0 引言

随着宏观经济及工业生产的波动，我国部分地区出现电力供给相对过剩、用电需求量增长缓慢、发电设备利用小时数持续下降的情况^[1]。现有条件下，供热机组还不能实现热电解耦，在发电、供热和居民热负荷之间存在矛盾，供热机组往往达不到设计供热能力。目前，热电联产机组典型供热模式主要有高中压缸连通管开孔抽汽供热^[2-3]、汽轮机高背压改造^[4]、低压缸光轴改造^[5]、低压缸零出力(切缸)改造^[6-11]等。如何避免机组因煤耗高而面临被淘汰的风险，最大限度发挥其供热能力，同时降低供电煤耗，是小容量、高能耗热电联产机组的重要出路。

机组在低压缸零出力(包括切缸和光轴)时只有少量蒸汽进入低压缸进行冷却，其余蒸汽进入热网系统，以提高机组供热抽汽能力。同时冷源损失几乎为零，可大幅度降低机组的能耗水平，提高机组的经济性。本文以某电厂135 MW循环流化床抽凝式供热机组为例，介绍了其低压缸零出力(切缸)改造措施及效果，为同类型机组改造提供借鉴。

1 机组概况

某电厂汽轮机组为哈尔滨汽轮机厂生产的135 MW、CC110/N135-13.24/0.98/0.34/535/535型超高压、双抽凝汽式、一次中间再热汽轮机，设计参数见表 1。采暖抽汽为五段抽汽，取自中压缸排汽，额定抽汽温度为241 ℃，额定压力为0.34 MPa。单台机组额定采暖抽汽量为80 t/h，最大采暖抽汽量为120 t/h。2台机组共配有3台热网加热器，单台热网加热器换热面积为632 m²，额定进汽量为82.2 t/h，额定进水量为850 t/h；配有3台热网疏水泵，疏水泵均配置变频电动机。正常条件下热网疏水泵2运1备，单台泵设计流量135 m³/h、设计扬程145 m。热网首站配有3台热网循环水泵，3台泵均配置800 kW变频驱动电动机，单台泵流量1375 t/h、扬程143 m^[3]。机组设计采暖供热能力约400万m²。

该机组供电煤耗高(2017年平均供电煤耗362.66 g/kWh)，面临被关停的风险。同时，省电网装机容量严重过剩造成采暖期供电负荷受限，机组无法达到设计供热能力。因此，必须对机组进行供热提效改造^[2]。

2 2种改造方案对比

光轴改造技术是在去末级叶片方案的基础上发展起来的，在供热前将低压纯凝转子更换为光轴转子，解列低压缸，光轴转子仅起到连接高中压转子和发电机转子、传递力矩的作用。供暖结束后，再将低压光轴转子更换为纯凝转子，机组恢复纯凝运行方式。低压缸零出力(切缸)改造方案是在低压缸高真空运行条件下，将高压缸排汽至低压缸管道，通过完全密封的液压蝶阀进行切除，同时从中压缸排汽管道引出少量蒸汽进入低压缸，作为转子冷却蒸汽，带走低压转子转动产生的鼓风热量。两种方案均可以提高机组供热能力、增加机组供热量，适用于城市供热电厂供热机组增容改造。2种方案对比如下。

2.1 经济性

按2种方案改造后机组均为背压机组，中压缸排汽直接进入热网加热器，只有微量蒸汽进入凝汽器，冷源损失非常少。2种改造方案的热经济性基本相同，差别在于提升供热机组灵活性的低压缸零出力(切缸)改造较光轴改造所需的冷却蒸汽多。综合考虑改造费用，低压缸零出力(切缸)改造方案的投资较光轴供热改造低约500万元。

2.2 可靠性

光轴改造后，机组运行期间低压缸不存在安全隐患。但在供热初期和供热末期需更换2次转子，更换时需进行低压缸揭缸和转子找中心操作，存在潜在风险。

机组进行零出力(切缸)改造后，随着进入低压缸的蒸汽流量大幅减少，实际运行工况与设计工况产生偏差，严重影响设备的安全稳定运行。为保证机组低压缸零出力运行的安全性，需利用计算流体动力学方法对低压缸末两级叶片在小容积流量条件下的安全性进行校核；采用低压缸喷水减温方式，带走鼓风摩擦产生的热量；对低压缸末级叶片进行金属耐磨层喷涂处理等^[12-13]。

2.3 灵活性

光轴改造后，机组电负荷需与供热负荷始终保持同步，机组运行灵活性受限。采用低压缸零出力(切缸)供热改造可在正常抽汽供热与低压缸零出力两种运行方式之间切换，提高了机组运行的灵活性。

综合比较2种方案的技术特点、投资费用和检修工作量，选用了低压缸零出力改造方案。

3 低压缸零出力(切缸)改造 3.1 汽轮机本体改造 3.1.1 中低压连通管及供热蝶阀改造

低压缸零出力供热改造后，在切缸运行方式下，机组供热量增加，最大抽汽流量达到232 t/h，超出原供热管道设计流量，因此更换了中低压连通管，在中低压连通管供热蝶阀前打孔引出一路新的供热抽汽管道，并加装逆止阀、快关调节阀及安全阀。根据低压缸零出力技术运行需求，将不能完全密封的供热蝶阀更换为可完全密封的液压蝶阀。

3.1.2 供热管道加装调节阀及测点

低压缸切缸运行后，供热蝶阀完全关闭，低压缸末级叶片无冷却蒸汽，由于鼓风摩擦，末级叶片温度升高，影响机组的安全运行。因此，在中压缸排汽管道供热蝶阀前引出少量蒸汽，以冷却低压缸末级叶片，并在管路上加装调节阀和流量孔板及相应蒸汽温度、压力、流量测点。

3.2 汽轮机辅助设备及热网系统改造 3.2.1 低压缸喷水减温系统改造

将低压缸全开全关型喷水减温阀更换为调节阀，为便于调节和监视切除低压缸运行时低压缸喷水减温流量，增加了流量测点。

3.2.2 热网循环水泵改造

机组原有3台电动循环泵，将其中2台改造为额定流量为3250 t/h的汽动循环水泵，另外1台电动循环水泵备用。

3.2.3 凝结水泵改造

机组配置了2台100%容量工频凝结水泵，正常条件下1运1备。在机组低压缸零出力运行时，凝结水流量过低，若保持当前凝结水泵工频运行，将提高机组厂用电率。因此将1台凝结水泵电动机改为变频器调节驱动，运行时开启凝结水泵再循环，由凝结水泵变频器调节凝结水流量。

4 改造效果

机组改造后，由于鼓风摩擦影响，需引入15 t/h的冷却蒸汽对低压缸冷却。改造前后的采暖抽汽流量、发电热耗和发电煤耗如表 1所示。

改造后，锅炉在100%、75%、50%额定出力下，对外供热量分别提升了约76.0 MW、76.6 MW、72.2 MW，发电煤耗分别降低约84.7 g/kWh、106.5 g/ kWh、147.1 g/kWh。

机组供热负荷增加值若以76 MW计算，则年增加对外供热量约为787 TJ，折算为标煤30.4 kt，据此计算1个供热季增加供热量收益约1486.2万元。

5 结束语

此次135 MW机组供热系统改造，有效降低了低压缸冷却蒸汽消耗量，提高了机组运行灵活性，大大改善了对外供热能力。项目的成功实施为其他小容量机组供热改造提供了经验。