330MW機組低壓缸零出力改造方案及性能分析

史衛剛 李軍輝

【摘 要】 為緩解熱電之間的矛盾，進一步提升機組靈活性和供熱能力，以國內某發電公司供熱改造為例，對低壓缸零出力技術在330 MW機組上的應用進行了探討;分析了低壓缸零出力的改造方案，對汽輪機本體、低壓通流部分冷卻蒸汽系統和低壓缸噴水減溫系統進行了改造設計;對改造后機組的供熱與調峰能力進行了分析。通過性能試驗，結果表明，通過合理地改造設計，低壓缸零出力技術提高了機組的調峰能力和供熱量，最大供熱抽汽量可達663t/h，最低發電負荷可降至約80MW。

【關鍵詞】 低壓缸零出力 靈活性 供熱能力 改造方案

前 言

目前，在我國大力提高火電機組運行靈活性的政策背景下[1]，受自身熱電耦合特性[2]、低壓缸冷卻蒸汽流量設計限值、“以熱定電”運行方式的影響，常規抽汽凝汽式供熱機組的電調峰能力有限，很難適應電網深度調峰需求，供熱抽汽能力也受到一定影響。

與高背壓供熱、光軸供熱改造等供熱改造方案相比[3]，低壓缸零出力供熱技術能夠實現供熱機組在抽汽凝汽式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大、抽汽凝汽式供熱機組運行方式靈活的特點。

某機組為哈爾濱汽輪機廠有限責任公司生產的C330/264-16.7/538/538型亞臨界、一次中間再熱、兩缸兩排汽、單軸、抽汽凝汽式汽輪機。中低壓連通管打孔抽汽，接引一路供熱抽汽，額定抽汽壓力為0.83MPa，最大抽汽流量為545.4t/h，采暖熱負荷為410MW，變工況下，通過調整中低壓缸連通管蝶閥的開度，控制熱網供汽流量及低壓缸進汽流量。隨著供熱需求的日益擴大，現機組的抽汽供熱能力已不能滿足供熱需求，為了增大機組的供熱能力，同時提升機組運行的靈活性，對該機組進行低壓缸零出力改造。

本文基于某330MW汽輪機，詳細分析了機組低壓缸零出力的改造方案，并分析了改造后對機組性能的影響。

1 低壓缸零出力改造方案

低壓缸零出力供熱技術是在低壓缸高真空運行條件下，切除低壓缸原進汽管道進汽，通過新增旁路管道通入少量的冷卻蒸汽，用于帶走低壓缸零出力供熱后低壓轉子轉動產生的鼓風熱量，并給凝汽器適量補充凝結水，實現了機組低壓缸“零出力”運行。

1.1汽輪機本體改造

1）供熱蝶閥及供熱管道改造

為了滿足低壓缸零出力供熱技術的運行需求，將原不能完全密封的供熱蝶閥更換為可完全密封的液壓蝶閥，液壓蝶閥接口尺寸與改造后中低壓連通管規格保持一致。

經過計算，供熱管道管徑由φ800mm更換為1200mm直徑管道，保證管道能夠滿足足夠的供熱抽汽流量。

2）低壓缸運行監視測點完善

機組低壓缸零出力運行時，低壓缸通流部分運行條件大幅偏離設計工況，處于極低容積流量條件下運行，為充分監視低壓缸通流部分運行狀態，確保機組安全運行，需增加或改造以下運行監視測點：1）增加低壓缸末級、次末級動葉出口溫度測點（4個）;2）增加低壓缸進汽壓力測點（2個）和溫度測點（2個）;3）更換原5段抽汽壓力、6段抽汽壓力、7段抽汽壓力、8段抽汽壓力和低壓缸排汽壓力變送器為高精度絕壓變送器（6個）。

3）低壓缸末級葉片抗水蝕金屬耐磨層噴涂處理

小容積流量工況運行時，低壓缸末兩級處于鼓風工況運行，導致低壓缸末兩級后溫度和低壓排汽缸溫度升高，為降低低壓排汽缸溫度，需要持續投入噴水減溫，維持低壓排汽缸溫度在安全范圍內。而小容積流量條件下，末級葉片出現的渦流會卷吸減溫水至動葉流道，加劇動葉出汽邊根部區域水蝕情況，威脅機組安全運行。因此，對低壓缸末級葉片實施金屬耐磨層噴涂處理。

耐水蝕涂層材料選擇德國進口TA粉（NiCr金屬陶瓷粉末）進行現場超音速火焰噴涂防護處理，粉末粒度為250～350目;涂層總厚度為0.10～0.20mm;實施噴涂防護處理的范圍為低壓缸末級動葉片出汽邊水蝕區域。

1.2 低壓通流部分冷卻蒸汽系統

為帶走低壓轉子轉動產生的鼓風熱量，需通入少量的冷卻蒸汽，因此，新增低壓缸通流部分冷卻蒸汽系統，冷卻蒸汽汽源取自中壓缸排汽，接入點為低壓缸進汽口（中低壓連通管上供熱蝶閥后適當位置），冷卻蒸汽管路上設置調節閥和流量孔板。改造方案原則性熱力系統圖見圖1。冷卻蒸汽系統應相應的設置蒸汽壓力、溫度、流量測點，且相關測點均需接入機組DCS系統。

1.3 低壓缸噴水減溫系統改造

原低壓缸噴水減溫系統沒有流量測點，噴水減溫控制閥門調節特性較差，不能有效的對噴水減溫流量進行控制、調節。為便于調節和監視切除低壓缸運行時低壓缸噴水減溫流量，對原低壓缸噴水減溫系統增加流量測點和調節閥。

為了增加減溫效果，將原低壓缸排汽缸內噴水裝置整體更換為霧化噴頭式噴水裝置，沿低壓缸排汽口周向布置6～8個霧化噴嘴。

2 改造后機組性能分析

汽輪機低壓缸零出力改造后，同改造前相比，將低壓缸原做功蒸汽用于供熱，一方面相對增大了機組抽汽供熱能力，降低了機組電負荷，同時機組發電煤耗相對降低;另一方面，如果保持機組抽汽供熱量同改造前保持不變，則對應的機組主蒸汽流量下降，機組電負荷下降，增大了機組電負荷調峰能力，同時機組發電煤耗降低。

2.1 供熱能力對比分析

低壓缸零出力供熱改造前后，不同工況下機組發電及供熱抽汽能力核算結果見表1。

由表1看出，在機組不同主蒸汽流量條件下，改造后機組抽汽量增加了約120t/h，抽汽供熱能力增大約87MW，對應供熱面積增大約188萬m2，不同工況下發電煤耗降低40.6 g/（kW·h）～ 71.3 g/（kW·h）。

2.2調峰能力對比分析

改造前、后機組電負荷調峰能力對比分析以抽汽供熱量相等為對比基準，改造前后電負荷調峰能力對比分析結果如圖2所示。

由圖2可以看出，相比于改造前在保證對外供熱負荷不變的條件下低壓缸零出力改造后可使發電功率下降約50MW，大大提高了機組的調峰能力。

3 改造效果

某3機組完成低壓缸零出力改造后，機組運行穩定，進行相應的性能試驗，得到不同負荷下機組主要運行參數見表2。

由表2可知，在切除低壓缸進汽狀態，機組處于背壓機狀態工作，機組的發電功率、供熱抽汽流量與主蒸汽流量成正比。在機組供熱能力方面，機組最大供熱抽汽流量達到663t/h，供熱熱負荷達到495MW，對應供熱面積約1077萬m2。

在機組深度調峰方面，在保證356t/h供熱抽汽流量的條件下，機組發電負荷可降至98.7MW。由供熱抽汽流量與主蒸汽流量、發電負荷關系曲線可知，隨著主蒸汽流量降低，機組發電負荷可進一步降低，在機組400t/h主蒸汽流量條件下，機組發電負荷可降至約80MW。

4 結論

本文詳細分析了某330MW機組低壓缸零出力的改造方案，提出了汽輪機本體、低壓通流部分冷卻蒸汽系統和低壓缸噴水減溫系統的改造方案，并通過改造后的熱力性能試驗分析了低壓缸零出力改造對機組性能的影響。結論如下：

1）對低壓缸零出力供熱改造，需要進行供熱蝶閥改造、完善低壓缸運行監視測點、末級葉片抗水蝕金屬耐磨層噴涂處理、設置低壓通流冷卻蒸汽系統以及低壓缸噴水減溫系統改造等技術措施。

2）改造后機組抽汽量增加了約120t/h，抽汽供熱能力增大約87MW，且大幅降低了發電煤耗;在保證對外供熱負荷不變的條件下，改造后可使發電功率下降約50MW，大大提高了機組的調峰能力。

3）性能試驗結果表明，機組最大供熱抽汽流量可達663t/h，機組發電負荷可降至約80MW，大幅度提高了機組供熱能力和調峰能力。

【參考文獻】

[1] 李秉正， 賈勤勞， 寧哲， 等. 超臨界600MW抽汽供熱汽輪機組在工業供熱中的應用分析[J]. 熱力發電，2008， 37（11）： 15-17.

[2] 江浩， 黃家駟， 王浩. 200MW高背壓循環水供熱機組熱力特性研究[J]. 熱力發電， 2015， 44（4）： 17-21.

[3] 閆森， 王偉芳， 蔣浦寧. 300 MW 汽輪機供熱改造雙低壓轉子互換技術應用[J]. 熱力發電， 2015， 44（1）： 10-12.