摘要：目前国内二次再热1000MW汽轮机绝大多数均采用五缸四排汽单轴机组，本文以某公司N1000-32/605/623/623五缸四排汽机组为例，分析了汽轮机冷端优化具体实施方案。电厂应以国家能源战略需求为导向，加大汽轮机冷端优化研发投入，实现汽轮机高效稳定运行，促进汽轮机冷端优化技术在电力行业中发挥更大作用，打造具有鲜明技术特色和强大生产能力的现代化电力系统。

关键词：汽轮机；冷端优化；优化研究

引言：汽轮机系统是电力生产中的重要组成部分，是提升发电效率的关键环节，更是实现节能减排的重要阵地。在加速推进能源高效利用和绿色发展的新时期，汽轮机冷端优化应当承担起提高生产效率、减少能源消耗历史使命，以创新引领发展模式，不断提升系统的经济性。本文将从系统优化设计分析、降低凝汽器负荷、优化背压系统、采用0号机组降低能耗等方式，探讨推动汽轮机冷端系统优化技术高质量发展的路径。

1工程概况

现阶段，汽轮机冷端装置的运转优化研究主要有数值推演与实证检验两种方法。各大高效多采用数值推演途径，通过对强制式散热装置功效、水泵运作特性及蒸汽凝结器性能等进行量化分析，推导出最优水循环流速和蒸汽凝结压力参数。但冷端系统结构复杂，存在辅助设备长期使用导致性能衰减情况，理论计算所得数值与实际运转状况有误差。为准确把握机组实际运作状态，企业及相关研究人员多采用通过实证检验方式开展优化工作，经由性能测试确立汽轮机冷端方案。

目前国内主机厂通过技术引进都开发了1000MW等级二次再热高效超超临界机组，国内三大动力厂二次再热1000MW汽轮机均以五缸四排汽单轴机型为主。本项目机组进汽参数为32MPa.a/605℃/623℃/623℃，机组形式为超超临界、二次中间再热、单轴、五缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机。

2汽轮机冷端优化方面的研究

在招标文件的边界条件内（即项目地质条件、大气环境条件、运行方式、海水冷却方式、供热方式不变情况下），论证进一步降低热耗的方案。为适应当前国内电力市场技术的发展需求，自主开发出高效1000MW等级高效超超临界二次再热汽轮机机组。

2.1系统设计

双机回热系统结构复杂，小汽轮机、给水泵与发电机同轴，轴系长达24米，导致轴系临界转速多，运行中极易与给水泵的工作转速重合引发共振。经验表明，小机轴承振动超标问题突出，频繁报警、跳机，尽管采取了提高报警值的办法，但并未根除问题。双机回热系统实际经济效益远低于预期，设计初期预计可带来20kJ/kW·h的节能收益，但实际估算仅为10kJ/kW·h，且为了避开临界转速，不得不提高小机转速并长期使用给水再循环调阀，进一步降低了经济性，增加了阀门内漏、管道冲刷等风险。机组启动过程中，回热式小机需长时间电动运行，厂用电消耗增加抵消了部分节能效益，双机回热系统运行调节性能差，稳定性不足。由于小机运行问题，机组无法达到设计出力，夏季无法达到900MW，严重影响了电网调峰能力，机组最低负荷也受到限制，400MW以下运行时，给水泵转速接近励磁机临界转速，导致励磁机轴瓦振动剧烈，无法稳定运行。大、小机共用一个凝汽器，高负荷下小机进汽量大，高加系统故障时凝汽器将承受巨大的热负荷冲击，易导致大机跳闸。小机通流能力影响机组热耗，小机进汽量、抽汽压力、抽汽流量、小机排汽背压以及高低压加热器各级温升等众多参数相互关联，参数优化难度较大。对于本项目兼具供热需求的情况，双机回热系统运行调峰难度加大，应进行改造优化。目前国内已投运或在执行过程中的1000MW二次再热机组多采用10级回热（4个高加、1个除氧器和5个低加）+ 2个外置蒸汽冷却器。本项目推荐采用11级回热（4个高加、1个除氧器和6个低加）+ 2个外置蒸汽冷却器，比已投运或在执行的常规二次再热回热系统多一级低压加热器。经咨询，增加一级低压对其低压缸模块影响很小，不会影响主机价格和供货周期。由于增加一级低加造成的低负荷时加热器间疏水压差太小的问题，可以通过加热器分层布置解决。

2.2降低凝汽器热负荷

冷凝装置的热载荷与真空状态具有相关性，当高品位蒸汽未能完全转化为机械功，或外部高温物质直接流入冷凝系统时，会导致热载荷上升，降低系统真空度。设备运行过程中，阀体泄漏是引发冷凝器热负载升高的主要原因，具体为低压旁路渗漏、气缸排水不当、管路排水系统故障、高压加热器应急排放以及低压加热器向冷凝装置排水等问题。为优化系统性能，应解决阀门密封问题。可通过监测阀门两侧温差识别泄漏位置，采取临时手动隔离或计划检修期间彻底修复等措施。

本项目中，在冷凝设备的补给水系统中增设雾化器，确保供水量维持原有水平。设备运转期间，处理后的补给水经由喷头以30°仰角呈雾状喷射，形成90°圆锥体并作螺旋状旋转运动。辅助加热器两侧安装的φ89供水管道采用对向喷射模式，在冷凝装置喉部构建双侧雾化区域，提升蒸汽排放与补给水的接触面，使补给水温度能达到排汽压力下的饱和点，降低了冷凝水过冷现象，强化了蒸汽与补给水间的热交换效率，促进蒸汽凝结。

针对进汽参数要求合理化调整循环参数选型，机组回热级数可由11级回热抽汽系统，优化至12级回热抽汽系统，即分别设置为0号高加，4级高压加热器，6级低压加热器和1级除氧器。大型火电机组工作热力过程的主要能量损失是蒸汽在冷端的凝结放热损失，通过对回热系统过热度较大的高压加热器增设外置式蒸汽冷却器，可以有效减少机组的这一部分损失。通过12级加热器换热，凝结水温度从27.1℃提升到314.0℃（THA工况），再通过外置式蒸汽冷却器最后给水温升达到325.1℃，整个机组的热效率得到了明显提升。本投标方案设置6级低压加热器，其中#9低压加热器疏水系统设置疏水泵将其疏水打至#8低压加热器凝结水入口，其余低压加热器疏水逐级自流。相对于全部低压加热器疏水均采用逐级自流方式，此疏水系统可以降低热耗约1.7kJ/kW.h。

2.3背压系统优化

相较于单背压装置，双背压凝汽系统具有蒸汽温度均值较低、经济效益更优的特点。现阶段部分机组存在背压差值配置不当的问题，针对凝汽器的双背压技术改造，仅需在高低压系统的真空连接管路上设置两组控制阀，取代原有的节流机构，即可实现对高压端抽气量的精确调控。通过维持高压侧真空度稳定的同时提升低压侧真空水平，实现高低压区域空气抽取的最优配比，可保证设备运行时所需的合理背压差。从热力循环角度考虑，对于火力发电厂而言，可通过优化机组背压提高机组经济性，研究机组发电效能与排气压力的关联模型，计算机组输出功率与循环水泵的差值获得机组的实际功率，确定最优背压值。计算公式为：

式中：P-机组实际输出功率（kW），P1-机组总功耗，Q-发电设备承载负荷（kW）；P2-制冷系统水泵耗电功率（kW）。

经计算，机组背压为3.9kPa.a时，THA工况热耗为6950.9kJ/kW.h，在此基础上机组THA工况背压优化至3.6kPa.a，此时机组热耗可达到6941.3kJ/kW.h。

当背压由3.9kPa.a优化至3.6kPa.a，可降低热耗9.6kJ/kW.h。凝汽器冷却面积还是60000㎡[1]。

2.4冷端系统节能优化

1000MW等级超超临界机组在部分负荷工作时，机组的整体热力循环以及主机设备等偏离设计条件运行。热力循环装置的实际热循环偏离设计工况主要有初始参数衰减、抽气压力下降、再热工况变化以及末端给水温度低等多方面。其中，给水温度是影响衡量回热系统经济性的主要因素，一旦下降就会导致整个循环系统的平均吸热温度随之降低，使热效率显著衰减。若能在设备低负荷运转期间通过技术手段提升末端给水温度，将减缓热效率下降趋势，优化机组的经济运行指标。

采用0号高压加热器技术，能缓解机组最终给水温度的降低幅度，提高其在部分负荷的运行经济性。公司在0号高加抽汽口结构设计上，为保证低负荷0号高加投运时与补汽阀参与调频互不影响，#0抽汽口位置设置在超高压11级后，补汽口设置在超高压5级后。由于本项目目前主方案的给水温度已经到达了二次再热给水温度的相对合理值，建议增加0号高加回热抽汽在部分负荷投运。0号高加位置选取在超高压缸11级后，本机组备选方案一要求部分负荷下投用0号高加，为保证0号高加不超压，给水温度不超温，还需在0号抽汽管道上设置调节阀，对其压力进行有效调节。0号高加一般选用卧式表面凝结型给水加热器，其主要技术条件参考1号高加。增设0号高加之后，机组在部分负荷运行时，不但提高了给水温度，而且增加了一级回热抽汽，减少冷端排汽损失，这两个方面对于循环热效率将同时产生独立的、正的增益，因此可使机组在部分负荷时的运行经济性大为改善。

2.5双机回热系统优化

项目双机回热系统采用哈汽BEST抽背式小汽轮机技术，系统增加了BEST小机。抽背式小汽轮机为超高压、单流、反动、背压式汽轮机。来自主汽轮机组高压缸排汽的蒸汽经2根进汽管道到达汽缸2侧的主汽调节联合阀，并与汽缸直接连接。采用全周进汽形式，无调节级，蒸汽经过一系列反动式压力级做功后分别从5级抽汽口及排汽口排出。

机组应用哈汽核心技术设计，效率高、稳定性好，小机采用高效多级小焓降反动式设计，配合预扭装配式动静叶结构，全周进汽结合蜗壳进汽结构，并配备自主研发的主汽调节联合阀，直接连接汽缸，消除了导汽管道压损，并实现了小于1%的全开压损。阀门开度线性比例好，可快速调节小机转速，小机汽缸采用小隔板套形式，通流间隙设计合理，提升了变负荷适应性。汽缸采用下猫爪中分面支撑，确保支撑面不受温度变化影响，并与轴承箱连接稳定。水平法兰结构配合双头螺栓及螺栓电热紧装置，有效控制法兰内外壁温差，无需法兰加热装置，简化了操作，并进一步提升了启停速度。模块化设计方便运输和安装，汽缸模块整体运输，到场后无需分解即可直接安装，缩短了安装周期。此外，抽汽接口可灵活布置抵消抽汽管道推力。转子方面，采用无中心孔整锻结构，双支点落地支承，增强了轴承刚度，降低了排汽温度对轴承中心的影响。推力轴承位于给水泵侧轴承箱内，合理分配了抽背式小汽轮机及给水泵的动静间隙。汽轮机与给水泵连接形式为进汽侧与给水泵连接，排汽侧与发电机连接，汽轮机从进汽侧向排汽侧看为顺时针旋转。此种布置方式给水泵放在机头侧，由于推力盘及汽缸死点在机头侧，所以运行时对给水泵轴向位移较少。通用可以将给水泵布置在排汽侧，通过膜片联轴器吸收轴向位移，给水泵旋转方向将发生变化，以上两种方式需根据给水泵形式进行确定。抽背式小汽轮机采用自制的主汽调节联合阀，左右共两个对称布置，与汽缸直接连接，节约厂房空间，无导汽管道压损。并且整个阀门采用小压损阀门，阀门全开状态下压损＜1%，调节阀门开度线性比例好，在特殊工况下，可以快速参数抽背式小汽轮机转速调节。经计算，该小机转子跨距约4100mm，额定转速4850r/min，一阶临界转速2034r/min，二阶临界转速6170r/min，转子强度（包括槽壁应力、叶轮强度、轴颈应力和联轴器螺栓强度）均满足安全运行要求。轴系跨距设计合理，转子特性良好，与给水泵和发电机连接后，预计轴系整体稳定性较高[2]。

2.6应用效果

经计算，优化后的汽轮机按机组年运行小时数为5000小时计算，每年可节约标煤量约1706吨，按标煤价1196.8元/t（含税）计算，可节约煤耗成本约204万元。而一台机组增加投资仅约300万，具有较好的经济性。

结语：综上所述，经优化后的N1000-32/605/623/623五缸四排汽机组提高了能级利用效率，汽轮机缸体抽汽少，抽背式给水泵汽轮机的效率较高，抽背式给水泵汽轮机排汽至除氧器，无冷端损失。未来，汽轮机冷端优化研究应推动汽轮机冷端优化技术向更成熟方向迈进，持续加大技术研发投入，深入贯彻降本增效的发展思维，确保电厂运行形势稳定向好，为电力生产注入持续动力，以技术创新助力现代化能源体系建设。

参考文献：

[1]丘敏.资源综合利用型电厂汽轮机冷端优化运行的实现[J].中国新技术新产品，2022，（16）：76-78.DOI：10.13612/j.cnki.cntp.2022.16.030.

[2]周士博，庞凯元，张宝琴.火电机组汽轮机冷端系统优化改造技术分析[J].仪器仪表用户，2024，31（05）：77-79.