200MW三缸三排汽汽轮机低压缸“零功率”运行抽汽供热
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中国设备
工程
Engineer ing hina C P l ant
中国设备工程  2018.08 （下）华电能源股份公司富拉尔基发电厂现有六台200 MW 燃煤机组，总装机容量1200MW。三大主机均为哈尔滨三大动力厂20世纪80年代产品，其中汽轮机为冲动式三缸三排汽凝汽式汽轮机。六台机组分别于1982年~1989年投产。目前富发电厂已在2016年完成对厂内#4、#5、#6机组的供热改造（其中#4机组光轴抽汽改造，#5、#6机组打孔抽汽改造）。改造后，富发电厂与富热电厂组成双热源联合对富拉尔基区供热，富发电厂承担富拉尔基区供热面积约200万m 2，并为富热电厂提供400万m 2热负荷的备用热源。本项目是在富拉尔基区供热工程的基础上进行的改造，本次改造拟将对富发电厂#1机组进行光轴抽汽供热改造，对#2、#3号机组进行背压机升级改造，对已改的#5、#6打孔抽汽机组进行切缸供热改造。本项目投产后富发电厂将实现对齐齐哈尔市中心城区供热，其承担的供热面积为2000万m 2
。综上所述，本项目投产后富发电厂总承担的供热面积为2200万m 2。
1 低压缸“零功率”运行技术分析
功率改造是近年新开发的机组供热改造技术，一次性对机组低压缸叶片及中低压缸连通管（包含阀门）及进行改造。冬季供暖时，通过关闭蝶阀切断通往#2、#3低压缸蒸汽，直接从连通管抽出去供热，对低压缸仅通入约10t/h 的冷却蒸汽；夏季，蝶阀开启，恢复至纯凝机组状态灵活性较高，在国外已有成功运行案例。在第1点优化方案的基础上，将#5、#6机组由光轴改造优化为切缸改造（#1机组同时改为切缸作为供热备用），可减少每年2次的机组低压缸换轴工作，同时可在冬季更好的调节机组灵活性以适应电网/热网的调峰需求。切缸机组#1低压缸流量还有150t/h 左右，形成
可观的冷源损失，但对于目前以及近3年供热负荷的需求，暂时不需要回收此部分冷源损失。若日后供热负荷增加，可考虑回收此部分冷源损失。富拉尔基发电厂#5、#6号汽轮机组，是哈尔滨汽轮机厂有限责任生产的三缸三排汽200MW 超高压一次再热机组。根据业主要求，要对机组进行切缸改造，改造方案如下。
（1）利用旧转子进行改造，拆除低压正、反向末级叶轮和动叶片，安装新的低压正、反向末级叶轮，同时采用哈汽公司新型加强版600mm 末叶片。
（2）增加低压末级、次末级测温元件和叶片振动在线监测系统。
（3）连通管使用波纹膨胀节式连通管(曲管压力平衡室)，加装蝶阀、适当抬高连通管标高，并进行打孔抽汽。
（4）对控制系统进行相应的优化。
（5）极小流量运行工况，2号低压加热器停用，与1号低加的8抽管道需进行相关预防改造。
（6）增加低压缸冷却系统，由于#2、#3低压缸中的转子空转会产生一部分鼓风热量，运行中需通入冷却蒸汽（10t/h），疏水引入凝汽器中。
（7）原机低压缸喷水为三路，其中一路对中压侧低压排汽缸进行冷却。改造后，对中压侧低压排汽缸的喷水与低压部分排汽缸的两路喷水分开，以满足对2号低压排汽缸超温喷水需要。
本次机组改造方案进行优化后，拟采用技术成熟的全背压升级技术和光轴抽汽技术，以及切缸技术的组合方案对机组供热改造。光轴抽汽方案是将机组的2#低压缸内的双分流的全部通流拆除，更换成光轴，并改造连通管，成为供热机组。富发厂2016年供热改造工程#4号机组采用光抽抽汽模式，现已在建设中。切缸改造更换末级叶轮级动叶片，转子返厂，将原末级叶轮和末级叶片进行拆除，对低压转子进行检测，安装新的
200MW 三缸三排汽汽轮机
低压缸“零功率”运行抽汽供热
奚守谱
（华电能源股份有限公司富拉尔基发电厂，黑龙江 齐齐哈尔 161041）
摘要：热电厂供热一直难以摆脱“以热定电”的处境，近年来，随着机组深度调峰技术、蓄能装置技术、汽轮机低压缸光轴改造技术、汽轮机低压缸切缸技术等的发展，使得在不改变机组现有容量下，实现深度调峰和适应大面积供热的有效平衡。本文对低压缸“零功率”抽汽运行的两种技术模式进行分析。
关键词：零功率；光轴；深度调峰
中图分类号：TM621.3   文献标识码：A   文章编号：1671-0711（2018）08（下）-0125-02
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研究与探索Research and Exploration ·工艺与技术
中国设备工程  2018.08 (下)
末级叶轮。该改造技术可减少每年2次的机组低压缸换轴工作。
2 低压缸“零功率”运行经济性分析
机组改造后，在采暖期富拉尔基发电厂可以根据室外温度逐步调节机组投入台数及各台机组抽汽量，由于背压机组只能遵循以热定电的原则运行，因此供热时应该优先运行背压机组。2017年富拉尔基发电厂总供热面积1265万m 2（其中富拉尔基区供热面积185万m 2，齐市供热面积1080万m 2），最大热负荷为714.7MW，在采暖期最大热负荷时富拉尔基发电厂运行2台背压供热机组与1台切缸供热，即可满足总热负荷需求。2017年，背压机组所需的平均抽汽量约为315t/h，切缸机组所需的平均抽汽量约为163 t/h；2018年后富拉尔基发电厂总供热面积1800万m 2
（其中富拉尔基区供热面积200万m 2
，齐市供热面积1600万m 2），最大热负荷为1017MW，在采暖期最大热负荷时富拉尔基发电厂运行2台背压机组与2台切缸机组可满足总热负荷需求。2018年，背压机组所需的平均抽汽量约为416t/h；单台切缸机组的平均抽汽量约为146t/h；2019年后富拉尔基发电厂总供热面积2200万m 2（其中富拉尔基区供热面积200万m 2，齐市供热面积2000万m 2
哈尔滨供暖时间），最大热负荷为1243MW，在采暖期最大热负荷时富拉尔基发电厂运行2台背压机组+2台切缸+1台光轴可满足总热负荷需求。2019年及以后，背压机组所需的平均抽汽量约为430t/h；单台切缸机组的平均抽汽量约为150t/h。另外，当事故状态富拉尔基发电厂需为富拉尔基热电厂提供400万m 2热负荷
的备用热源时，可其余机组中的部分供热蒸汽切换至富拉尔基区供热工程的热网首站为富拉尔基区供热。根据热负荷时间曲线，2019年后富拉尔基发电厂最大设计热负荷为1243MW，采暖小时数为4344h，经计算可得出富拉尔基发电厂总供热量1278.85万GJ。采暖期2台背压机组+2台切缸机组+1台光轴供热，采暖期背压机的抽汽量为430/h，单台切缸机组的平均抽汽量为150/h，根据机组平均工况热平衡图计算机组发电煤耗率等经济指标。本工程改造后，#2、#3号背压机组只在供热季以热定电的方式运行，非供暖季停止运行。#1、#5、#6机组供电量以每年每台机组纯凝额定功率运行3800h 计算，#1、#4、#5、#6机组每年总计发电量30.4亿kWh。本项目改造后年供热量增加1162.59万GJ，全厂机组年均供电标准煤耗率下降60.13g/kWh。改造后在年发电量41.40亿kWh 的情况下，全厂机组年发电节约标煤量22.37万吨，经济效益非常可观。通过本次供热改造，原本纯凝或者打孔运行方式的机组改为热电联产的运行方式。
3 低压缸“零功率”运行风险分析
3.1 机组切缸改造运行风险分析
（1）2号低压末级叶片可能出现颤振。更换了空冷200MW 机组上使用的600mm 叶片，该叶片自带围带，凸台拉筋，阻尼特性好，不易产生颤振或遇到小流量引起遇到某一阶共振频率，由于阻尼大，振幅小。该型式的叶片动应力小，极大地保证了小流量工况的安全性。
（2）2号低压缸排汽缸超温。在极小流量运行时，末级叶片排汽温度可能高于200℃，可能引起低压轴承标高发生变化引起振动，为此，在本次改造中，对低压缸喷水系统进行改造，分别控制1号和2号低压缸的喷水。运行时，尽可能地降低运行背压，从而降低排汽温度。另外，由于小流量运行时排汽缸温度高于以往凝汽式运行时的温度，低压缸周围应设立警示带，防止人员直接接触低压外缸。
（3）8段抽汽回流的风险。与1号低加相连的8段抽汽，分别来自1号低压缸和2号低压缸两侧，在极小冷却流量运行时，由于2号低压缸压力低，接近真空，1号低压缸上的8抽可能通过连接母管进入2低压缸，从而把管道中的给水带入缸内。在改造设计中，应检查现有管道上的疏水设计是否完善，并建议在2号低压缸上的8抽加装电动截止阀。
3.2 极限事故时供热保障率风险分析
根据汽轮机组的额定抽汽量，可测算项目的额定供热能力。34型光轴抽汽机组额定抽汽量为310t/h，单台机组的额定供热能力为207MW；34型背压机组额定抽汽量为473 t/h，单台机组的额定供热能力为317 MW；55型光轴机组额定抽汽量为300t/h，单台机组的额定供热能力为200MW；55型切缸抽汽机组额定抽汽量为310t/h，单台机组的额定供热能力为207MW。经计算本项目改造后，富拉尔基发电厂6台供热机组总供热能力为1455MW，供热面积可达2575万m 2。当2台切缸机组同时出现故障导致停机时，其余机组供热能力为1041MW，供热面积可达1842万m 2，供热保障率为83.7%，根据热电联
产技术规定和城镇供热管网设计规范，主热源故障时，备用热源应可满足70％的供热需要。满足规范要求。
4 结语
切缸供热方案并没有成熟应用案例，其运行稳定性和安全性还有待于时间的检验，出于对供热安全性的考虑，只能在部分机组进行试运行。本文主要就汽轮机低压缸“零功率”运行的技术浅析、经济性、风险性进行了分析。参考文献：
[1]哈尔滨汽轮机厂.N200-130/535/535，汽轮机运行规程[S].

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