淺析335 MW機組低壓缸切缸改造

張俊鋒

(華電章丘發電有限公司，山東 濟南 250216)

1 機組概況

華電章丘發電有限公司3號汽輪機組為上海汽輪機有限公司生產的抽汽凝汽式熱電聯產機組。機型為C315/305-16.67/0.5/538/538亞臨界、單軸、一次中間再熱、雙缸雙排汽、抽汽凝汽式汽輪機，后增容為335 MW機組，額定抽汽量330 t/h，最大抽汽量為500 t/h，抽汽參數為0.5/267。鍋爐為SG-1025/17.50-M885型亞臨界一次再熱控制循環汽包爐。

2 項目論證

汽輪機冷端熱損失約占電廠總熱效率的50 %，這部分能量通過冷水塔散失，熱電聯產技術旨在減少熱損失，或利用冷端熱損失提高能源綜合利用率。

目前國內應用廣泛的可回收利用冷端熱損失的技術主要有熱泵技術、高背壓供熱技術、光軸供熱技術以及凝抽背供熱技術。

2.1 方案比選

基于國內目前廣泛應用的供熱改造技術做如下比較，具體如表1所示。

根據表1中初步比較，可以排除雙轉子互換供熱技術以及光軸改造技術，這兩種技術制作加工周期長，投資較大。凝抽背供熱技術目前在國內屬于比較前沿的技術，各大發電集團均在積極開展研究及工程實施。根據國內目前所有已經改造完成機組的實際運行反饋情況，新型凝抽背供熱改造技術為實現國產機組切除低壓缸進汽靈活性改造的唯一解決途徑。

表1 供熱改造技術對比

2.2 方案設計

(1) 中低壓缸聯通管供熱抽汽蝶閥更換。根據汽輪機供熱工況下運行方式要求，更換原中低壓缸聯通管供熱蝶閥，新蝶閥需要滿足關到零位、全密封、無泄漏的要求。

(2) 增加低壓缸冷卻蒸汽管道系統。為防止汽缸漏氣滯留，鼓風超溫，降低缸溫防止超溫膨脹發生脹差超限、不平衡振動以及密封性能降低等危險，需要采用其他方式為低壓缸提供冷卻蒸汽。通過分析低壓缸整體結構得知，其進汽只有連通管處可以實現，確定低壓缸進汽將依然利用中低壓缸連通管進入，只是需要在連通管上適當位置開孔。

旁路汽源溫度不宜高，由分析可知，溫度太高則起不到冷卻效果，因此推薦采用機組中壓缸的排汽作為冷卻汽源，從中壓排汽管道上抽出適量冷卻蒸汽進入低壓缸，帶走缸內鼓風熱。在中低壓缸連通管抽汽蝶閥閥前開孔引出DN 250旁路管，旁路管上串聯設置高精度流量計和流量控制調節閥，之后再引至連通管后方低壓缸進汽口上方位置。

(3) 汽缸噴水減溫系統改造。切缸改造最大的危險點在于低壓缸末級、次末級葉片因沒有流動進汽量而造成的鼓風葉片超溫。因此對低壓缸噴水進行改造，將原噴水減溫管道擴容，以滿足切缸后的排汽冷卻需要。

(4) 低壓缸末兩級加裝溫度測點。為避免低壓缸末兩級葉片因鼓風造成超溫，在低壓缸末兩級加裝孔板流量計，旁路減溫減壓器的減溫水引自本機凝雜水母管，在低壓缸末級、次末級動葉之后裝設溫度測點，檢測低壓最容易超溫的末級和次末級葉片溫度，保證機組運行安全。

3 改造效果

針對新型凝抽背改造后機組進行試驗，試驗的主要內容為。

(1) 低壓缸切換靈活性試驗。

(2) 低壓缸“空轉”運行穩定性試驗。

3.1 試驗項目

以5 %閥位間隔關小低壓缸進汽調節門。切除低壓缸進汽，低壓缸冷卻蒸汽流量控制在6 t/h左右，低壓缸進汽溫度控制在150 ℃左右，實時觀察次末級溫度(不可超過150 ℃)，低壓脹差控制目標值為6～8 mm，機組各項指標在安全運行范圍內連續切缸運行168 h。切換試驗實現機組切換靈活性，調整低壓缸進汽溫度/壓力/流量實現機組切缸運行穩定性。

3.2 低壓缸切除靈活性試驗

當熱網負荷增加，從汽輪機中壓缸排汽至熱網的抽汽量不斷增加，中壓缸排汽到低壓缸的進汽量逐漸減小。當低壓缸進汽量減小到低壓缸最小冷卻流量時開始切缸試驗，此運行工況點即為汽輪機進行切缸試驗開始的臨界點。

(1) 首先實施機組從純凝工況到抽汽供熱工況的轉換，并穩定運行足夠長時間，使冷卻蒸汽系統處于全開狀態。

(2) 控制鍋爐主蒸發量維持在500 t/h，低壓缸進汽調節門CV關至20 %，開始進行切缸試驗。切除機組6號低加汽側。當低壓缸進汽調節門閥位關到20 %時，按下背壓投入按鈕。

(3) 監視各抽汽段壓力、軸瓦振動、軸向位移、脹差、汽缸膨脹等參數變化趨勢。觀察除氧器水位和凝汽器水位變化趨勢，調整凝結水泵出口再循環門并變頻調節凝結水泵。凝雜水至低壓缸噴水調門投入自動運行，溫度設定值45 ℃。

3.3 試驗結果

(1) 切除低壓缸運行的最低、最大出力。機組切缸運行的最低試驗負荷為102.39 MW，此工況下機組進汽量為552.83 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210.02 MW，此時計算的鍋爐蒸發量為1 095.15 t/h，已經超過鍋爐的額定蒸發量。

(2) 機組最大抽汽能力。機組改造后，在帶工業抽汽的同時，在切缸運行最大試驗負荷210.02 MW工況下，機組最大抽汽量為640 t/h，比設計最大抽汽量500 t/h提高了140 t/h，機組采暖供熱量為476.2 MW，超過設計值463.35 MW。新增供熱面積250萬m2。

4 結論

對于供熱能力來說，機組最大抽汽量增加了140 t/h，提高了公司供熱能力。對于機組調峰能力以及供熱靈活性調整能力來說，低壓缸切缸技術的投入，增加機組調節靈活性，可以更好適應現貨服務市場。