徐永振，段东涛，李 伟

（山东济矿鲁能煤电股份有限公司阳城电厂，山东济宁 272502）

0 引言

阳城电厂装机2×150 MW凝汽式汽轮发电机组，设计建设时为纯发电机组，没有对外供热的功能。随着电厂所在地县城供暖面积的不断增长和环保排放标准的不断加严，县城原有的燃煤小锅炉无法满足热负荷及节能、环保要求，亟需稳定可靠的集中供热热源。阳城电厂通过调研、论证，采取了总体设计、分步实施的供热改造方式，实现了纯凝机组改供热机组的升级转变。

1 改造前汽轮机概况

1.1 汽轮机技术规范

阳城电厂汽轮机为东方汽轮机厂生产的高温超高压、一次中间再热、单轴、冲动式、双缸双排汽、凝汽式汽轮机，型号为N150-13.24/535/535。汽轮机采用高中压合缸，电液调节的方式，高中压转子及低压转子为整锻结构，具有七级不调整抽汽，采用30%额定容量的2级串联旁路系统。汽轮机额定功率150.206 MW，最大连续工况功率157.098 MW，额定主蒸汽压力13.24 MPa，温度535℃，流量449.5 t/h。再热蒸汽压力2.506 MPa，温度535 ℃，流量370.494 t/h。

1.2 汽轮机本体结构

汽轮机为双缸双排汽型式，高中压部分采用合缸结构，高压部分和中压部分设计为双层缸，低压缸为对称分流式，也采用双层缸结构。

高压通流部分设计为反向流动，高压和中压进汽口都布置在高中压缸中部，是整个机组工作温度最高的部位。从锅炉过热器出来的主蒸汽经过2根Φ273×28 mm主蒸汽管进入高压主汽调节阀，然后再由4根Φ219×29 mm高压主汽管和装在高中压外缸中部的4个高压进汽管分别从上下方向导入高压缸的喷嘴室，然后进入高压通流部分。蒸汽经一个单列调节级和8个压力级做功后，由高中压缸前端下部的2个高压排汽口排出，经2根Φ426×11 mm冷段再热汽管去锅炉再热器的蒸汽通过两个高压排汽止回阀，经两根冷段再热蒸汽管进入锅炉再热器，高压第7级后设一段回热抽汽供2#高加，第九级后（高压排汽）设二段回热抽汽供1#高加。

再热蒸汽通过2根Φ426×14 mm热段再热汽管进入中压联合汽阀，再经4根Φ325×18 mm中压主汽管从高中压外缸中部上下方向进入中压通流部分。中压部分共有10个压力级中压6级后设三段回热抽汽供除氧器。中压8级后设4段回热抽汽供4#低加，中压10级后（中压排汽）设五段回热抽汽供3#低加，其余部分从上部左右2个Φ900 mm的排汽口进入连通管通向低压缸。

低压部分为对称分流双层缸结构，蒸汽由低压缸中部进入通流部分，分别向前后2个方向流动，经2×6个压力级作功后向下排入凝结器，在3级和5级依次设有六、七段回热抽汽，分别供2#，1#低压加热器。

2 汽轮机打孔抽汽供热改造方案

根据县城供热面积需求情况，阳城电厂供热改造分两期实施。一期对两台机组进行打孔抽汽改造，配套建设供热首站及一次热网，实现供热面积400万m2；二期对一台机组进行高背压改造，实现供热面积600万m2。

2.1 汽轮机本体改造方案

机组打孔抽汽接管位置为汽轮机中压缸至低压缸的连通管处，将原大拉杆补偿器前弯头改为三通，三通出口分别为接至低压缸供汽和供首站供热用抽汽。供首站供热用抽汽管道设抽汽气动逆止阀、液动关断阀和电动蝶阀；至低压缸供汽管道设置电动调节蝶阀，用以调整分配抽汽流量。

打孔抽汽向供热首站抽汽压力为0.25 MPa，温度250℃，单机最大抽汽量180 t/h，总抽汽量最大360 t/h。1#机供热抽汽管道沿汽机房9 mA列柱布置，在汽机房扩建端与2#机抽汽管道合并为母管后接至供热首站。

2.2 供热首站建设方案

2.2.1 供热首站整体布置

供热首站设置在电厂主厂房扩建端东北侧，按1000万m2供热面积设计，一次设计，分期施工。供热首站占地面积42×21=882 m2，3层布置。一层设置热网循环水泵、补水箱、凝结水箱、除污器、组合式软化水装置、配电室等；二层为管道层，布置汽动循环水泵进汽母管、热网换热器进汽母管、热网循环水供水母管和回水母管等；三层设置换热器、控制室等。

2.2.2 热网循环水泵的配置及运行方式

供热首站采用汽动循环水泵运行、电动循环水泵备用的形式实施供暖。设计供热面积1000万m2，设置3台汽动循环水泵，1台电动循环水泵，电动循环水泵备用。汽动循环水泵扬程108 m，流量3300 m3/h，配B1.3-0.25/0.12背压汽轮机拖动，汽轮机额定功率1300 kW；电动循环水泵扬程108 m，流量2500 m3/h，功率1000 kW，变频调节。

一期工程设4台汽—水换热器，其中2台为电厂2×150 MW纯凝机组抽汽改造供汽，供汽压力P=0.25 MPa，温度250℃；2台为汽动泵排汽供汽，供汽压力0.12 MPa，温度200℃；预留1台95 MW汽——水换热器位置。

当供热面积小于400万m2时，运行1台汽动泵、2台汽动泵排汽换热器和1台新蒸汽换热器，其中1台排汽换热器，需要补充0.25 MPa蒸汽减压为0.12 MPa蒸汽；当供热面积为（400～700）万m2时，运行2台汽动泵和2台汽动泵排汽换热器及2台新蒸汽换热器；当供热面积大于700㎡万时运行3台汽动泵和全部5台换热器。

2.2.3 凝结水系统的配置

供热首站最大蒸汽流量360 t/h，凝结水全部回收。设置3台流量200 m3/h，扬程122 m，功率110 kW，电压等级380 V的变频调速凝结水泵，凝结水泵二用一备。凝结水由供热首站接至电厂主厂房，在主厂房分两路分别送至1#和2#高压除氧器。

设置容量为1个72 m3凝结水箱，凝结水箱满足（10～20）min凝结水量储存，凝结水箱外形尺寸6000 mm×400 mm0×3300 mm。

3 汽轮机高背压供热改造方案

打孔抽汽改造后，两台机组供热面积达到了400万m2，由于采暖负荷的增加，电厂又实施了二期高背压供热改造，使单台机组供热能力达到600万m2。同时，高背压供热改造后，热网循环水直接进入机组凝汽器作为冷却水，从冷却塔排放的热量全部回收利用，提高机组热效率，节能效果显著。

3.1 汽机本体改造

（1）将汽轮机纯凝低压转子更换为低压供暖转子，减少末级、次末级正反向各两级叶片，对低压缸末两级导流隔板进行改造。这种方式技术成熟，可杜绝低压转子鼓风、颤振等安全风险。

（2）凝汽器进行加固改造，将原凝汽器平板水室更换为弧形水室，增加凝汽器的强度，对凝汽器换热管进行彻底清理，保证不锈钢管的清洁，以免结垢影响换热效率。

3.2 汽机辅机改造

（1）对循环水系统进行改造，将凝汽器循环水入口管和出口管接入供热循环水一次热网，热网循环水回水先冷却凝汽器再进入热网循环水泵和换热器，加热后进入一次热网供水管，根据供热面积、供热距离及采用高背压低真空机组安全运行特点，确定供热首站供回水温度为95/50℃。

（2）在循环水泵房内加装专用冷却水泵，用于大机冷油器、发电机空冷器、给水泵冷却水系统等的冷却。水泵型号选择为流量800 m3/h，扬程25 m，安装2台，一运一备。

（3）对采用凝结水作为冷却水和密封水的系统进行改造，加装水水换热器进行冷却，将去向凝结水小母管的水进行冷却，水温控制在40℃以下，满足低压缸喷水、本体疏水扩容器减温水、低压轴封供汽减温水的要求。

4 供热效果

4.1 运行效果

一期打孔抽汽改造后，单台机组运行最大抽汽量170 m3/h，抽汽参数0.21 MPa，210℃，机组电负荷133 MW，供热循环水流量2350 m3/h，供水温度95℃，回水温度60℃，采暖面积180万 m2。

二期高背压供热改造后，实际供热面积550万m2，机组最大电负荷95 MW，供热循环水流量4730 m3/h，供水压力1.1 MPa，温度94℃，回水压力0.3 MPa、温度53℃，凝汽器背压55 kPa，整体运行稳定。

4.2 节能效果

与改造前相比，供暖季机组发电标煤耗率由358.29 g/kW·h降低至251.62 g/kW·h，全厂热效率由41.9%提高至63.2%，机组供热改造后节能效果显著。

5 结束

阳城电厂2×150 MW机组供热改造后，使原有纯凝发电机组转变为热电联产机组，充分发挥集中供热优势，保障民生需求，改善居住环境，同时替代县城分散式燃煤小锅炉，减少大气污染物排放，降低用热运营成本，具有显著的节能、环保、社会价值。机组打孔抽汽和高背压供热改造技术在阳城电厂的成功应用，也为同类型机组改造提供了借鉴作用。