（大唐珲春发电厂 吉林珲春 133303）
摘要：通过对两台220MW热电机组汽轮机进行切低压缸和低压光轴节能改造前后效果对比，为各发电供热企业进行类似节能改造提供借鉴。
关键词：220MW；汽轮机；切除低压缸；低压光轴
1 引言
某热电厂装机两台220MW超高压、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、抽汽凝汽式汽轮机，型号为C160/N220-12.75/538/538/0.245，汽轮机额定功率为200MW，最大功率为224.165MW；锅炉为670t/h超高压参数煤粉锅炉。
目前该电厂两台机组采用传统中排抽汽供热方式，采暖抽汽为调整抽汽，来自汽轮机五段抽汽（中压缸排汽）。最大采暖抽汽参数：P=0.2452MPa，T=235.7℃，采暖抽汽流量350t/h。该电厂和周边的热源厂联网共同承担着1700万m2集中供热面积，年总采暖供热量约740万GJ。其中电厂年采暖供热量510万GJ左右，热源厂年采暖供热量约230万GJ，两者供热比例69：31。由于热源厂的供热煤耗高达40kg/GJ以上，供热成本较高。急需通过改造有效增加电厂供热机组的供热能力，从而尽可能多的替代热源厂的供热负荷，降低整个供热系统的供热成本，达到节能降耗的目的。
由于东北火电平均利用小时数长期保持在较低水平，年均负荷率不足60%。由于发电量少，发电亏损严重。因此，只有通过采用创新的技术手段降低供热成本，扩大供热能力，增加供热收益，是发电企业可以自主把握的积极手段，也是提高热电厂经营效益的最佳途径。
2 改造前机组供热能力分析
1）额定双抽工况下（主蒸汽流量622.87t/h），设计工业抽汽流量50t/h，抽汽压力0.974MPa；设计采暖抽汽流量230t/h，抽汽压力0.245MPa，对应发电功率160.83MW，发电热耗率6274.1kJ/kWh。
2）额定主蒸汽流量（622.87t/h）条件下，工业抽汽流量50t/h，则机组最大采暖抽汽流量约为300t/h，抽汽压力0.245MPa，对应发电功率150MW，发电热耗率5504.8kJ/kWh，低压缸冷却蒸汽流量113t/h。
3）最大双抽工况（主蒸汽流量670t/h），设计工业抽汽流量50t/h，抽汽压力1.043MPa；设计采暖抽汽流量350t/h，抽汽压力0.245MPa，对应发电功率158.47MW，发电热耗率5241.3kJ/kWh。
4）最大单抽工况（670t/h），设计采暖抽汽流量410t/h，抽汽压力0.254MPa，对应发电功率162.58MW，发电热耗率5183.7kJ/kWh。
2.1 切除低压缸节能改造
切除低压缸进汽供热技术通过在运行过程中切除低压缸全部进汽，仅通入少量冷却蒸汽，降低低压转子冷却蒸汽流量，大幅提高机组供热能力。
2.1.1 切除低压缸节能改造重点
1）切除低压缸进汽运行时，低压缸进汽流量大幅减小，为降低低压排汽缸温度，需要投入喷水减温，维持低压排汽缸温度在安全范围内。这将导致低压末两级叶片动应力增大、水蚀加剧、高周疲劳寿命缩短，甚至危及机组安全运行。为保证机组切除低压缸进汽运行的安全性，需对低压缸末两级叶片金属耐磨层喷涂处理。
2）实施切除低压缸进汽供热改造后，机组切除低压缸进汽运行时，低压缸通流部分运行条件大幅偏离设计工况，处于极低容积流量条件下运行，为充分监视低压缸通流部分运行状态，确保机组安全运行，需增加运行监视测点。
3）机组切除低压缸进汽运行时，低压缸长叶片鼓风情况、汽缸差胀、转子轴向位移变化、汽缸上下缸温差、振动均可能发生较大变化，且不同机组特性不同。
因此，需进行相关系统改造，并通过切除低压缸进汽试验研究相关特性，为切/投方案及运行指导提供依据。
4）机组切低压缸运行后，凝汽器热负荷处于极低水平，凝汽器压力理论计算值容易低于水环真空泵极限抽吸压力，水环真空泵抽吸能力相对不足，导致汽轮机真空系统出现空气聚积问题，进而引起低压缸末级、次末级叶片鼓风摩擦损失增大，影响低压缸安全运行。需新增设一套罗茨-水环真空泵组，提高机组运行安全性的同时，可有效降低真空泵耗电量，提高机组运行经济性。
2.1.2 切除低压缸节能改造后供热能力分析
低压缸冷却蒸汽流量按约20t/h核算，在额定主蒸汽流量622.87t/h条件下，工业抽汽流量为50t/h时，机组最大采暖抽汽流量约为401t/h，对应发电功率约为139.06MW，发电热耗率4141.5kJ/kWh，较改造前采暖抽汽流量增加约100t/h，发电功率降低约11MW，发电热耗率降低约1363.3kJ/kWh，折合发电煤耗率51.1g/kWh。
2.2 低压光轴节能改造
在实施供暖前将原低压转子更换为光轴转子，即采用一根光轴直接连接高中压转子和发电机转子，该光轴仅仅起到与发电机连接传递力矩的作用，低压缸内光轴转子不做功。供暖期结束后，将低压光轴转子再更换为原低压转子，机组完全恢复至原机组状态。
2.2.1低压光轴节能改造重点
1）新轴设计制造时需要考虑配重和振动情况，尽量不改变原轴承的尺寸。
2）还需更换导汽管，在中低压导汽管道堵板前接出蒸汽管道至热网加热器。
3）蒸汽管道与原热网进口蒸汽母管相连，起到压力平衡及互为备用作用。改造后机组供热能力增加，因此还需对原有热网系统进行相应扩容改造。
4）增设低压缸蒸汽冷却系统，通过改造将中压缸排汽分为两路，一路约6～15t/h通过冷却蒸汽管道进入低压缸用作冷却蒸汽，用于带走低压缸转子与低压缸内的蒸汽（或空气）产生的摩擦鼓风热量。
2.2.2低压光轴节能前后的供热能力
在额定主蒸汽流量622.87t/h条件下，改造前采用中排抽汽供热，汽源压力0.2452MPa，最高中排供汽量324t/h，供热能力226.1MW，此时机组发电出力144.0MW，发电煤耗204.1g/kW.h；改造后在汽轮机进汽量供热能力达到294.40MW，此时机组发电出力137.61MW，发电煤耗145.00g/kW.h。机组发电能力虽下降了6.39MW，但机组的供热能力增加了68.3MW，供热能力可增加30.2%。
3 节能改造后主要技术指标
节能供热改造后，若2号机故障，1号机光轴改造后达到的供热负荷314.21MW，电厂及热源厂整个联网集中供热能够保障总供热负荷的75.13%；若1号机故障，2号机切缸可以采用运行，达到的供热负荷307.33MW，电厂及热源厂整个联网集中供热能够保障总供热负荷的74.58%，均满足供热负荷的需求。采用1号机中压缸排汽与2号机中排抽汽并联进行供热。根据电厂实际供热情况，工业抽汽量为50t/h全部由1号机带，1号机在严寒期（按设计供热指标50W/m2）供热负荷为294.4MW，2号机供热负荷为327.97MW，总的供热负荷为622.37MW。
4 结束语
通过切除低压缸的运行方式实现电力生产和热力生产的解耦运行，提升热电机组的供热调峰能力从而缓解可再生能源消纳困境，有效增加供热能力、节约能源消耗。该技术能够实现供热机组在抽汽凝汽式运行方式与高背压运行方式的灵活切换，使机组同时具备高背压机组供热能力大、抽汽凝汽式供热机组运行方式灵活的特点，避免了光轴改造采暖期需更换两次低压缸转子的问题和备用转子存放保养问题，机组运行时的维护费用大大降低。
参考文献：
[1]黄嘉驷等，国电龙华延吉热电有限公司供热机组节能改造工程可行性研究，西安热工研究院有限公司