三缸三排汽200MW汽轮机低压转子光轴改造后对辅机设备运行方式的影响分析
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【摘 要】在经济飞速发展的背景下，因国家GDP增速放缓，用电量急剧下降，发电厂如何在市场竞争中谋得一席之地，值得深思，小火电低压转子光轴改造技术已在部分电厂实现，并取得了良好效果，本文主要就华电能源富拉尔基发电厂汽轮机低压缸光轴改造后对辅机设备的影响进行了分析，从低压缸光轴改造后机组的运行情况着手分析。
【关键词】光轴改造 辅机运行 凝结水系统
随着城市化进程的逐渐加快，特别是农村城镇化速度加快，农村政策促进了城市供热面积的进一步扩大，而面对国家经济的“L”型发展，未来五年热电厂最突出的矛盾将是供热面积的逐渐增加和热电厂出力逐年下降的矛盾，“以热定电”的思维逻辑已不适合国家经济增速放缓的当下，特别是往后的几年，这种背离只会越来越明显，热电厂肩负着为居民供热的重任，如无深谋远虑，高瞻远瞩的视角，将很难在未来日益激烈的电力市场竞争中脱颖而出，华电富拉尔基发电厂结合当地机组运行的实际情况。对汽轮机低压缸进行了光轴改造，本文将对改造后对辅机系统产生的影响进行认真研究和分析。
1 机组简介
华电能源富拉尔基发电厂汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的N200-130/535/535型超高压一次中间再热、三缸三排汽、凝汽式汽轮机，机组有三个低压缸。总装机容量 1200mw，分为二期建设，一期 3 台 200MW 机组，二期扩建3 台 200MW 机组，共 6 台 200MW 凝汽式机组。汽轮机均为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司八十年代产品，汽轮机为冲动式三缸三排汽凝汽式汽轮机。分别于 1982、1983、1984、1987、1988、1989 年投产发电。其中二期 3 台汽轮机分别在 1996、1997、1998 年采用全三维技术进行了通流部分扩容改造，额定功率达到 210MW。
华电能源富拉尔基发电厂200MW汽轮机，是哈尔滨汽轮机厂有限责任生产的三缸三排汽超高压一次再热机组。根据要求，要对机组进行供热改造。为了增加供热量，拟将4#机组的2#低压缸内的双分流的全部通流拆除，更换成光轴，并改造连通管，成为供热机组。
将现有汽轮机改后，从中压缸排出的蒸汽的一部分仍然进入1#低压缸做功并进入冷凝器凝结，而2#低压缸不再有蒸汽进入，直接从连通管抽出去供热。2#低压转子拆除，更换成一根光轴，连接中压转子与发电机，起到传递扭矩的作用。机组在运行过程中，光轴会与低压缸内的蒸汽（或空气）产生摩擦鼓风发热，需要对其进行冷却，这个冷却方案要结合冷凝器的运行方式一并考虑，冷凝器机组维持真空热备用，并需要从中排引一股蒸汽对光轴进行冷却。
汽轮机光轴改造中，需要注意以下几个问题：
（1）低压转子更换成光轴，需要光轴转子的重量和转动惯量和原转子尽可能相同或相近，以保证临界转速尽可能不发生变化，轴承也能不必更换。
（2）更换时，低压的隔板、б兑残枰一并拆除。
（3）改造后，机组的低压通流部分只剩下了1#低压缸，中排压力需要靠进汽量和抽汽量来调节，不能过高也不能过低。中排压力过高时容易导致1#低压缸的蒸汽流量过载，因此运行时应该密切监视中排压力，中排压力最高计算值为0.28MPa；中排压力过低是容易造成中压末级叶片压差增大，易引起安全性问题，中排压力（抽汽工况）最低计算值为0.12MPa。
3.1 对凝结水系统运行方式的影响
电厂一期单台机组配置2台510m3/h的凝结水泵，均变频调速，正常运行时1台运行，1台备用；电厂二期单台机组配置2台560m3/h的凝结水泵，均变频调速，正常运行时1台运行，1台备用。
光轴抽汽改造后，汽轮机的安全排汽量不能高于153t/h，最大凝结水量为纯凝工况最大凝结水量的35%左右。由于改造后机组凝结水量较小，为了使凝结水泵能够正常运行及凝结水系统中的减温水能正常投入使用，可以通过变频调速运行1台凝结水泵并开大凝结水再循环管道上调节阀来满足机组正常运行要求。另外凝结水系统中的其他用水量很小（汽轮机二级旁路减温水、三级旁路减温水和排汽缸喷水减温水仅在机组启、停机时投入，机组正常运行时不投；调速给水泵机械密封冷却水少量，回水至凝结水泵入口管；化学氢站制氢用水，每24小时约2吨），改造后均能满足用水量需求。
3.2 对回热系统的影响
根据哈尔滨汽轮机厂提供的改造后机组热平衡图及原机组的热平衡图可以看出，改造后机组各级抽汽压力与原来各级抽汽压力有不同层次的微小改变，但均在各个高低压加热器的设计压力范围之内，均能满足改造后要求。
另外，光轴改造后低压级回热抽汽量有所改变，第7级回热抽汽量为零，第8级回热抽汽量减少。经哈汽核算，改造后第8级回热抽汽对应的1#低加正常投入运行；第7级回热抽汽对应的2#低加只作为凝结水侧及疏水侧的通路投入运行，而蒸汽侧停运，其对应抽汽管道阀门关闭。2#低加后的低加疏水泵正常投入运行。
3.3 对给水系统的影响
由于方案中的加热蒸汽和乏汽的疏水可以全部回收，3台机组的热网加热器疏水接回至机组主凝结水系统后进入给水系统，因此原给水系统及相关设备可以维持不变，只需注意给水的水质的问题，加强化学专业对水质进行监督管理。
3.4 对凝汽器系统的影响
机组进行光轴改造后，凝汽器的三个壳体（A/B/C）中，两个壳体（B/C）无低压缸排汽直接排入，剩余一个壳体（A）保持正常运行。见图1。
凝汽器（A）正常循环水量运行，抽真空泵正常运行；凝汽器（B/C）通入30%～50%循环水量运行，抽真空泵正常运行。
低压缸排汽主要由凝汽器（A）进行冷却，凝汽器（A/B/C）在喉部联通，低压缸排汽部分通过联通管进入凝汽器（B/C）壳体进行冷却。凝汽器（A/B/C）三壳体的负荷分配是由冷却水量调控的，由于联通管处存在较小的压力损失P，三个壳体的压力分布为PA>PB>PC，蒸汽流量GA> GB> GC，冷却水量同样也是WA> WB> WC，当水量调整平稳后，蒸汽负荷将按上述趋势自动平衡分配，三个壳体的平均背压将低于原有机组的运行背压值。各个壳体的蒸汽负荷的分配值，要根据实际循环水泵的布置情况及水量的调整能力，经过详细的计算后确定。
安全运行措施：
进行低压缸光轴供热改造后，凝汽器运行的原则如下：
（1）保证凝汽器（A）背压满足机组运行要求；
（2）保证排入凝汽器（B＼C）的附加流体能够正常冷却并及时排放；
（3）保证凝汽器（B＼C）之间温度相近，控制不同壳体之间弹簧支反力的差值。
鉴于以上原则，凝汽器最安全保守的运行方式如下：
（1）启动后调整各个凝汽器水量，原则为WA> WB> WC，抽真空泵正常运行；
（2）调整真空泵，可按照真空泵实际的配置情况，对应循环水量降低凝汽器（B＼C）的抽真空出力；
（3）调节凝汽器（A/B/C）凝结水出口阀门开度，保证凝汽器（A/B/C）水位标高基本一致。
（4）监测凝汽器（A）与凝汽器（B＼C）之间的背压和温差情况，控制弹簧在凝汽器热膨胀产生的支反力，保护凝汽器联通管补偿节。
3.5 对循环水系统的影响
电厂一期单台机组配置3台11520 m3/h的定速循环水泵，正常运行时2台运行，1台备用；电厂二期翁机组配置3台12240 m3/h的定速循环水泵，正常运行时2台运行，1台备用。机组光轴抽汽改造后，在冬季供热时，凝汽器的三个壳体（A＼B＼C）中，两个壳体（B＼C）无低压缸排汽进入，剩余一个壳体（A）保持正常运行。经凝汽器厂家核算，改造后凝汽器（A）需正常循环水量运行，凝汽器（B＼C）需通入30%～50%循环水量运行。
目前冬季机组正常运行时单台机组循环水量为17800t/h，光轴改造后循环水量约为9500～11900t/h。按原循环水泵的容量，正常运行时可以1台循环水泵运行，2台备用。
3.6 对真空系统的影响
机组在冬季供热运行时，#2，#3低压缸由光轴转子取代原低压通流，因排汽量为纯凝工况的1/3，对凝汽器来说，相当于低负荷运行，排汽量减少，空气量相对增加，现有的射水抽气器，一运一备，可能会导致抽气器抽吸能力不够，如果电厂不增加抽真空设备，也可以考虑供热运行时，两个抽气器同时运行。在低压缸轴封最外圈也可使用接触式汽封，以减小轴封处的漏空气量。
4 结语
在降本增效和环境保护的背景下，华电能源富拉尔基发电厂以低压缸转子光轴改造为技术突破口，这是一条可行的道路，本文主要就低压缸光轴改造后对辅机系统的影响进行了分析，使读者对低压转子光轴改造了解更深入。