摘要：在新能源快速发展和国家“碳达峰”“碳中和”战略背景下，为解决采暖期热电供需矛盾突出的问题，本项目采用了汽轮机低压缸切缸改造方案，增大机组供热抽汽量，实现供热机组供热能力与发电调峰能力的提升，增强机组调节的灵活性和可靠性。

关键词：低压缸切缸;供热抽汽量;调峰能力;灵活性

1设备介绍

大唐滨州发电有限公司汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司制造超临界、一次中间再热、单轴、双抽供热、双缸双排汽、凝汽式汽轮机，机组容量2×350MW，型号为C350/280-24.2/0.4/566/566，锅炉为上海锅炉厂生产的350MW级超临界变压参数运行螺旋管直流炉。原设计采暖汽源为汽轮机五段抽汽，压力0.4MPa（绝压），温度为264℃，流量为883t/h，蒸汽凝结水温度为80℃，单台机组实际最大采暖抽汽量约为400t/h，供热能力约292MW，全厂最大对外供热能力约584MW。

2020年，滨州公司承担城区供热面积为715万平方米，随着城市快速发展所带来的供热市场需求，滨州公司供热面积在2021年达到1200万平方米，2022-2023年将达到1500万平方米，至2025年将达到1800万平方米，为满足当地居民生活用热的需求，对汽轮机低压缸切缸改造，提升机组的供热能力。

2改造应用技术

机组低压缸切缸改造是打破机组低压缸最小冷却流量的限制，在低压缸高真空运行条件下，采用可完全密封的液动蝶阀切除低压缸原进汽管道进汽，自连通管蝶阀前新接一支管路至热网首站加热器供汽母管，并通过新增旁路管道引入少量冷却蒸汽，用于带走低压缸切缸改造后低压转子转动产生的鼓风热量。与改造前相比，提升供热机组灵活性的低压缸切缸改造技术解除了低压缸最小蒸汽流量的制约，在供热量不变的情况下，可显著降低机组发电功率，实现深度调峰。

近几年，这一技术逐渐在国内热电联产机组中推广应用，取得了较好的效果，目前华能北方联合电力临河电厂1号机组、国电龙华延吉电厂1、2号机组、国家电投辽宁东方发电厂1号机组、华能天津杨柳青电厂7号机组、华能黄台电厂及华电沈阳金山热电厂已经完成了低压缸切缸改造并投入运行，随着改造及运行经验的逐步积累，低压缸切缸改造技术也将日臻成熟。

3改造方案

3.1中低压缸连通管及蝶阀更换

根据低压缸切缸的需要，需从中压缸排汽引出冷却蒸汽至低压缸进汽口，用于冷却低压缸末级叶片; 在中低压缸连通管上加装与原蝶阀接口一致的新液动供热蝶阀（带独立油源），并在供热蝶阀前预留供热抽汽接口，在供热蝶阀后预留冷却蒸汽旁路接口;供热碟阀选用具有良好通流特性及调节特性的、可完全密封的液动碟阀。

3.2低压缸冷却蒸汽系统改造

供热系统非抽汽工况时处于非截流状态，蒸汽进入低压缸;低压缸切缸改造后，在抽汽工况下，连通管蝶阀关闭，蒸汽从连通管抽汽管道全部引出进入热网供热，仅引部分蒸汽进入低压缸冷却低压转子，带走由于鼓风产生的热量。根据低压缸切缸改造技术要求，新增加低压缸通流部分冷却蒸汽系统，流量约为30t/h，冷却蒸汽汽源取自中压缸排汽，为降低低压缸冷却蒸汽过热度，实现更好的低压缸冷却效果，低压缸冷却蒸汽管道中配置喷水减温装置，与此同时配置汽水分离器装置，保证进入低压缸的冷却蒸汽不带水。

3.3低压缸喷水系统改造

对低压缸喷水系统进行优化，拆除原来的碳钢管路，全部采用不锈钢产品，保证系统稳定运行;原结构为在喷水管路上打孔冷却，改造后采用雾化喷头，合理布置雾化喷头，保证喷水减温效果;减温水管道由原来的单路喷水，优化成双路喷水系统，根据级后排汽温度，进行分阶段投入，既保证减温效果，又避免喷水过量;优化喷水角度，减少减温水回流导致叶片水蚀。

3.4汽轮机本体运行监视测点改造

完成低压缸切缸改造后，机组在低压缸切缸工况时，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，需增加低压缸末级、次末级级后蒸汽温度测点。

4改造效果

4.1机组供热、调峰、灵活性能力提升

低压缸切缸改造后，最大抽汽工况602.4t/h（折合供热负荷440MW，对应锅炉蒸发量为1120t/h，发电功率为254.2MW），最小抽汽工况288.4t/h（折合供热负荷210.8MW，对应锅炉蒸发量为460t/h，发电功率为94.72MW），由于抽汽能力与机组负荷率相关，在达到调峰目标情况下，满足外界热负荷需求，并且可以提高机组的对外供热能力。

通过降低锅炉稳定燃烧负荷，配合低压缸切除运行，350MW汽轮机组低压缸近零出力运行，通过运行指标的有效控制，能够保证氮氧化物不超标。在电网负荷率上升后，机组可快速恢复正常运行工况，按汽轮机设计的负荷升速率增加电负荷，可满足电网“能增能减"的调度要求，大大提升机组的灵活性。

4.2保持机组运行的安全性和稳定性，提升经济和社会效益

低压缸切缸改造后，投入低压缸零出力模式，机组的轴向位移、振动值均控制在优良范围内，凝汽器、除氧器水位变化平稳，凝结水泵运行正常，排汽室温度等指标在规定范围内。同时，也带来了一定的节能效益，环保效益，社会效益，也将为电网大力发展新能源提供调峰调频保障，进一步为我国“碳达峰”“碳中和”宏伟战略目标的实现奠定基础。

结束语

1）实施低压缸零出力供热改造后，通过完善低压缸运行监视测点、末级叶片喷涂、设置低压通流冷却蒸汽系统以及维持低压缸高真空等技术措施有助于提高机组运行安全性。

2）相比于改造前锅炉最小出力工况，保证对外供热负荷不变的条件下，低压缸零出力改造后可降低机组发电功率，提升机组供热负荷的能力，同时也大大提高机组调峰能力。

3）机组在低压缸零出力运行方式时各项参数均维持在较好水平。与相同供热条件下改造前相比，机组负荷率降低，在电网低谷深度调峰期间获得调峰补偿多，在满足供热、调峰的同时降低机组发电标准煤耗2g/kw·h。

参考文献：

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