郭容赫 王丽萍 潘云亮 杨旭昊

（1华电电力科学研究院有限公司东北分公司 辽宁沈阳 110180 2华电能源股份有限公司牡丹江第二发电厂 黑龙江牡丹江 157032）

引言

东北区域某电厂目前在役三台200MW机组，两台300MW机组，除了担负着发电任务外，还有三台机组担负着供热任务。三台供热机组分别是，两台300MW机组抽凝供热（原设计），由于供热量的增加，又将一台200MW纯凝机组改造为打孔抽汽供热。根据近期供热规划，该地区将10吨以下的燃煤供热锅炉全部取缔，一部分供热任务将由该电厂承担，电厂的总供热面积将达到2650万m2，但是目前全厂最大供热能力为1483万m2，有1167万m2供热缺口，因此迫切需要增加全厂供热能力。由于供热量的增加，使原本该地区低谷时段热电矛盾十分突出问题，更加突出，因此，必须选择一种供热方式，既能在电网低谷时段保证正常供热所需的抽汽量，不影响供热质量和供热安全，又能在该时段内将电负荷减下来，实现机组深度调峰，缓解低谷时段热电矛盾。

1 供热技术比较

1.1 打孔抽汽供热技术

是一种在保证低压缸最小冷却流量的前提下，利用中压缸排汽对外供热的方法。技术特点是改造工作量小，负荷调整灵活，但供热量受限。

1.2 高背压循环水供热技术

是一种利用机组排汽的汽化潜热加热热网循环水的供热方法。技术特点是可以达到冷源损失为零，但发电负荷及出口温度都受限，通常热网水达不到要求，需要二次加热。

1.3 低压转子光轴供热技术

是一种为了解决排汽温度高和叶片颤振的问题，将低压缸转子改成无叶片光轴转子，中压缸排汽全部对外供热的方法。在供暖期采用光轴转子，供暖期结束后可换回纯凝低压转子的供热方式。技术特点是大大增加机组供热量，深度降低机组供电煤耗，但发电负荷受限，需要停机更换转子。

1.4 溴化锂吸收式热泵供热技术

是一种采用蒸汽作为驱动热源，溴化锂溶液为媒介，提取循环水热量并加热热网水进行供热的方法。技术特点是机组的背压不受影响，供热温差大，对供热面积适应性广，即余热利用可以是一部份，也可以是全部，但设备投资大以及需要较大空间布置。

1.5 低压缸近零出力供热技术

是一种将少量的中压缸排汽蒸汽引入到低压缸作为冷却蒸汽，余下大部分蒸汽对外进行供热，低压转子做功近似为零。技术特点是机组供热量大，负荷调整灵活，但需要解决末级叶片水蚀问题，叶片的安全性也需要评估及工业验证。

2 供热改造方案

通过对机组供热技术比较分析，结合生产现场系统和设备布置、发电量和供热量等因素，采取低压转子光轴供热改造方案。纯凝机组进行低压转子光轴改造，低压缸解列（中压连通管排汽全部去热网加热器）方式，可以实现中压缸排汽热量的全部利用，减少蒸汽冷源损失。对原机组本体部分以及少量的辅助系统改造，可保证机组安全可靠运行，使机组发挥了最大供热能力，投资回收周期短。并且在非采暖期可以更换纯凝低压转子，仍然可以采用纯凝方式运行，保证机组原有的发电能力。

3 光轴技术及改造措施

3.1 本体部分

（1）重新制造一根新低压转子，转子为无叶片光轴转子，只起到将中压转子和发电机转子连接传递扭矩的作用。

（2）新低压转子采用整锻转子，其转子长度、轴颈、汽封以及轴承跨距与原转子相同；其重量、挠度、临界转速与原转子保持基本一致。新旧转子具有互换性，也不需更换低压转子支撑轴承。

（3）新低压转子在叶轮处为等直径结构，减小了叶轮鼓风摩擦产生的热量。为方便现场转子动平衡，转子动平衡槽及配重块安装位置维持原有结构位置。

（4）为保证原低压转子与新设计低压光轴转子的互换性，中-低联轴器和低-发联轴器均采用液压螺栓结构。

（5）机组在供热运行时，由于将低压通流部分的持环和隔板取出，为防止低压缸变形和隔板槽锈蚀，在低压缸持环和隔板槽处增加隔板槽保护套。新的低压缸光轴转子示意图如1-1所示。

图1 新低压缸光轴转子

3.2 系统部分

（1）将原中低压联通管去掉，在中压上部排汽口增加一个供热抽汽短管，在新增加的抽汽管道上增加了抽汽快关阀、抽汽逆止阀、压力调节阀及安全阀等，使原进入低压缸的中压缸排汽全部进入热网加热器，增大了供热量。

（2）为防止低压缸光轴产生的鼓风现象，使低压缸发热，给机组运行带来安全影响，增加了低压缸冷却系统，设置一个减温减压器、一个电动截止阀。在供热期间，从供热抽汽管道中抽出2-4 t/h左右的蒸汽，经减温减压后对低压缸进行冷却，保持低压缸缸体温度在80℃以下。

（3）为使凝汽器能继续投入使用，将低压缸冷却蒸汽凝结成水，循环水改为小流量运行。

（4）为满足机组低压缸光轴供热运行方式，新增加一套汽封冷却器及汽封加热器，原汽封冷却器及汽封加热器退出运行。

（5）供热期间低压缸解列运行，无回热抽汽，1号低压加热器退出运行，并对抽汽管道进行了隔离。

（6）热网加热器疏水回到2号低压加热器凝结水管道入口处。

（7）低压缸的汽封管路不变，保持低压缸前、后汽封送汽及汽封冷却器的抽汽；真空系统保持不变，将凝汽器真空维持在25kPa以下。

3.3 控制部分

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，机组运行方式按照以热定电的方式运行，根据热负荷的变化引起排汽压力的变化控制主汽阀调整机组进汽量。将DEH系统根据背压机运行方式进行重新组态。

4 改造后效果

4.1 试验概况

试验按照国标（GB8117.2—2008）进行，基准流量采用除氧器入口处的凝结水流量，利用标准孔板，配置0.05级差压变送器测量；主要压力采用0.1级压力变送器测量；主要温度采用Ⅰ级铠装E型热电偶测量；发电机功率采用0.07级数字式功率计测量，所有输出信号引入0.02级分散式数据采集装置，由计算机采集和数据存储。试验所用的仪器、仪表均经法定计量部门校验合格。

试验工况负荷点为4个，分别为150MW、130MW、110MW、90MW，每次试验过程中保持汽轮机进汽调节阀开度不变，运行参数稳定。

4.2 主要性能指标计算方法

（1）热耗率

式中：HRt— 试验热耗率，KJ·(kW·h)-1；

Q1— 进入汽轮机的主蒸汽热量，KJ·h-1；

Q2— 进入汽轮机的再热蒸汽热量，KJ·h-1；

Q3—进入回热系统的热网回水热量，KJ·h-1；

Q4—离开汽轮机回热系统的高加给水热量，KJ·h-1；

Q5—离开汽轮机高压缸的排汽热量，KJ·h-1；

Q6— 离开汽轮机的供热抽汽热量，KJ·h-1；

Q7— 离开汽轮机的减温水热量，KJ·h-1；

WCG—发电机功率，kW。

式中：HRC— 修正后热耗率，KJ·(kW·h)-1；

C1HR—参数综合修正系数。

（2）发电煤耗率

式中：bfdt—试验发电煤耗率，g·(kW·h)-1；

ηglt—试验锅炉效率，%；

ηgd— 管道效率，%。

式中：bfdc—参数修正后发电煤耗率，g·(kW·h)-1；

ηglc—修正后锅炉效率，%。

（3）供热热量

式中：Qgr— 供热热量，GJ·h-1。

4.3 改造后主要运行参数及经济指标

通过对试验数据的整理，计算出试验条件下的机组性能，并进行了参数修正，其主要运行参数及经济指标汇总于表1。

表1 改造后主要运行参数及经济指标汇总表

根据试验结果，拟合出机组供热热量与发电机功率的关系曲线（图1）及关系式，拟合出机组发电煤耗率与发电机功率的关系曲线（图2）及关系式。从图1可以看出供热热量随着发电机功率的增加而近似线性增加，从图2可以看出发电煤耗随着发电功率增加而近似线性减少。

供热热热量（Qgr）与发电机功率（WCG）的关系式：

发电煤耗（bfdc）与发电机功率（WCG）的关系式：

图1 供热热量与发电机功率的关系

图2 发电煤耗率与发电机功率的关系

5 运行安全性

光轴改造后，一次启动成功，凝结水系统、热网抽汽、疏水等系统运行良好，轴振、轴承座振、轴向位移、缸温、胀差等重要参数正常，机组设备运行稳定，各项参数符合设计要求。

结语

光轴方式下运行时，机组运行稳定，运行参数达到设计要求。中压缸排汽全部对外供热，满足供热需求，冷源损失全部回收利用，降低机组煤耗率。

光轴改造后，负荷在150工况运行时，供热抽汽量为451.13 t·h-1时，对外供热热量 1098.91 GJ·h-1，发电煤耗为158.55 g·(kW·h)-1，改造前机组在150MW纯凝工况时，发电煤耗为345.07 g·(kW·h)-1，改造后比改造前发电煤耗下降约186.52 g·(kW·h)-1。