汽輪機排汽供熱改造三種典型技術研究及性能分析

成渫畏，王學棟，周 勇，張欽鵬

（1.華電集團有限公司山東公司，山東 濟南 250014；2.華電電力科學研究院有限公司，浙江 杭州 310030；3.華電章丘發電有限公司，山東 濟南 250216）

0 引言

隨著我國城市化不斷推進，集中供熱熱源不足和清潔供熱需求的不斷增長推動了供熱技術的發展，汽輪機組排汽供熱改造技術也得到了快速發展。目前汽輪機組排汽供熱改造技術主要有：高背壓改造、低壓缸光軸改造、低壓缸零出力改造技術等。就目前新興的這三種典型供熱改造技術，光軸改造技術出現的較早，但由于技術相對不是很成熟，以及技術本身的缺點，推廣得慢，目前成功實施的案例有華電富拉爾基發電公司200 MW等級機組、華電能源牡丹江第二發電廠蘇制210 MW機組、華能煙臺發電公司110 MW 機組、國電濮陽發電公司200 MW 等級機組、大唐安陽發電公司300 MW 等級機組［1-2］；高背壓改造技術首先應用于華能煙臺發電公司150 MW 機組［3-5］，雙背壓雙轉子互換使得高背壓循環水供熱技術得到了大量推廣應用，在北方集中供熱發展較快的城市，從135 MW 到300 MW 等級的濕冷和空冷機組，已完成實施的機組30 余臺［6-7］；低壓缸零出力改造技術2016 年首次在華能臨河發電公司實施，目前這一技術已經在各大發電集團得到快速的推廣應用［8-12］，華電集團在沈陽金山熱電公司200 MW 機組、新疆哈密熱電公司135 MW 機組、章丘發電公司335 MW 機組等十幾臺各種容量機組上成功實施，并有長時間安全經濟運行的記錄。

以上三種典型改造技術都能夠有效地利用汽輪機的排汽供熱，在提高機組供熱能力和居民采暖質量的同時，有效地提高了機組的能源利用效率。但是由于機組形式、容量不同、供熱形式和供熱參數不同，熱網熱負荷不同等因素的影響，機組改造后出現一些技術問題，影響機組運行的安全性和經濟性［13-15］。針對目前技改工程實例，對以上供熱改造技術進行研究，對技改工程存在的問題進行分析，在一定的邊界條件下，分析各種改造技術的優缺點。

1 汽輪機排汽供熱改造技術

1.1 高背壓供熱改造技術

使高背壓改造技術得到成熟應用的是雙背壓雙轉子互換技術，華電國際十里泉電廠5 號機組是雙背壓雙轉子互換高背壓供熱改造的第一臺，華電青島發電公司2 號機組（以下簡稱青島2 號機組）是雙背壓雙轉子互換改造的第一臺300 MW機組。汽輪機是上海汽輪機有限公司生產的亞臨界、一次中間再熱、單軸、雙缸雙排汽、一級調整抽汽凝汽式汽輪機，雙流低壓缸的通流級數為7 級，為了擴大供熱量，機組實施雙背壓雙轉子互換的高背壓改造。機組改造前后的技術規范如表1所示。

表1 華電青島公司2號機組高背壓改造前后的技術規范

1.2 光軸供熱改造技術

華電能源牡丹江第二發電廠6 號機組（以下簡稱牡丹江二廠6 號機組）為蘇制210 MW 汽輪機，型號為K-210-130-1型超高壓、一次中間再熱、三缸兩排汽凝汽式機組。為了提高機組的供熱量，6 號機組實施低壓轉子光軸改造，表2 中給出了機組光軸改造前后的技術規范。

表2 華電牡丹江二廠6號機組光軸改造前后的技術規范

1.3 低壓缸零出力改造技術

華電章丘發電公司3號機組（以下簡稱章丘3號機組）汽輪機型號為C330-16.7/0.5/538/538，型式為亞臨界、單軸、一次中間再熱、雙缸雙排汽、抽汽凝汽式、高中壓合缸。為了提高機組供熱量，進行了低壓缸零出力改造，表3 列出了機組低壓缸零出力改造前后的技術規范。

表3 華電章丘公司3號機組低壓缸零出力改造前后的技術規范

2 汽輪機排汽供熱改造的技術內容和特征

2.1 典型案例供熱改造的技術內容和特征

雙背壓雙轉子互換的高背壓改造、光軸改造、低壓缸零出力改造技術都能大幅度提高機組的供熱能力，但是其技術特征和改造內容存在較大差別，表4列出三種改造技術的技術特征和具體案例實施中的改造內容。

表4 典型汽輪機排汽供熱改造案例的技術特征和改造內容

2.2 典型改造案例的供熱系統連接

2.2.1 高背壓改造機組循環水供熱系統

高背壓改造機組利用低壓缸排汽在凝汽器內對熱網循環水進行加熱，凝汽器作為一級加熱器，利用本機或臨機的采暖抽汽在熱網加熱器對熱網循環水進行二級加熱，實現能量的梯級利用。圖1為青島公司2 號機組高背壓改造后循環水供熱系統。

圖1 高背壓改造機組循環水供熱系統

機組在高背壓供熱工況運行，循環水系統切換至熱網循環泵建立起來的熱網循環水回路，循環水流量由37 000 t/h 降至9 700 t/h，凝汽器背壓由4.90 kPa 升至54 kPa，低壓缸排汽溫度由32.50 ℃升至83.30 ℃。熱網循環水進入凝汽器進行一級加熱，溫度升至80 ℃，然后由熱網循環泵升壓后送入熱網加熱器完成二級加熱，供給用戶，熱網循環水在外部供熱管網冷卻后再回到機組凝汽器，構成一個完整的循環回路。

2.2.2 光軸和低壓缸零出力改造機組供熱系統

進行光軸改造和低壓缸零出力改造的機組利用中壓缸排汽供熱，排汽引至廠內熱網加熱器加熱熱網循環水，機組只能實現一級加熱方式。圖2 為光軸改造和低壓缸零出力改造機組采暖抽汽供熱系統。

圖2 光軸和低壓缸零出力改造機組采暖抽汽供熱系統

章丘3 號機組低壓缸零出力改造后，汽輪機中壓缸排汽引至熱網加熱器，加熱熱網循環水達到用戶需要的溫度100～110 ℃，采暖抽汽冷卻后的疏水由疏水泵送回機組凝結水系統，在5 號低加入口并入主凝結水系統，疏水溫度為70～80 ℃。

3 汽輪機排汽供熱改造后的性能研究及分析

3.1 汽輪機排汽供熱改造后的性能試驗結果

青島2 號機組、牡丹江二廠6 號機組、章丘3 號機組分別實施了高背壓改造、光軸改造、低壓缸零出力改造。機組改造后都進行了性能試驗，由性能試驗得到機組供熱工況下的各項性能指標，表5列出3臺機組改造后的性能試驗結果。

表5 典型機組排汽供熱改造后性能試驗結果

3.2 試驗結果分析

3.2.1 機組發電出力與調峰能力

青島2 號機組高背壓改造后，高背壓純凝工況運行的最大出力為230.43 MW，是改造前額定出力的76.80%；高背壓純凝工況運行的最小試驗負荷為179.60 MW，此時循環水出水溫度達到74.64 ℃。由于機組本身中低壓連通管帶采暖抽汽，且抽汽參數高，在滿足供熱負荷的前提下，可以繼續降低電負荷，循環水加熱不足部分由本機抽汽彌補，對繼續降低機組電負荷和增加本機供熱量都有利，可以把機組電負荷降低到165 MW。因此機組高背壓供熱工況下的調峰能力約為65.40 MW，遠小于改造前的調峰能力135 MW。機組高背壓運行，相同電負荷下的主蒸汽流量大，鍋爐熱負荷高，為提高機組低負荷調度的靈活性，在適當降低供熱參數的情況下，機組電功率可以短時間降低，以滿足低負荷調度的要求。

牡丹江二廠6 號機組改造后，低壓缸不做功，機組試驗的最大出力為150.69 MW，為改造前額定出力的71.76%，主蒸汽流量641.80 t/h 接近額定進汽流量646 t/h；試驗的最小出力為90.64 MW，機組主蒸汽流量434.55 t/h 是額定進汽流量的67.27%。機組改造后的調峰能力約為60 MW，改造前調峰能力按50%THA 出力計算為105 MW，改造后的調峰能力遠小于改造前的調峰能力。但改造后，試驗發電功率90.64 MW 僅為改造前額定功率的43.16%，機組進汽流量為額定進汽量的67.27%，高于鍋爐的最低穩燃負荷，機組電負荷可以進一步降低以滿足低負荷調度的需要。

章丘3 號機組改造后背壓工況運行的最大試驗負荷為210.02 MW，為改造前額定出力的62.69%；最低試驗負荷102.39 MW 時的進汽量532.60 t/h，達到鍋爐額定蒸發量1 025 t/h 的51.69%，稍大于純凝最低穩燃工況下的鍋爐熱負荷，機組背壓工況運行的調峰能力約為108 MW。機組改造前純凝工況運行的最大負荷為335 MW，最低穩燃負荷為165 MW，調峰能力為170 MW。機組改造后背壓工況運行，供熱量增加，調峰能力降低。但到機組低壓缸零出力改造后可以在純凝、抽汽、背壓三種方式下靈活切換，因此在不考慮供熱能力和供熱負荷的條件下，機組實際的調峰區間為102～335 MW，調峰能力為233 MW，調峰能力比改造前的170 MW增大63 MW，同時機組在背壓工況下運行，最低電負荷降低了63 MW，低負荷調度的靈活性提升了。

三種典型汽輪機排汽供熱改造方式中，光軸改造和低壓缸零出力改造后低壓缸不做功，對機組最大出力的影響大于高背壓改造方式，高背壓改造、光軸改造、低壓缸零出力改造后機組額定工況功率比改造前降低23.2%、28.24%、38.31%，降低的幅度跟機組容量和原設計低壓缸做功份額相關。在鍋爐最低穩燃條件下，光軸改造和低壓缸零出力改造機組的最低負荷也低于高背壓改造機組，光軸改造機組67.27%額定進汽流量條件下的出力達到改造前的43.16%，低壓缸零出力改造機組51.96%額定進汽流量條件下的出力達到改造前的30.56%，光軸改造和低壓缸零出力改造，機組最低電負荷降低了，有利于大供熱量機組的低負荷調度。

3.2.2 機組熱耗率與熱化發電率

以上三種典型改造方式分別利用機組的低壓缸、中壓缸排汽供熱，機組背壓排汽供熱方式下的熱耗率應該在3 650 kJ/kWh 上下，但是由于熱耗率計算方法的問題，對于光軸改造和低壓缸零出力改造方式，機組采暖抽汽到廠內熱網加熱器，疏水回到機組凝結水系統，疏水包含的熱量參與機組熱耗率的計算中，同時由于低壓缸仍通入少量的冷卻蒸汽，這部分蒸汽仍有冷源損失，因此計算得到這兩種改造方式的機組熱耗率遠大于3 650 kJ/kWh，由表5 中試驗結果得知，青島2 號機組兩個工況的試驗熱耗率為3 729.96 kJ/kWh、3 762.79 kJ/kWh，試驗也進行了高背壓抽汽工況，223 MW 抽汽量246 t/h工況下的熱耗率為4 070.25 kJ/kWh；牡丹江二廠6 號機組兩個工況的試驗熱耗率為4 222.97 kJ/kWh、5 073.23 kJ/kWh；章丘3號機組兩個背壓工況的試驗熱耗率為4 794.60 kJ/kWh、4 860.40 kJ/kWh。3 臺機組供熱工況下的熱耗率差別較大，說明對不同的供熱改造方式、相同供熱改造方式的不同機組間，難于用機組的熱耗率來分析機組供熱期運行的經濟性。

三種典型改造方式利用在汽輪機缸內做過功的中、低壓缸排汽供熱，供熱蒸汽品質差別較大，按照能量梯級利用的原則，在滿足供熱的前提下，蒸汽參數越低、在汽輪機缸內做功越充分越好，熱化發電率越高。高背壓改造機組的排汽經過低壓缸部分做功，供汽品質低于其他兩種方式，熱化發電率較高。由表5 中數據得知，青島2 號機組兩個高背壓純凝工況的熱化發電率為58.64%、58.52%；牡丹江二廠6號機組兩個試驗工況的熱化發電率為49.37%、43.64%，章丘3 號機組兩個背壓試驗工況的熱化發電率為44.10%、38.10%。同一臺機組，電負荷小的工況，熱耗率高，熱化發電率小。

3.2.3 機組改造后的最大、最小供熱能力

三種典型改造方式，高背壓改造和光軸改造機組屬于背壓機組的范疇，供熱負荷小了，機組沒法運行或降低負荷運行。低壓缸零出力改造機組可以靈活切換運行方式，對最小熱負荷沒有要求，機組往往是為了滿足最大熱負荷要求而進行改造。

青島2 號機組高背壓純凝230.43 MW 工況的最大供熱能力392.95 MW，179.60 MW 工況的供熱量為306.89 MW，利用最小二乘法計算最低負荷165 MW工況下的供熱能力為281.67 MW。牡丹江二廠6號機組最大負荷150 MW 工況的供熱能力為305.25 MW；最低負荷90.64 MW工況下的供熱能力為207.72 MW；章丘3 號機組背壓工況運行最低負荷102.39 MW 下的供熱能力為268.73 MW，背壓工況運行最大負荷210.02 MW 下的供熱能力為476.19 MW。相同容量的機組，光軸改造和低壓缸零出力改造方式的最大供熱能力大于高背壓改造方式。

3.3 改造技術的對比分析

對比以上三種典型排汽供熱改造方式的技術特征、改造內容和機組改造后的性能指標，分析三種改造技術的適用性。高背壓改造技術，對于濕冷機組，目前主要以雙背壓雙轉子互換技術為主，技術難度大，改造工作量大，一年需要揭低壓缸兩次，但由于低壓缸仍具有一定的做功能力，機組熱化發電率高，對機組改造后最大發電出力的影響稍小，完全沒有冷源損失，機組熱耗率低于其他兩種改造方式，但機組改造后的調峰能力降低幅度較大。光軸改造技術，也采用雙轉子互換，一年也需要揭低壓缸兩次，檢修維護工作量大，改造后低壓缸無做功能力，對發電出力影響大，熱化發電率低，而且仍有一定量的冷源損失，機組熱耗率高于高背壓改造的機組，改造后的調峰能力也大幅度降低。低壓缸零出力改造技術使用一根轉子，利用中低壓缸連通管上抽汽蝶閥的開關實現機組純凝、抽凝、背壓三種運行方式的靈活切換，供熱期前后不需要揭低壓缸，改造工作量和檢修維護工作量都小，機組在背壓工況下運行，對發電出力、熱耗率、熱化發電率的影響與光軸改造技術相近，但由于低壓缸零出力改造的機組可以實現三種運行方式的靈活切換，調峰能力強，尤其是低負荷調度的靈活性得到明顯提升。

3.4 機組改造后安全經濟運行的制約因素

由于高背壓改造技術對低壓缸通流部分進行重新設計，應該加強中壓缸和低壓缸排汽參數的監控，防止中壓缸排汽溫度超溫和中壓缸排汽壓力超出制造廠給定的極限值，防止負荷大幅度變動時低壓缸排汽溫度超溫發生鼓風損失。供熱負荷是影響高背壓機組安全經濟運行的決定因素，供熱負荷小，機組不得不降出力運行或加大中低壓缸連通管上的采暖抽汽量，來降低凝汽器熱負荷，對于300 MW 等級機組，要求熱網循環水流量大于10 000 t/h，循環水回水溫度小于55℃為宜，而且在供熱季要晚開早停，熱負荷小的時段，由其他抽凝機組帶熱負荷。

對于光軸改造和低壓缸零出力改造方式的背壓工況，低壓缸內有少量的冷卻蒸汽，凝汽器內凝汽少，凝結水和循環水泵都是小流量運行，應該及時進行循環水泵和凝結水泵運行方式的切換，防止凝結水泵汽蝕，并降低凝結水泵和循環水泵的耗電率。

對于光軸改造和低壓缸零出力改造方式的背壓工況，機組切除低壓缸進汽后，低壓缸運行工況發生較大的變化，應該關注汽輪機各軸承振動、軸向位移和差脹等安全指標，同時因為切除了與低壓缸本體部分相連低壓加熱器的進汽，但凝結水系統仍運行，并有熱網加熱器疏水返回到凝結水系統，應防止疏水不暢和水沖擊現象發生。

對于低壓缸零出力改造方式，由于低壓缸通流部分不變，機組運行過程中，僅通入少量的冷卻蒸汽，為防止這部分蒸汽處于鼓風狀態，在末級、次末級動葉之后裝設四個溫度測點，對末兩級長葉片附近的蒸汽溫度進行監測，防止低壓缸鼓風溫度太高。機組每一個供熱期后檢修時，都應該對低壓轉子末兩級葉片進行檢查，檢查葉片汽蝕狀態，是否存在裂紋等缺陷。

4 結語

青島2 號機組、牡丹江二廠6 號機組、章丘3 號機組分別實施雙背壓雙轉子的高背壓改造、低壓缸光軸改造、低壓缸零出力改造，文中分析了三種典型排汽供熱改造的技術內容和技術特征。由性能試驗得到三臺機組改造后的性能指標，青島2 號機組最大出力230.43 MW，兩個試驗工況的熱耗率為3 729.96 kJ/kWh、3 762.79 kJ/kWh，熱化發電率為58.64%、58.52%；牡丹江二廠6 號機組最大出力150.69 MW，兩個試驗工況的熱耗率為4 222.97 kJ/kWh、5 073.23 kJ/kWh，熱化發電率為49.37%、43.64%；章丘3號機組背壓運行工況的最大出力210.02 MW，兩個試驗工況的熱耗率為4 794.60 kJ/kWh、4 860.40 kJ//kWh，熱化發電率為44.10%、38.10%。光軸改造和低壓缸零出力改造機組的背壓工況，對發電出力的影響大于高背壓改造，機組熱耗率高于高背壓改造的機組，熱化發電率小于高背壓改造的機組。

三種典型排汽供熱改造方式，機組改造后供熱能力增大了，青島2號機組最大供熱能力392.95 MW，牡丹江二廠6號機組最大供熱能力為302.48 MW，章丘3號機組最大供熱能力為476.19 MW。相同容量的機組，光軸改造和低壓缸零出力改造的機組最大供熱量大于高背壓改造方式。但機組最大發電出力降低，導致高背壓改造和光軸改造的機組調峰能力降低，青島2 號機組調峰能力約為65.4 MW，牡丹江二廠6 號機組調峰能力約為60 MW，都小于機組改造前的調峰能力。低壓缸零出力改造機組能夠靈活切換運行方式，機組背壓工況下的最小出力低于純凝運行方式，因此機組改造后的調峰能力大幅度提升，章丘3 號機組實際的調峰區間為102～335 MW，調峰能力為233 MW。三種典型改造方式，低壓缸做功量減少或不做功，在鍋爐最低穩燃條件下，機組發電出力比改造前純凝工況降低，在短時降低供熱品質的前提下，機組低負荷調度的靈活性提升了。