试论200MW机组汽轮机低压转子光轴供热改造

田晓龙　张雷　卜心明

摘 要：近年来，国内发电装机容量不断扩大，与经济结构转型、用电量逐步下滑的矛盾日益突出，发电企业，尤其是火力发电企业的机组利用小时数下降，经营状况举步维艰。在这种情况下，火力发电厂寻求多元化发展，拓展业务范围，增加企业效益显得尤为重要。本文通过成功案例着重论述了地处供热区域的火力发电厂进行供热改造的必要性和可行性。

关键词：汽轮机；光轴；供热改造

【中图分类号】G 【文献标识码】B 【文章编号】1008-1216（2016）10C-0091-02

一、项目背景

海拉尔热电厂地处内蒙古东北部呼伦贝尔市海拉尔区，海拉尔区是呼伦贝尔市的政治、经济、文化中心，属寒温带大陆性气候，年平均气温-2℃，冬季严寒漫长，地面积雪时间长。两台200MW抽凝供热机组，设计最大供热能力为650万平方米，投产初期能够满足原有供热负荷及新增供热负荷，随着环保标准的不断提高，要求拆除小采暖锅炉，采用区域集中供热，这时扩建的两台200MW机组已经不能满足供热的要求，供热期约有40%的冷源损失，机组平均供电煤耗在280g/kwh左右，经济性不高，企业经营效益一般，从而使200MW机组供热改造成为必然。海拉尔热电厂1、2号200MW汽轮机是由哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的超高压、一次中间再热、单轴、三缸、双排汽、抽汽凝汽式汽轮机，型号为C162/N205-12.75/535/535，采用一台100%容量的汽动给水泵，一台50%容量的电动给水泵备用。

二、改造技术方案

经考察国内200MW机组光轴改造情况，结合本厂实际情况，经反复论证，确定了解列汽轮机低压缸，采用光轴的改造方案，改造后，中压缸排汽全部引入热网加热器，只有汽动给水泵汽轮机约20t/h排汽进入凝汽器，汽轮机冷源损失几乎为零，提高了机组供热运行的经济性，同时提高了机组的供热能力，满足了日益增长的供热负荷需求。

在采暖季前将汽轮机原低压转子更换为光轴转子，彻底解列低压缸运行，即中压缸排汽全部进入热网加热器，热网循环水系统不做较大的改变。采用一根光轴直接连接中压转子和发电机转子。结束供热后，将低压光轴转子更换为纯凝转子，即完全恢复至纯凝机组原设计状态。

（一）主要设备的选择

1.汽轮机。

（1）中低压联通管改造。将原联通管“蝶阀段”更换成“闷断段”并在其前加疏水。“闷断段”与“蝶阀段”可以更换。通过“闷断段”引出的采暖蒸汽与原汽缸底部的采暖蒸汽在热网首站附近合并为一根管道，进入热网加热器。

（2）低压光轴。因低压缸不做功，原低压转子要改为仅作为低压转子与发电机转子相连，传递扭矩的光轴及其联轴节。

（3）低压缸内部结构形式。

（4）低压隔板套及隔板拆出。

（5）低压两端汽封保留。

2.热网加热器和热网疏水泵。

系统配置4台管式热网加热器，均布置在热网首站的10m层，热网加热蒸汽量额定采暖工况采暖抽汽流量280t/h，最大采暖工况采暖抽汽流量375t/h。改造后采暖抽汽流量将达到460t/h，考虑到原有热网加热器的裕量，在原有热网加热器满负荷运行的情况下，多余的加热蒸汽量仍无法消耗，因此需增设1台热网加热器。

热网首站目前配有6台热网疏水泵，单台水泵流量200t/h，单台水泵扬程1.35MPa。改造后疏水量增大，因此本工程改造2台热网疏水泵，改造后流量270 t/h，扬程1.35MPa，改造后与原泵并联运行。

（二）主要工艺系统的拟定

1.凝结水系统。

给水回热系统中切除原JD1、JD2，如采用汽动给水泵系统，汽动给水泵小机排汽和补水进入凝汽器，经过CF后进入JD。如采用电动给水泵系统，建议将凝汽器停用。

2.汽封系统。

高中压汽封系统与原汽封系统相同，如采用汽泵系统，则汽封系统正常按原系统运行；如采用电泵系统，则可将低压汽封系统切除。

3.疏水系统。

如采用电泵系统，凝汽器停用，则机组疏水需接至临机的疏水扩容器，如采用汽泵系统，凝汽器低负荷运行，疏水系统按原机组运行。两种方式对比，后者经济性较好，因此，改造后选择汽泵运行方式。

（三）涉及的改造部件

1.中低压联通管，需增设抽汽管道用于供热，抽汽管道需加设快关调节阀、逆止阀及安全阀。蒸汽从中压缸做功后直接去热网供热用户，原去低压缸联通管拆除，原接至热网加热器的管道保留，由于供热抽汽量增加，新设计供热接管，供热管道上加设逆止阀、快关调节阀及安全阀。

2.低压光轴转子，低压光轴不做功，仅传递扭矩，通过联轴器与发电机相联。设计要求如下：

A.低压“光轴”转子设计满足正常运行及短路扭矩等条件下的强度。

B.转子重量与原转子接近，以保证各轴承载荷接近原机组水平，油温等参数满足机组安全运行要求。

C.由于原机组低压各级为对称结构，低压缸推力为零，改造后机组推力与原机组完全相同。

D.改造后机组的临界转速避开率>15%，满足机组安全运行要求。

E.改造后光轴转子与原转子挠度接近，轴系扬度变化较小，满足安装要求。

3.双转子互换问题。

全年采用两种运行模式，进入采暖期将“转子”换成“光轴”，采暖期结束将“光轴”换成“转子”，互换的“光轴”与“转子”两端的半联轴器，无论在对中心还是两半联轴器螺栓孔的精度等方面都要做到完全一致，达到“光轴”与“转子”简便精准互换。考虑到液压螺栓的优点，低压转子与发电机转子联轴器螺栓使用液压螺栓。

4.增加冷却蒸汽管道及减温减压装置。

（1）凝汽器有关系统

由于给水采用100%汽动给水泵，改造后冷凝器需正常运行，需增加凝汽器循环水系统，循环水通过2台机组的循环水连通管引自临机的循环水系统，不新增系统。

另外，为了防止低压缸鼓风发热，增设低压缸蒸汽冷却系统，需要5t/h（60～90℃）的蒸汽通入低压缸进行冷却。

（2）热网加热蒸汽系统

改造后将原联通管“蝶阀段”更换成“闷断段”，通过“闷断段”引出的采暖蒸汽与原汽缸底部的采暖蒸汽在热网首站附近合并为一根管道，进入热网加热器。

（3）热网加热疏水系统

经初步核算，改造后疏水管道系统仍满足改造后疏水量增加的要求，故不做改动。

三、工程项目总结评价

（一）运行情况

改造后汽轮机的运行分为非采暖期和采暖期工况运行两种方式。在非采暖期机组纯凝工况运行，为中压调节阀参与调整、低压缸参与运行方式；在采暖期机组按光轴工况运行，为中压调节阀参与调整、中压缸排汽供采暖、低压缸不进汽，低压转子更换为低压光轴的光轴运行方式。

#1机组汽轮机改造后一次启动成功，光轴方式下运行时，机组运行稳定，轴瓦振动值优良，机组所带电负荷能力达到设计最大电负荷153MW。改造后的凝结水系统、热网抽汽、疏水系统、抽真空系统运行正常，冷源损失全部回收利用。

（二）经济技术指标

1.主要技术指标。

（1）设计指标。改造后设计额定功率：140382.9kW；高压缸效率82.43%、中压缸效率89.89%；主汽流量：610t/h、汽耗4.345kg/kW·h。

最大功率：153609.7KW、主汽流量：670t/h、汽耗4.362kg/kW·h。

（2）实际运行指标。额定功率：140382.9kW，高压缸效率82.637%、中压缸效率90.08%；主汽流量：576t/h、汽耗4.148kg/kW·h。最大功率：153609.7kW、主汽流量：620t/h、汽耗4.128kg/kW·h。

2.主要经济指标。

通过改造机组冷源损失全部回收利用，主要损失仅为锅炉燃烧效率和管道散热损失，机组供热能力大幅提高，改造前1号机供热能力为225MW，改造后达330 MW，增加105 MW（约为378GJ），供热面积可增加约150万m2。

机组总热效率大幅提高，达到89%以上，远高于单纯的抽汽供热机组，发电热耗率仅为3700 kJ/（kW·h）左右，生产供电煤耗降到170 g/kW·h。

项目实际投资约1400万元，每年可增加热费收入约3750万元，每年发电节约标煤约2.88万吨，节省发电成本约890万元，每年增加更换转子费用约120万元，转子互换少发电量约4200万元，减少电费收益约750万元。

（三）项目推广应用价值

采用“光轴纯凝切换技术”实施光轴改造，首创光轴、纯凝机组逻辑控制切换技术；利用“蒸汽压力匹配”技术确保供热抽汽改造的安全性、经济性；利用“中压调节阀参调”技术确保中排至热网抽汽扩容改造的安全性、经济性；通过光轴改造后汽轮机本体通流、转子临界转速及回热系统校核，确保光轴机改造的安全性、经济性；该项目为全国首例200MW配置汽动给水泵实行光轴代替转子项目。

改造需要重视的关键技术：

一是采暖季与非采暖季转子互换便利性，需提高铰孔精度，解决好两套转子联轴器的通用性问题；

二是适当提高热网换热系统的出力，降低发电煤耗，最大限度提高机组的整体经济性；

三是精确核算系统平衡和膨胀及推力，以保证机组运行的稳定性；

四是通过优化设计和试验，考虑取消冷却蒸汽系统，进一步提高机组运行的经济性。

该改造项目的技术方案可在其他热电联产机组进行推广应用，改造后均可形成良好的热电联产效益，具有极好的示范作用。为大规模供热“光轴纯凝切换技术”及火电供热机组运行优化技术研究和应用进行了有效探索，能够有力推进供热机组深度节能，缓解当前火电机组电量下滑、经济效益下降的状况，具有市场应用前景。

参考文献：

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[4]闫森，王伟芳，蒋浦宁.300MW汽轮机供热改造双低压转子互换技术应用[J].热力透平，2015，（1）.