300 MW抽凝机组切缸改造运行调试试验

顾伟飞

(1.浙江浙能技术研究院有限公司，浙江 杭州 310052;2.浙江省火力发电高效节能与污染物控制技术研究重点实验室，浙江 杭州 310052)

0 引言

在双碳目标的背景下，新能源发电方式得到了大力推广，考虑到新能源间歇性强的缺点，作为占比最大的火力发电机组需要承担更多的调峰任务[1]。但部分供热机组在承担发电任务的同时，还需要满足当地工业民生的供热需求，以热定电的发电方式限制了机组参与深度调峰的能力。同时，随着经济飞速发展，早期修建的供热机组其供热能力已不能满足实际需要，利用供汽改造方法成为许多电厂提升机组供热能力的重要手段[2]。现有热电联产改造方式很多，如中间抽汽、电锅炉与抽汽联合、电热泵、吸收式热泵以及切除低压缸等技术[3]。文献[3]对比了6种热电联产方式特点。其中，低压缸切除方法因为能提供较大的供热能力一直受到电厂的广泛关注[4]。文献[5]基于实际案例指出低压缸切除技术能有效提高机组的深度调峰能力和供热能力。文献[6]则对350 MW机组进行了同样的论证。文献[7]对某600 MW双低压缸机组的不同切缸方式进行可行性分析，结论指出分别在中压缸和B低压缸出口加装进汽蝶阀的方案最优，且实际改造效果证明了方案的可行性。文献[8]对切缸前后连通管和旁路蝶阀开度进行研究，用于指导管道和蝶阀的选型工作，并给出了两阀的协同控制测量。低压缸切除方法同样会带来一定的安全问题。文献[9]分析了低压缸切缸改造对末级叶片安全性的影响，指出危险因素主要包括末级叶片动应力超标、鼓风超温、水蚀等问题。针对上述问题，也有许多研究中给出了详细的应对策略[10-11]。

由于低压缸切除技术会对机组本体和附属系统进行较多的改造，在正式投运前需要进行大量的调试工作。文献[12]分析了汽轮机在启动调试过程中存在的问题，并基于发现的问题指导运行参数调整和操作流程的完善。文献[13]指出1 000 MW机组调试过程中的质量控制及进度控制中的关键问题。文献[14]对机组启动调试过程出现的问题、参数及控制策略进行分析、优化以及排查，并采取防范措施，有效缩短了暖机时间。

本文针对某300 MW机组低压缸切除改造后的调试方法进行分析，详细论述了调试过程的内容及方法，通过实际调试结果，进一步给出了机组在投入切缸运行后需要注意的问题，可为同类改造的机组提供参考价值。

1 切缸改造

1.1 机组概况

滨海热电2号机组为300 MW亚临界抽汽冷凝式汽轮发电机组，具体参数如表1所示。机组对外供热汽源从汽机四级抽汽上引出。

表1 汽轮机主要技术规范

1.2 改造需求

目前，电厂所在区域内近期用户热负荷达到了4 550 t/h，考虑同时供热余量系数和热网损失折算，电厂一期300 MW抽凝机组、二期50 MW抽汽背压机组已经不能满足未来热用户增长的需求和供热负荷上下波动变化范围。因此，本次供热机组灵活性研究和切缸改造显得非常有优势，十分有必要。

1.3 改造内容

改造是在大抽汽量需求的前提下，通过切除低压缸保证机组供汽能力，本机组改造范围如下：

(1)汽轮机本体改造方面，主要包括低压转子改造、中低压连通管和蝶阀更换、控制系统优化等。

(2)机组热力系统方面，低压缸切除后无法给5/6号低加提供稳定可靠的汽源，导致低加回热系统凝结水温度比较低，降低了回热和除氧效率。为保证回热和除氧效果，利用原低压供热蒸汽作为5/6号低加的汽源加热凝结水。

(3)采用烟气余热利用技术，在尾部烟道增设烟气换热器和蒸汽加热器以回收热量加热凝结水。同时，在脱硫吸收塔和湿式电除尘之间烟道上新设烟气冷凝器，回收烟气冷凝潜热加热除盐水。

(4)循环水系统小泵改造，满足低压缸切除、排汽量大幅降低后循环水泵节能改造的要求。

2 调试内容及方法

2.1 调试目的

2021年5月完成2号汽轮机组切缸改造后，为了验证切缸改造效果和改造后的运行安全性，优化机组启动过程中的运行方式和操作工艺，通过实施调试试验确认机组改造后各系统投运准确、切缸过程动作可靠。

2.2 调试条件

汽轮机侧低压缸切除相关辅机设备及系统通过试运验收，相关信号确认正常，联调完成，保护正常。涉及切缸改造的设备及系统着重检验，主要有：

(1)凝输泵、凝补泵及热井补水系统

(2)凝泵及凝结水系统

(3)循环水系统

(4)抽汽加热、除氧、疏水系统

(5)蒸汽管道及汽机本体疏水系统

(6)低压缸冷却系统

(7)供热系统

(8)尾部烟道凝结水回热和补水回热系统

(9)切缸控制和保护逻辑完善

2.3 调试内容及过程

机组整套启动调试分汽轮发电机组冲转升速至额定转速试验、机组带部分负荷试验、机组带满负荷及抽凝供热运行及机组切缸运行五个阶段进行。此处仅描述切缸流程，具体过程如下：

6月17日10:00完成切缸前准备工作，#7、#8低加水侧走旁路，#5、#6低加加热蒸汽由低压供热提供。10:20，负荷195 MW，煤量110 t/h，中低压联通管蝶阀(LV阀)开度20%。抽汽供热阀EV1/EV2全开，2号机对外供热量350 t/h。10:57，撤出2号机/炉自动，投入切缸，LV阀开度关至0%。2号机电负荷由195 MW降至150 MW，2号机供热流量500 t/h。低压缸喷水1路投入，低压缸末级蒸汽温度最高点72 ℃，TSI画面轴振、瓦振等参数平稳。14：20，对2号机组热电负荷进行调整，增加供热流量，负荷180 MW，煤量128 t/h，主蒸汽流量982 t/h，2号机低压供热590 t/h。

2.4 调试过程主要建议

2号机组进行整组启动后，在调试试验研究期间共进行两次切缸试验，总体情况良好，机组运行稳定。由于切缸过程涉及设备众多、系统复杂，需要合理安排操作次序和步骤，以便于切缸过程的顺利平稳进行，关键点建议如下：

(1)加热器切换：锅炉尾部烟道烟气换热器、凝结水加热器等设备正常投运；完成7/8号低加水侧切除，5/6号低加汽源切换工作。切换过程暖管疏水充分，防止两路汽源倒汽。

(2)低压缸冷却蒸汽系统投入：确认机组背压满足切缸运行要求，将连通管蝶阀LV关小至抽凝工况最小流量开度20%；低压缸喷水系统和供热系统等设备工作正常，各阀组开关正常无卡涩；切缸前各参数符合要求。

(3)切缸过程负荷会发生变动，为防止机组负荷自动调节，需将协调控制方式在手动。机组负荷维持约200 MW，供热量维持约300 t/h，机组处于抽凝工况。切缸后目标负荷160 MW，供热量约500 t/h。

(4)切缸操作完成后，全面检查设备系统运行情况，监视主机轴向位移、低压缸差胀、推力瓦温、振动等参数。

(5)适当降低分汽箱压力，保证切缸后机组供热增加，同时避免切缸后排汽压力高对中排温度的影响。注意中压排汽压力应满足“中压排汽压力运行曲线”要求，中排温度1不超过353 ℃；中排温度2不超过370 ℃。

(6)因切缸后供热量增加，需注意热井水位变化，凝结水补水正常，机组溶氧满足要求。加强对热井/除氧器/加热器水位/供热抽汽流量等相关参数的监视。

若参数发生异常变化，停止操作，恢复原工况，并进行分析处理。

3 调试试验结果及问题分析

根据调试期间的切缸试验，进行了汽轮机切缸设计工况运行供热能力和主机安全性评估。

3.1 机组切缸设计工况运行供热能力

以6月17日切缸运行为例，2号机组切缸前机组负荷195 MW，2号机对外供热量350 t/h。切缸后机组负荷降至150 MW，LV阀关至0%，2号机供热流量500 t/h。参数经过调整，2号机组煤量提升至128 t/h，负荷178 MW，主蒸汽流量982 t/h，2号机低压供热量590 t/h，达到机组设计工况供热要求。详见表2。

表2 机组切缸设计工况运行

3.2 机组切缸设计工况运行主机安全性

在2号机组负荷178 MW，主蒸汽流量982 t/h，低压供热590 t/h情况下，主机轴向位移从0.25 mm升高至0.37 mm，正向推力轴承温度从53.3 ℃升高至58.1 ℃。主机轴向位移、低压差胀、推力瓦温均在正常范围内。3号轴振从84.7/74.2 um至82.6/93.5 um，有所升高。主机监视参数详见表3。

表3 机组切缸设计工况运行主机监测参数

2号机组中排压力为0.81 MPa，低于中排压力高报警值1.1 MPa，中压缸排汽温度345 ℃，略低于中压缸排汽温度353 ℃，如工况变化需注意温度超限。低压缸喷水1路投入，低压缸末级蒸汽温度最高点72 ℃，未超过报警值90 ℃。

3.3 调试主要问题及后续处理

(1)汽轮机低压缸轴承振动缓慢爬升，3号轴振从82.6/93.5 um升高至89.3/103.5 um，4号轴振从20.4/54.3 um升高至98.4/183.2 um，分析原因为新低压转子热应力释放所致，通过转子动平衡解决。

(2)凝汽器真空严密性差，真空严密性试验值为0.43 kPa/min，通过真空查漏，发现低压缸新增后缸喷水接口、加装#5、#6低加疏水管路和阀门泄漏，经处理后真空严密性试验合格。

(3)机组补水量增大后，凝结水溶氧超标。凝汽器真空查漏后溶氧有所好转，需投用热井鼓泡除氧、凝结水过冷段调整等手段作深度分析处理。

4 结论及展望

根据2号机组整组启动及切缸试验数据及结果，有以下结论：

(1) 2号机组完成切缸技术改造后，整组启动过程完整，试验结果正常，能够满足机组正常启动、机组带满负荷及供热运行。

(2)2号机组在负荷180 MW左右，主蒸汽流量982 t/h，机组低压供热量590 t/h，达到设计工况供热要求；主机轴向位移、振动等主要监测参数正常，满足安全运行要求。

通过2号机组在整组启动和切缸试验的实践，完善机组供热运行要求，有以下建议：

(1)合理安排操作次序和步骤，投运低压缸末级叶片振动监测设备，保障切缸过程安全。

(2)深入开展供热灵活性试验，探索切缸运行深度调峰运行，适应工业园区供热负荷需求。

(3)低压缸切除后排汽量大幅下降，建议进行循环水系统运行优化，降低机组常用电率；同时调整凝结水过冷段，降低切缸后溶氧高的问题。