王 力，包偉偉，張 敏，周乃康，徐 泰

（1.國家電投集團東北電力有限公司，沈陽 110181；2.國家電投集團中央研究院，北京 150046；3.中電投東北能源科技有限公司，沈陽 110179）

0 引言

近年來，我國的環(huán)保政策日益嚴格，北方的供暖形式由小范圍獨立供熱向集中供熱發(fā)展，大型熱電聯產機組是集中供熱的中堅力量，其供熱的靈活性和經濟性越來越受到重視。常規(guī)熱電聯產機組一般采用中間抽汽供熱技術，受制于技術的不足，在冬季供熱時采用以熱定電的方式運行，供熱期的調峰能力受到熱負荷的限制，供熱能力也未最大化。這一供熱特性導致供熱機組占比較大的地區(qū)在供熱期電網面臨很大的調峰難困難，為保證供熱，不得不放棄大量的新能源，造成棄風棄光的現象。

因此，各大電力公司聯合電力研究機構、制造廠、發(fā)電廠等一起，發(fā)展出了高背壓供熱技術、光軸供熱技術、低壓缸進汽切除供熱技術（以下簡稱“切缸技術”）等，以提升供熱機組的靈活性和經濟性，并取得了較好的應用效果[1-4]。其中，切缸技術的設備投資低，是當下綜合性能最好的供熱技術之一[5-6]。目前，雖然切缸技術在行業(yè)內已有較多應用案例，但尚未見到對切缸技術供熱特性的論述分析。基于此，以某350 MW 超臨界機組的切缸技術改造為例，對該機組采用切缸技術后的供熱特性進行分析。

1 機組概況

某發(fā)電廠350 MW 超臨界機組是由哈爾濱汽輪機廠有限責任公司生產制造的超臨界、一次中間再熱、單軸、雙缸雙排汽、抽凝式汽輪機，機組型號為C350/280-24.2/0.4/566/566。 該機組于2018 年投運，為面向北方采暖供熱市場專門設計的供熱機組，采用中間抽汽供熱技術，抽汽位置在中壓缸排汽處，設計抽汽壓力0.4 MPa，抽汽溫度約280 ℃，最大抽汽量可達到約550 t/h。機組主要技術規(guī)范如表1 所示。

表1 機組主要技術規(guī)范

中間抽汽技術的采暖抽汽量與主蒸汽量、機組出力之間有一定關系，汽輪機廠家提供的原機組抽汽工況見圖1。

圖1 原機組抽汽工況

如圖1 所示，機組投供熱時的運行范圍為粗實線包圍的部分，細斜實線為采暖抽汽量關系線，從右下往左上抽汽量依次是0 t/h，100 t/h，200 t/h，300 t/h，400 t/h 和500 t/h。根據圖1 可知原機組的供熱有如下特點：

（1）機組投供熱時負荷有一定范圍限制。機組投供熱最小負荷為175 MW， 是額定出力的50%，也即機組投供熱的負荷范圍為50%～100%額定出力。

（2）機組最大供熱能力受限。在最大抽汽工況時，采暖抽汽量為550 t/h，此時仍有約150 t/h蒸汽進入低壓缸，機組供熱能力未最大化。

（3）機組低負荷時供熱能力受限。50%負荷工況下的最大供熱能力約為210 t/h，只有最大抽汽工況下的約38%。

（4）采暖抽汽工況仍存在冷端損失，機組熱耗還有繼續(xù)優(yōu)化的空間。

針對以上中間抽汽技術的供熱特點，可以考慮在此基礎上切除低壓缸進汽，進一步增強機組的靈活性及經濟性。

2 切缸技術

切缸技術是背壓供熱技術的一種，或稱為“低壓缸零出力技術”，其將汽輪機中低壓連通管堵死，將中壓排汽接入熱網加熱器，加熱熱網循環(huán)水，實現采暖供熱。低壓缸進汽切除后，僅有少量冷卻蒸汽進入低壓缸，中壓缸排汽將更多地提供給熱用戶，因此可以提高機組的供熱能力和調峰能力。低壓缸在切缸狀態(tài)下運行時，冷卻蒸汽量一般為10～20 t/h，遠遠小于正常狀態(tài)下的進汽量，因此對汽輪機的安全有較明顯的影響，主要有以下問題：

（1）末級葉片動應力問題。低壓缸進汽切除后，僅保留少量蒸汽進入低壓缸，此時蒸汽量下降導致低壓缸內部流場不穩(wěn)定，氣流從葉片表面脫落產生聚集現象，如圖2 所示，形成倒流渦流區(qū)[7]。渦流有可能引發(fā)不規(guī)律的氣流激振，使葉片出現動應力“突增現象”，此時的動應力比設計工況要大5～10 倍[8]，如圖3 所示。如果不對葉片動應力水平加以限制的話，會嚴重影響葉片的安全運行，因此，切缸技術改造前需要首先對末葉的安全性進行校核。

圖2 某葉片小流量下葉型渦流線

圖3 某葉片相對動應力與相對流量關系

（2）鼓風問題。低壓缸進汽量過小時會引起鼓風現象，鼓風將引起葉片溫度升高到200 ℃以上[9]，帶來以下問題：軸承標高發(fā)生變化，容易引起汽缸變形，動靜碰磨；末三級葉片許用值均發(fā)生變化，存在靜應力超標的風險；末三級葉片整圈動頻率下降，存在共振點落入避開區(qū)的風險。為解決此類問題，需要優(yōu)化低壓缸噴水系統以降低排汽溫度，在末兩級葉片設置溫度測點，給定葉片運行溫度上限，并設置報警保護。

（3）水蝕問題。葉片長時間在低負荷工況下運行，葉片根部的脫流和葉片頂部的渦流汽流中夾帶的水滴隨蒸汽倒流沖刷葉片，使葉片根部、頂部水蝕嚴重，長期運行給葉片帶來嚴重的安全隱患[10-11]。對于末級葉片水蝕問題，葉片出汽邊需要進行噴涂處理，以提高葉片抗水蝕沖刷性能。

因此，現役機組要實現切缸供熱，需要對機組進行切缸改造。結合上述問題，切缸改造的主要內容有：如果原抽汽蝶閥存在最小通流面積，不能實現蒸汽截斷，則需要改造原抽汽蝶閥，實現中低壓連通管的隔斷。為了有效控制進入低壓缸的冷卻蒸汽流量，需要增設冷卻蒸汽旁路及相應的調節(jié)閥；為了保證末級葉片處于安全的運行條件，需要增加蒸汽溫度測點并對末葉進行噴涂強化；為了解決末級鼓風帶來的排汽溫度升高問題，需要優(yōu)化低壓缸噴水系統。

綜合以上要求，切缸改造范圍包括中低壓連通管及抽汽蝶閥、低壓缸冷卻蒸汽旁路及閥門、低壓缸噴水系統管路及閥門、低壓缸末兩級蒸汽溫度測點以及部分控制卡件等。

3 切缸技術供熱特性

低壓缸進汽切除后，低壓缸最小進汽量由原來的150 t/h 降低至10～20 t/h，可以在全負荷范圍內增加額外的供熱能力。 由于低壓缸進汽切除，投供熱的最小負荷可以降低至50%負荷以下。同時，由于低壓缸基本上無功率輸出，機組投供熱時的出力將大幅下降，最小負荷可以繼續(xù)降低約30%。根據計算，低壓缸進汽切除后的供熱具備以下特點：

（1）機組投供熱時最低負荷進一步降低。低壓缸進汽切除后，機組可以在鍋爐最低穩(wěn)燃負荷下帶供熱運行， 對應機組負荷為額定出力的約20%，即機組投供熱的負荷范圍為20%～100%額定出力。

（2）機組最大供熱能力進一步提高。低壓缸進汽切除后，低壓缸進汽量減小約140 t/h，對應的6—8 號低壓加熱器停用，中排的5 號低加抽汽量需要增加30 t/h 左右，剩余110 t/h 蒸汽可以提供給熱用戶。所以低壓缸進汽切除后，機組最大供熱能力由550 t/h 增加至660 t/h。

（3）低負荷時供熱調峰能力進一步提高。由于低壓缸進汽被切除，低壓缸不輸出功率，使機組在調峰方面具有天然優(yōu)勢。根據計算，50%額定出力下的最大供熱能力為490 t/h，20%額定出力下的最大供熱能力為220 t/h，可以充分滿足供熱時的調峰要求。各負荷下的最大抽汽量見表2。

表2 不同負荷下最大供熱能力

（4）機組供熱經濟性進一步提高。低壓缸進汽切除后，機組的冷端損失進一步減少，最大抽汽工況時的機組熱耗可以降低至4 314.4 kJ/kWh，比常規(guī)供熱時對應工況的熱耗降低1 092.2 kJ/kWh，進一步提高機組運行經濟性。

4 改造前后比較

切缸供熱技術與常規(guī)中間抽汽供熱技術在供熱能力、調峰能力、運行經濟性、安全穩(wěn)定性等方面具有較大區(qū)別，現將2 種技術進行對比。

4.1 最大供熱能力

機組各負荷下最大供熱能力比較如圖4 所示。根據圖4 可知，切缸技術在全負荷范圍內的最大供熱能力均優(yōu)于常規(guī)中間抽汽技術，其中切缸技術的最大供熱能力比常規(guī)中間抽汽技術增加110 t/h，可以達到660 t/h。按照50 W/m2的供熱標準計算[12]，單臺機組采用切缸技術后，可以達到的最大供熱面積約為960 萬m2，比常規(guī)抽汽機組供熱面積增加約160 萬m2。

圖4 最大供熱能力對比

4.2 調峰能力

低壓缸進汽切除后的機組抽汽工況如圖5 所示，淺色粗實線部分是常規(guī)中間抽汽技術的運行范圍，深色粗實線部分是采用切缸技術后增加的運行范圍。根據對比可知，切缸技術在調峰能力方面具有以下優(yōu)勢：

（1）供熱期機組最低運行負荷可以由50%額定出力降低至20%額定出力，調峰能力增加30%額定出力。

（2）機組可以實現50%額定出力以下時對外供熱抽汽。

（3）相同負荷下的機組供熱能力提高，75%負荷下供熱能力提高至1.3 倍，50%負荷下供熱能力提高至2.3 倍。

（4）相同供熱抽汽量下的機組負荷率更低，如供熱抽汽量400 t/h 時，機組負荷可以由66%額定出力降低至41%額定出力。

圖5 機組運行范圍對比

4.3 運行經濟性

低壓缸進汽切除后機組在冬季供熱的運行經濟性優(yōu)于常規(guī)中間抽汽供熱技術，具體對比如表3 所示。

表3 熱耗水平對比

考慮到調峰對供熱機組負荷率的影響，按采暖期平均負荷率40%、運行時間4 個月考慮，按鍋爐效率93%、管道效率99%、標煤每噸800 元計算[13-14]，采用切缸技術后單臺機組采暖期經濟性收益如表4 所示。

表4 采暖期經濟收益計算

根據表4 計算結果顯示，采用切缸技術后，僅機組運行經濟性帶來的收益每年約1 306 萬元，這還未考慮供熱能力提升及調峰電價補貼帶來的經濟收益。切缸改造如果不涉及末葉更換，一般的改造費用約為500 萬元。如果涉及到末葉更換，則改造成本約為1 000 萬元。對于該機組，經安全性核算，末葉可以滿足切缸運行要求，因此不需要更換末葉。

4.4 安全性

常規(guī)中間抽汽技術目前已經相當成熟，機組運行穩(wěn)定性好，安全可靠。采用切缸技術后，機組的供熱能力、調峰能力和經濟性得到大幅提升，但相對應地也存在一定程度風險。

由前文所述，切缸運行的風險主要集中在汽輪機本體，突出表現在末葉上。目前工程上采取的措施主要有：對于末級葉片在小容積流量下運行的動應力問題，首先進行末級葉片的安全性核算。末級葉片的安全性核算應采用有限元分析方法，建立整圈葉片模型，進行靜應力分析、模態(tài)分析以及動應力分析，以動應力為主要校核指標，校核末葉的安全性。如果安全性不能滿足，則需更換末葉。同時，為了保證末級葉片處于安全的運行條件，需要增加末兩級的蒸汽溫度測點，以監(jiān)測葉片的工作溫度。對于水蝕問題，需要對末葉進行粉末噴涂強化，提高抗水蝕能力。對于末級鼓風帶來的排汽溫度升高問題，需要核算冷卻蒸汽量、優(yōu)化冷卻蒸汽的參數以及改造低壓缸噴水系統，保證噴水系統的工作可靠性。

另外，低壓缸切缸運行時，凝汽器、低壓加熱器、汽封冷卻器等輔助設備都處于低負荷運行狀態(tài)，也需要采取一定的措施。為提高運行經濟性，凝汽器可以單側運行，但長期單側運行會導致凝汽器結垢加劇、管內循環(huán)水靜置，加劇換熱管點蝕。因此需定期調換凝汽器投運和不投運兩側的運行狀態(tài)。低壓加熱器如長期停運，需要做好排空、吹干、充氮等保護措施。汽封冷卻器的汽側、水側參數均會發(fā)生變化，需要根據進入汽封冷卻器的汽、水邊界重新評估是否滿足安全運行要求，必要時可更換設備并調整冷源。

綜上所述，低壓缸進汽切除后，雖然末級葉片可能存在動應力、鼓風、水蝕等問題，但是都有一定解決措施。然而這些技術措施的實踐經驗還相對不足，此項技術還未經過5 年以上的實踐檢驗。因此，切缸技術目前仍是一項收益與風險并存的改造技術[15]。

5 結語

對350 MW 超臨界機組切缸技術進行了介紹和分析，與常規(guī)中間抽汽技術在供熱能力、調峰能力、經濟性和安全性進行了詳細對比。對比結果顯示，低壓缸進汽切除后，機組供熱能力增加110 t/h，供熱面積增加160 萬m2；機組調峰能力能力加強，最低負荷可以降低至20%額定負荷；機組供暖期運行熱耗降低，每年節(jié)約標煤16 320 t，帶來經濟性收益1 306 萬元；機組運行安全性需要根據實際運行效果進一步調整與加強。 綜上，切缸技術是一項收益明顯、投資成本低、應用前景廣闊的供熱改造技術。