光轴技术在300MW 抽凝式汽轮机组供热改造中的应用探索

付亚州

（华电能源股份有限公司佳木斯热电厂，黑龙江 佳木斯 154005）

近年来，随着我国的经济发展，城市供热面积不断扩大，原有热电联产机组已越来越不能满足供热的需要，但新建热电联产机组成本过大，且目前我国的装机容量已明显过剩，因此，应优先考虑在原有热电联产机组上进行供热改造。

光轴技术是一种新型的供热改造技术，利用该技术能够缓解热电厂的热电矛盾，深度降低机组发电功率，同时，释放热电厂潜在的供热能力。本文以某电厂1 号机组汽轮机光轴技术改造进行详细阐述。

1 光轴技术改造过程

1.1 本体改造措施

某热电厂1 号300MW 机组是哈汽厂制造的亚临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、供热凝汽式汽轮机，其型号为C250/N300-16.67/537/537/0.49 型，发电机型号为QFSN-300-2。

新设计一根低压光轴转子，只起到将高中压转子和发电机转子连接传递扭矩的作用。取消低压2×6 级通流，去掉纯凝低压转子、全部隔板和隔板套。机组在供热运行期间，在低压缸隔板或隔板套槽内安装新设计的保护部套，以防止低压隔板槽档在供热运行时变形、锈蚀。为保证原低压转子与新设计低压光轴转子的互换性，在振动特性上应尽可能与原低压转子相近，改造前，原低压光轴转子的一阶临界转速为1668r/min，二阶临界转速为3580r/min。经核算，改造后，低压光轴转子的一阶临界转速为1770r/min，二阶临界转速为3690r/min。中-低联轴器和低-发联轴器均采用液压螺栓结构。

改造后，新旧转子对比图1 和图2 所示。

图1 原低压转子示意图

图2 新设计光轴低压转子示意图

改造后，机组供热期和非供热期运行方式不一样，每年在季节交换时机组需停机，进行低压缸揭缸，更换低压转子、低压隔板和隔板套等设备部件。在冬季供热期，应将换下的原低压冷凝转子、低压隔板和隔板套等设备部件进行维护保养，便于夏季重新安装后直接恢复纯凝汽工况运行。

1.2 辅助改造措施

首先，去掉原中低压联通管和调节蝶阀。由于原机组是抽汽供热机组，在中压缸下部有供热抽汽口，并且抽汽管口径足够，不用另外增加抽汽口，所以，仅将中压缸上部排汽口用法兰堵板堵上。

然后，汽轮机在供热期运行时，低压部分不再进汽，但低压光轴仍与发电机连接转动，在低压缸内会产生鼓风现象，如低压缸温升过高，会引起整个低压部分膨胀及标高发生变化，给机组运行带来安全影响，在无冷却蒸汽通入低压缸情况下，需解决鼓风现象对汽轮机造成的影响。具体方案如下：

（1）机组启动时严格控制机组差胀。（2）由于给水泵汽轮机仍保持凝汽运行，凝汽器仍需保持真空状态，凝汽器循环水系统小流量运行，保持凝汽器、主冷油器、磨煤机润滑油冷油器冷却用水。在真空状态下，低压光轴鼓风作用就较小，产生的热量也就很小。（3）监测低压缸缸温，如缸温升高，可开启低压缸喷水装置，保障机组运行安全。其次，本次改造后，机组启动时，中压缸排汽流量减小，压力低于大气压，此时，需建立中压缸真空排汽，防止中压缸出现闷气现象。可采用两种方式建立中压缸排汽真空，一是增设一路供热蒸汽旁路系统，将中压缸启机排汽通入凝汽器；二是增设热网加热器抽真空系统，在每个热网加热器上增加一路至凝汽器汽侧空间的抽真空管路，在机组启机前，使热网蒸汽系统维持负压。再次，改造后机组低压缸各回热抽汽无抽汽，即6#、7#、8#低加停用，保留5#低加，凝汽器凝结水经5#低加进入除氧器。低压缸的汽封管路不变。供热蒸汽疏水系统不进行改造。最后，对调节系统进行适当调整改造，使机组能完成排汽压力调节功能。机组运行方式可按照热定电方式运行。根据热负荷的变化引起排汽压力的变化来控制主汽调节阀调整机组进汽量，并将DEH 系统根据背压机运行重新组态。

1.3 对中压叶片的影响

原机组为中压缸后部抽汽供热的抽汽式机组，改造后中压排汽压力保持与抽汽压力一致，改造后中压缸排汽压力仍为0.49MPa，运行时，供热排汽压力变化范围保持与抽汽运行一致，机组轴向推力基本保持不变。所以，改造后中压末级叶片抽汽运行安全。

改造后，中压缸末级叶片强度校核数据如表1、表2。

表1 改造前中压末级强度校核表

表2 改造后中压缸中压缸末级叶片强度校核表

1#机组改为光轴抽汽供热机组后，考虑到供热改造后机组安全性，可采用两种方法：其一，是在供热抽汽管路配置压力调节阀；其二，是光轴机组与抽凝机组采用蒸汽大母管式并联运行，依靠抽凝机组维持供热抽汽压力的稳定。两种办法的控制策略设计原则均是要保证光轴机组偏离额定工况运行时满足对外供热抽汽流量的需求，又要保证中压缸末级叶片压力满足主汽流量对应最低压力的要求，确保中压缸末级压差为安全运行范围，避免中压缸末级叶片超负荷。为保证中压末级叶片安全，供汽管路配有压力调节阀，保证机组运行时，中压排汽压力在安全范围内。调节阀的控制策略，按照以下中压末级保护曲线运行，使中排压力随进汽量的变化控制在压力上限和下限曲线内。

因此，在控制策略上引入中压缸末级保护曲线，按中压缸末级叶片强度提供的数据，各工况对应不同进汽量下的最低中排压力绘制中排末级叶片保护曲线，在机组供热运行时，供热抽汽压力控制必须满足该保护曲线。抽汽工况下，中压末级保护曲线如图3-4。

3 光轴技术改造后供热能力和经济性分析

本次改造后，在额定工况下，能够保证1#机组改造后的额定抽汽量约为596.2t/h。目前，某热电厂通过对1#机组锅炉进行过改造，成功使1#机组锅炉的最小稳燃蒸汽量降低到280t/h，此工况下最大抽汽量约为210t/h。1#机组供热改造后，汽轮机主要技术参数如表3 所示。

根据机组的抽汽量，测算机组的供热能力。在额定工况下，1#机组光轴抽汽时，机组最大采暖抽汽量为596.2t/h，热网疏水温度为95℃时，1#机组的额定工况下的最大供热能力为428MW，供热面积可达778 万m2。而在相同条件下，1#机组改造之前，最大采暖抽汽量为520t/h，热网疏水温度为95℃时，额定工况下的最大供热能力为366MW，供热面积为665 万m2。整体供热能力提升了约15%。

图1 -2 中压缸排汽压力控制曲线

表3 佳木斯热电厂1#汽轮机组改造后的主要技术参数表

本次改造后，1#机组运行指标如表4。从表4 中可以看出，通过本次供热改造，原本1#机组抽凝的运行方式改为近似背压机的运行方式。由于利用机组的中间级抽汽供热，从而减少了机组的冷源损失，汽轮机的热耗率减少，机组的发电煤耗率下降，使得1#机组的热经济性得到了明显提高，从而使得电厂的热经济性得到了一定程度的提高。

改造后，某热电厂形成了1 台光轴机组、1 台抽凝式机组、热泵系统与热水锅炉共同供热的格局。

本次改造后，提高了能源利用效率，降低了生产运营成本，根据某电厂厂用电率5.16%进行测算，改造前1#号机组冬季额定发电煤耗率为209.6g/kWh，供电煤耗率为改造后平均供电煤耗为221.00g/kWh，1#号机组冬季额定发电煤耗率为158.02g/kWh，供电煤耗率为改造后平均供电煤耗为166.62g/kWh，发电煤耗率下降51.58g/kWh，供电煤耗率下降54.39g/kWh。

改造后，全厂全年降低煤耗为4.83g/kWh，年供电节约标煤量1.17×104t。

4 光轴技术改造后适应性分析

某热电厂建厂较早，近年通过不断的改造扩建，形成了大型热电联产机组、热泵系统、热水炉等多热源联合供热的模式。本次改造后，1#机组成为光轴供热机组，在运行特性、经济性与安全性方面与未改造的相同型号的2#机组产生了较大差别。

表4 改造后技术经济指标对比表

改造后的光轴机组，中压缸排汽全部进入热网供热，从根本上提高了机组热力循环的效率，具有极高的经济性；但光轴机组需按“以热定电”的方式运行，发电量与供热量线性相关，灵活性较差。在发电负荷受限的情况下，供热负荷巨大的极限工况，存在一定风险。

2#抽凝机组利用部分中压缸排汽供热，根据机组运行特性，在确定的发电负荷下，能够在一定的范围内调节供热负荷，反之亦然，因而，抽凝机组具有相对灵活的热电调节特性，不存在极限工况，安全性较好。但由于低压缸始终有部分冷凝蒸汽，存在换热损失，因此，相比光轴机组经济性较差。

因此，供暖初期热负荷较低时，1#光轴机组承担供热负荷，2#机组将纯凝运行；供热中期时，1#机组与2#机组与热泵系统将共同参与供热；当供热负荷超过470MW 时，为降低夜间调峰时所需的热水储量，已建设的116MW 热水锅炉将参与供热。

5 结语

通过对某热电1 号机组的低压缸光轴抽汽改造分析，表明通过该改造过程，可以达到提高机组供热能力，降低机组冷源损失，降低汽轮机热耗率和机组的发电煤耗率的目的，提高机组运行的热经济性。同时，提出光轴抽汽改造后机组的局限性，应配合电厂其他供热机组优化供热运行，以达到最佳的运行效果，降低电厂运行的整体风险。