 t／h，供热能力增加46.8 MW。比较210 MW 负荷下切缸工况和正常抽凝工况，正常抽凝工况的抽汽量为488 t／h，切除低压缸工况，机组采暖抽汽量约增大165 t／h，供热能力增加117.4 MW。

2.3.4 热耗率的比较分析

机组切除低压缸工况，有少量的蒸汽通过冷却蒸汽旁路进入低压缸起到冷却作用，其他的中压缸排汽直接对外供热，加热热网循环水，汽轮机的冷源损失大幅度减少，两个切除低压缸工况的热耗率为4 860.4 kJ／kWh 和4 794.6 kJ／kWh，切除低压缸工况的热耗率比抽凝工况的热耗率低996.9 kJ／kWh，原因是相同电负荷条件下，机组切除低压缸工况的抽汽量增大约165 t／h。

2.4 机组切除低压缸运行的安全性

2.4.1 切除低压缸运行的安全指标

机组切除低压缸进汽后，汽轮机各轴承振动、轴向位移等安全指标无明显变化，低压缸差胀由6.75 mm持续缓慢上涨，最大升至8.13 mm，运行中基本稳定在7.50 mm 左右。

2.4.2 存在的问题

机组切除低压缸运行，需开启5 号低加危急疏水，疏水管道异常振动。原因是切除低压缸运行，6号低加停止进汽，低加疏水泵入口压头不足，不能正常运行，导致5 号低加疏水不畅，需长时间开启危急疏水，危急疏水流速高，不能充满管道，疏水汽化，造成5 号低加危急疏水管道异常振动。

2.5 全厂供热安全性分析

在额定蒸发量条件下，3 号机组切除低压缸运行，抽汽量增大65 t／h，供热能力增加46.8 MW；在电负荷210 MW 工况，采暖抽汽量增大165 t／h，供热能力增加117.4 MW。2019—2020 年度供热期全厂最大供热量为2020 年1 月18 日的89 256 GJ（全天平均热负荷1 033.1 MW），3 号机组切除低压缸运行，在额定蒸发量工况和电负荷210 MW 工况，供热能力的提高导致全厂供热安全系数提高了4.53%和11.36%，机组切缸运行模式有利于低负荷调峰，并维持较大的供热能力。

2020 年1 月8 日、9 日全厂供热量分别为86 256 GJ、86 951 GJ，全天平 均 热负荷 分别为998.3 MW 和1 006.4 MW，进行4 台机组供热运行方式优化试验。1 号机组高背压最大电负荷125 MW 工况运行，供热量204.4 MW；2 号机组高背压最大电负荷125 MW 工况运行，高温循环水和采暖抽汽总供热量211.2 MW；3 号机组电负荷210 MW 工况下切除低压缸运行的最大供热量为476.2 MW；4 号机组最大电负荷251 MW 工况下采暖抽汽量为280 t／h，采暖供热量205.3 MW，4 号机组的采暖抽汽量还没有达到最大值500 t／h。以上4 台机组运行工况下的总供热量为1 097.1 MW，已经超过最大单日平均热负荷，满足了热网的需要。考虑3 号、4 号机组容量相同，抽凝工况运行的最大抽汽量相同，并把3 号机组抽凝状态最大出力工况的供热量429.4 MW 作为4 号机组的供热能力，4 台机组满负荷工况下的最大供热能力为1 321.2 MW，是2020 年1 月9 日热负荷的1.313倍，尚有31.3%的安全裕量。

3 结语

330 MW 抽凝机组进行了切除低压缸运行的技术改造，改造后，机组可以在背压、抽凝、纯凝3 种运行方式下灵活切换，增加了机组相同电负荷工况下的供热量，同时提升了机组供热工况下低负荷调度的灵活性。机组切除低压缸运行的最低试验负荷为102 MW，此工况下机组进汽量达到锅炉额定蒸发量53.9%，稍大于纯凝最低稳燃工况下的锅炉热负荷，机组最低电负荷降低了63 MW；改造后，机组调峰区间为102～335 MW，调峰能力为233 MW，调峰区间比改造前的170 MW 增大63 MW；机组最大采暖抽汽量为653 t／h，最大采暖供热量为476.2 MW，均超过设计值。机组切除低压缸运行，在锅炉额定蒸发量工况下，采暖抽汽量增大65 t／h，供热能力增加46.8 MW；在电负荷210 MW 工况，采暖抽汽量增大165 t／h，供热能力增加117.4 MW，相对于单日全厂最大供热负荷，以上两个工况机组供热能力的提高导致全厂供热安全系数增加4.53%和11.36%，机组切缸运行模式有利于低负荷调峰，并维持较大的供热能力，或在相同电负荷工况下，增大机组供热量，提高全厂供热安全系数。