上汽330MW汽轮机大流量供热技术路线探讨
钱渊
（苏龙热电有限公司，江阴市苏龙路18号 14400）
摘要：根据国家能源规划，节能减排和可持续发展将是我国火力发电今后发展方向。江阴苏龙电厂#5、6机组为上汽厂K156型330MW双缸双排汽机组，投运后承担了日益增长的电网、热网负荷需求。本文通过对苏龙电厂#5、6机组在投产后的不同阶段汽轮机供热系统改造方案及效果进行阐述、分析，表明历次改造均满足安全性要求，且取得了较好的经济效益。该改造方案为后期同类型机组节能改造提出了可供借鉴的方案，起到了良好的示范作用。
关键词；K156型；大流量供热；改造方案；中调节流方式调节
1 前言
江阴苏龙电厂三期5、6号机组汽轮机为上海汽轮机厂生产的N330-16.67/538/538引进型（K156）、亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、凝汽式汽轮机。5、6号机组分别于2004年12月和2005年8月投产。随着国家环保形势的变化和地方经济的日益发展，火电企业的运行方式已从投产初期以纯凝工况为主，到目前的热电联产的方式转变，这样就给机组的供热能力提出了更高的要求。
随着热网的发展，机组所带热负荷也逐渐增加，近两年苏龙电厂冬季单机最大热负荷已达到了350t/h的水平，供热流量接近于锅炉额定蒸发量的1/3。机组运行方式的改变，给汽轮机本体和锅炉本体及部分辅助设备的运行都带来了较大的影响，在下文中，就着重对苏龙电厂#5、#6机组供热系统改造中所采取的技术路线和采取的一些对策进行分析。
2 改造总体方案介绍
2.1机组投产初期供热方案
K156机型原设计采用在汽轮机辅汽联箱抽汽的方式带少量供热，汽源来自汽轮机四段抽汽，其参数为1.2MPa、350℃。在机组投产初期，这种抽汽方式能够满足当时少量热用户的需求。因其抽汽量较小（一般≯80t/h）,故机组运行方式与纯凝工况相似，汽轮机各项运行参数均正常，少量抽汽供热的方式对机组接带电负荷能力，以及参与AGC、一次调频等功能均无任何影响，完全能够满足各种工况下机组安全运行的要求。
随着供热流量的逐年增长，这种抽汽方式已较难满足热网用户不断增长的需求，因此需对供热系统进行升级改造。
2.2机组投产五年后供热系统进行的部分改造方案
2.2.1中期方案选择
在机组投产五年后到2013年这几年内，采用了中期方案：经过方案比较，我们采用了高压缸排汽减压+锅炉热再减温减压的方式来实施对供热系统的改造，其中高排蒸汽经过减压后的供热能力为50t/h左右，锅炉热再蒸汽经过减温减压后能满足100t/h（温度250~300℃，压力1.2MPa）的供热负荷的需求，两个系统并联后送到供热分汽缸（蒸汽汇集分配装置），然后再通过热网管道输送到用户。
机组运行在额定电负荷下，高压缸排汽蒸汽参数约为330℃、2.3MPa,因高排温度与热网用户温度接近，故蒸汽不需进行减温，仅需在管路上装设减压阀，将蒸汽减压后即可送到热网分汽缸；锅炉热再供热汽源的参数则较高（540℃、2.8MPa）,则需经过减温减压后方可与高排汽源并联，然后再送至分汽缸后送至热用户。
经过我们在现场进行多种工况下的试验数据表明：在供热采用高低压汽源两个系统并联的运行工况下，机组能满足对外最大供热负荷为180t/h（高再抽汽量为100t/h左右）的前提下，基本满足电网的要求（除最大电负荷出力外），实现AGC和一次调频，因锅炉蒸发量限制，电负荷可带300MW。
在供热母管流量＞100t/h时，为保证再热汽供热压力及汽轮机叶片的安全，须对中压调门关小后进行节流调节（需将甲、乙侧中压调门同时关小）。
在以上供热工况下，我们对汽轮机本体进行运行参数跟踪分析，并与制造厂家的要求进行比较各参数，结果为各轴承振动、温度以及推力瓦温度、支持轴承温度等参数均在制造厂允许范围之内，能够满足机组安全运行的要求。
2.3适应大流量供热所采取的技术路线
2.3.1基本要求
近几年来，面对热网规模的不断扩大、热用户总数逐渐增多的现状，此外我们考虑到部分机组在检修、调停后，仍在运行的机组需承担热网负荷的工况下，为满足热网负荷的需求，苏龙电厂提出了单台330MW机组接带热网供热负荷350t/h的要求，并需保证汽轮机、锅炉本体的正常运行。
考虑到供热减温水的因素，在接带350t/h的热网负荷的工况下，对汽轮机本体来说，需要具备250t/h高压蒸汽抽汽+50t/h低压蒸汽的抽汽能力，并保证电负荷在280MW工况下正常运行。
2.3.2 所采取的技术路线
依据以上要求，根据现场条件，我们在原热再抽汽口处扩口敷设了供热B减温减压装置，并从冷再管道新开抽汽口后接入原供热减温减压装置，以提升系统通流能力，满足热网需求。供热B管路系统与A热力系统（原供热管道系统）相同，减温减压装置选型也与原系统相同。
汽轮机本体因进行了部分抽汽，运行工况已与原来上汽厂的设计工况发生了较大偏离，机组本体各段轴承、推力瓦的受力情况也已发生了较大改变。为确保供热改造后设备的安全，苏龙电厂委托制造厂家上海汽轮机公司针对汽轮机在以上供热工况的安全性进行了专门核算。在核算前，双方到现场进行了试验，针对各种运行工况，将热负荷逐渐转移到试验机组，在每个工况下稳定2小时后对实际运行数据进行记录，提供给制造厂家进行专题分析、核算。
试验工况分为以下几个典型工况：
阀门全开非调整抽汽100t/h；
3阀全开非调整抽汽100t/h；
阀门全开调整抽汽250t/h（调整抽汽压力为3.0MPa）；
3阀全开调整抽汽250t/h（调整抽汽压力为2.8MPa）。
注：以上抽汽工况均未包含高排抽汽量。
试验结束后，将各项数据汇总到制造厂家进行核算。由厂家的计算结果可知：在以上的运行工况下，推力轴承压比均在允许范围之内，符合设计规范，满足对推力轴承安全性要求。在各试验工况下，汽轮机本体各项参数均在制造厂家允许的范围之内，锅炉受热面壁温、烟温也均未超标，机组各项运行参数正常。
2.3.3中调门参与调节的可行性试验研究
为保证再热抽汽压力及汽轮机叶片的安全，需对中调门进行节流调节，在大流量供热的工况下，中调下关的程度会比小流量供热的工况更大一些。我们需通过相关试验进行核验，确认中调门参与调节可操作性后，再在投入抽汽工况时应用。试验的工况选取允许中压调门参与调节的各典型工况点，尽量覆盖允许运行的抽汽工况范围。
试验的工况点如下：
工况1：机组在额定的边界条件下运行，负荷稳定在270MW，中压调门保持全开，此时中压进口压力约在2.7MPa，记录重要的试验数据。
工况2：在工况1的基础上，调节中调门，使中压进口压力增大到约3.0MPa，记录中调门开度与中压进口压力、轴向推力等试验数据。
工况3：机组在额定的边界条件下运行，负荷稳定在225MW，中压调门保持全开，此时中压进口压力约在2.3MPa，记录试验数据。
工况4：在工况3 的基础上，调节中调门，使中压进口压力增大到约3.0MPa，记录中调门开度与中压进口压力、轴向推力等试验数据。
工况5：机组在额定的边界条件下运行，负荷稳定在180MW，中压调门保持全开，此时中压进口压力约在1.85MPa，记录试验数据。
工况6：在工况5 的基础上，调节中调门，使中压进口压力增大到约2.0～3.0MPa，记录中调门开度与中压进口压力、轴向推力等试验数据。
经上汽对以上工况进行核算以后，由计算结果可知：VWO工况再热管处抽汽250t/h 时再热压力调整值需不小于2.8MPa，3VWO工况再热管处抽汽250t/h 时再热压力调整值需不小于2.7MPa。调整抽汽压力值降低，会使轴向推力有所变化，在实行供热改造后，需对轴向推力进行监视。
以上结论为现场机组实际运行中，作为指导中调关小具体开度的依据，并将相关内容写入运行规程督促各级人员严格执行。根据试验情况和核算结果，正常运行中调下关过程中开度≮20%。
3 供热系统压力和温度自动调节系统设计及运行
为满足热网的正常运行，在某一热源点发电厂多台机组带热网负荷并联运行的情况下，单台机组供热系统出口的温度和压力允许有一定范围内的变化，这和电网频率调整的方式相类似。所以在自动调节系统的设计过程中，对蒸汽温度、压力等参数的设置范围就可以有一定的余量，以防止减压调门和减温水调门频繁动作。根据现场运行经验，减压自动调节回路参数整定相对容易一些，因供热压力调节系统是一个响应慢、大滞后的系统。在热网系统用户较多、系统庞大的前提下，热网系统有相当大的蓄热容量，所以单个减压调门的开关对供热系统的压力影响相对有限，仅需对本台机组减压器的出口压力进行调整，一般按照将压力控制在0.1MPa以内的原则来进行调整，即可满足分汽缸压力的稳定。
在大流量供热工况下，对减温水量的调整就显得尤为重要。在热网负荷变动时，由于减温减压装置会存在汽水混合及减温水雾化程度不均匀等情况，因此使得减温器后的温度变化剧烈，装设于此处温度测点的变化幅度往往在50~80℃，有时甚至达到100℃左右，这样剧烈的温度变化会让管道、阀门等设备产生很大的交变应力，长期运行后管道会产生裂纹。通过试验，我们确定了在远离减温装置的管路上（距离为200m左右），另行装设两个独立的温度测点的方案，并取其平均值作为温度自动调节系统的依据，因此两个测点距离减温减压装置较远，管道内减温水与蒸汽之间混合已较为均匀，温度相对稳定，在调压自动工作正常的前提下，通过对减温水调节回路有效的参数整定和系统优化，能够满足正常运行情况下热网的温度要求。需要注意的是，与供热减压回路大滞后的特性不同，减温水调节是一个响应快、变化剧烈的系统，在PID参数的整定上需要经过多次试验后才能确定，需要结合具体情况后再进行优化。一般正常情况下温度变化在10℃以内，即可以满足分汽缸及热网系统温度的稳定。如在供热流量剧烈变化的工况下（如早上8：00左右）自动控制系统不能满足要求，则可采取加入前馈信号、引入串级调节等手段，对自动调节回路进行进一步优化，来确保减温水系统的稳定运行。苏龙电厂#5机组供热系统图见图1。
图1 苏龙电厂#5机组供热系统图
4 大流量供热对锅炉本体的影响及核算
在供热流量＜150t/h的情况下，采用高排+再热热段抽汽供热的方式对锅炉的影响有限，对设备和运行参数的影响均较小。然而在再热抽汽量在200t/h以上的工况下，此种抽汽方式不仅对汽机本体会产生影响，对锅炉本体也会产生较大影响。所以在对汽轮机本体进行试验、分析的同时，我们对锅炉也进行了相关试验，并将试验数据汇集后委托上海锅炉厂进行核算，以取得锅炉正常运行范围的依据。
数据分析工作是在原设计煤质资料和电厂提供的实际燃用煤质资料及锅炉受热面原有结构数据的基础上，结合上汽提供的机组抽汽供热后的汽机热平衡数据进行。
经过试验数据分析和核算：从各受热面的进出口烟温、进出口工质温度来看，各项参数均在正常范围内，锅炉各级受热面能满足吸热量的要求，过热器、再热器出口的蒸汽温度能达到额定值。与采用原设计煤对各抽汽工况的计算结果相比，燃用实际煤的情况下，过热器喷水量、再热器进口均略有增加，但不影响锅炉正常运行。由于抽汽位置位于锅炉再热器出口，对再热器受热面的蒸汽流量没有影响，通过上海锅炉厂进行核算，过热器、再热器等各级受热面的管子壁温仍在安全范围内。因此，按机组高再抽汽250t/h，锅炉的运行是安全的。
5 大流量供热工况下的技术路线建议
根据以上汽机本体、锅炉本体的核算情况，结合苏龙电厂在较大流量供热时取得的运行经验，我们认为：选择上汽K156机组的发电设备，在技术上能够满足高排抽汽50t/h+高再抽汽250t/h工况下的长期稳定运行要求。在对供热系统的机务、控制策略方案设计上，需要结合热力市场和机组运行、检修情况，进行合理设计，在运行过程中对自动调节回路进行精心调整；根据季节、用户情况超前研判热力负荷特性，确定恰当的PID调节设计方案。采取这些措施后，发电机组带大流量供热能够保证热网的安全稳定运行，并保证发电机组各设备在运行限额内，使机组能够更好地满足电力市场和热力市场的需求，并有效适应机组深度调峰的需求，成为真正意义上的热电联产机组，也符合 “300MW等级机组长距离供热”的国家政策，从而为全社会节能减排和环保事业作出贡献，并对电力系统内现有存量的多台300MW等级机组找到一条适合于电力和热力市场的新路。
6 汽轮机本体通流部分改造后的供热方式
2021年，苏龙热电采用上海汽轮机厂先进技术，对#5、6汽轮机本体通流部分进行改造，改造后可以满足带供热负荷350t/h,原有减温减压方式供热系统得以保留，并新增加中压缸抽汽工况，提高了供热方式的灵活性，并显著提高了机组运行的经济性，具体技术路线另文阐述。
参考文献
[1] 江阴苏龙热电有限公司#5、#6机组K156机组供热改造可研报告，上海电气汽轮机厂有限公司，2013年【R】.
[2] 江阴苏龙热电有限公司#5、#6机组锅炉供热改造可研报告，上海电气锅炉厂有限公司，2013年【R】.
[3] 自动化与仪表工程师手册，王树青，乐嘉谦编著.化学工业出版社，2010年【M】.
[4] 计算机控制系统，何克忠，李伟编著.清华大学出版社，2009年【M】.
作者简介：
钱渊（1973-） 男，江苏江阴人，高级工程师，主要从事发电厂汽机、热控专业技术管理工作。
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