王志云，赵玉柱，王学栋*，张元舒
（1.包头东华热电有限公司，内蒙古自治区 包头市 014000；
2.华电电力科学研究院有限公司，浙江省 杭州市 310030）
在“2030碳达峰、2060碳中和”的“双碳”目标提出后，国家对燃煤污染物排放的要求越来越严格，能源行业和地方政府也严格控制燃煤消耗总量和燃煤污染物排放量。面对百年未有之大变局，碳中和作为统筹国内经济社会可持续发展与全球应对气候变化协同共赢的发展战略，引导经济发展动力由资源依赖转向技术创新，实现能源安全、经济高质量发展和生态环境质量持续改善，是我国未来能源、电力行业绿色低碳发展的重大目标。在此形势下，新能源发电技术快速提升的同时，新能源发电装机容量得到大幅度提高。
随着经济社会的发展和居民生活水平的提高，燃煤机组供热量逐年增加，小容量供热机组和分散供热源被大容量热电联产机组逐步替代，也有大容量纯凝机组改造为热电联产机组以满足用户各种参数的供热需求，在供热质量和数量双提升的同时，降低了燃料消耗总量和污染物排放量，达到节能减排的目的。
目前，供热机组的类型、容量、供热方式、供热参数差别很大。采暖供热方式包括抽汽供热[1-2]、低压缸光轴供热[3]、低压缸切缸供热[4-7]、低压缸高背压循环水供热[8-11]、空冷机组低压缸排汽供热等。对于工业抽汽的热电联产机组，特别是技改型热电联产机组，由于用户参数较高且差别较大，为了满足用户需要，抽汽汽源千差万别，包括高压缸排汽管道抽汽、中压缸进汽管道抽汽、中低压缸连通管打孔抽汽等多种形式[12-17]，机组在供热工况下呈现不同的运行状态，而且为了消纳新能源发电量，供热机组也需要参与调峰，导致供热抽汽参数变化较大，达不到用户要求时，需要切换汽源，或者利用压力适配器来调整供汽参数。
机组对外供采暖抽汽和工业抽汽，在节能减排的同时提高了机组的经济性，但是给机组运行带来不稳定因素。本文通过试验研究了300 MW等级机组利用再热蒸汽管道实现抽汽扩容改造，在抽汽量较大、供汽参数需求较高时中压调门参与调节的调节特性，对机组高、中压缸运行性能的影响，以及中压调门调节工业抽汽流量的运行方式对机组经济性、安全性的影响，为同类型机组的供热改造提供重要参考。
1.1 汽轮机技术规范
某300 MW等级汽轮机组型号为C312/305-16.67/0.5/538/538，型式为亚临界、一次中间再热、高中压合缸、双缸、双排汽、单轴、抽凝式汽轮机，采用一级调整供热抽汽，汽轮机技术参数如表1所示。
表1 汽轮机技术参数Tab.1 Technical parameters of steam turbine
1.2 再热蒸汽管道抽汽供热系统
机组原设计只带采暖抽汽，为了满足较高参数工业抽汽需要，2台300 MW等级机组在再热蒸汽管道上打孔抽汽，供热抽汽经减温减压后对外供汽，减温水取自给水泵中间抽头，电厂出口供热抽汽参数为1.4 MPa、320℃，满足厂外工业用户用汽参数1.1~1.4 MPa、310~320℃的要求，单机设计最大抽汽流量为200 t/h，2台机组的总抽汽量满足当前最大瞬时流量的要求。2台机组再热管道抽汽汇成一根母管进入减温减压器，参数降低后对外供汽，系统简图如图1所示。
图1 再热蒸汽管道抽汽供热系统简图Fig.1 Schematic diagram of extraction steam heating system of reheated steam pipe
机组从再热蒸汽管道上打孔抽汽，抽汽参数与机组负荷关系密切，在机组负荷低、抽汽量较大时，为了保证供汽参数满足用户要求，需要中压调门参与调节，对高、中压缸的做功能力和机组运行特性、机组轴系安全指标都有影响，因此在4号机组上进行中压调门调节特性试验。
2.1 试验方法与试验工况
基于机组当前电负荷和供热抽汽量，依据机组负荷和供汽参数变化调整中压调门开度。机组试验电负荷为250 MW，供热抽汽量约为50 t/h。试验时，切除自动发电控制(automatic generation control，AGC)及一次调频，稳定机组电负荷，主蒸汽流量、高压调门开度等机炉主要运行参数，稳定机组抽汽流量与补水流量，并调整补水流量与抽汽流量相同或相近，保持流量平衡以维持试验期间机组单元制运行，除了对外供汽和补水外，4号机组与其他机组之间的汽水联络全部进行有效隔离。
2.2 中压调门调整方法
调整机组协调运行方式为阀门模式，蒸汽参数由锅炉控制并保持稳定。手动控制关闭汽轮机中压调门开度，100%至50%开度内每次关闭5%，50%开度以下每次关闭3%，每次关闭中压调门后，保持机组稳定30 min以上，观察相关参数的变化，根据变化幅度，在中压调门开度分别为100%、50%、35%、30%和25%下进行试验。
2.3 试验参数测量
试验时，主蒸汽压力和温度、高压缸排汽压力和温度、再热蒸汽压力和温度、中压缸排汽压力和温度、抽汽母管压力和温度都换装试验表计测量，给水流量、过热器和再热器减温水流量、工业抽汽流量和电厂对外供汽流量都采用机组运行表计测量，每个工况采集30 min以上稳定运行的数据。
2.4 试验参数控制
中压调门调节特性试验为机组非常规运行方式试验，在参数调整和试验期间应严密监控机组各安全指标在制造厂给定的极限值以内，保证机组安全运行。
2.4.1 各监视段压力、温度
调节级压力不大于13.23 MPa，调节级温度不高于510℃；
高压缸压比大于1.7，高压缸排汽压力不大于4.82 MPa；
再热蒸汽压力小于3.702 MPa；
高压缸排汽温度高于384℃时，应监视再热器管壁温度不超限，高压缸排汽温度超过报警值404℃时，应立即停止试验。
2.4.2 机组轴系安全指标
1）轴向位移。当轴向位移增至±0.20 mm时，应立即停止试验；
当轴向位移增至±0.6 mm时，应立即减负荷；
维持轴向位移不超过±0.9 mm，当轴向位移增至±1.0 mm时，应立即破坏真空紧急停机。
2）推力瓦温。当推力瓦温升高至85℃或其上升速率大于2℃/min时，应立即停止试验；
当推力瓦温升高至89℃时，应适当降负荷运行。
3）轴瓦温度。当轴瓦温度达到98℃或其上升速率大于2℃/min时，应立即停止试验。
4）轴瓦、推力瓦回油温度。当回油温度升高至65℃或其上升速率大于2℃/min时，应立即停止试验；
当回油温度升高至70℃时，应降负荷运行。
5）轴承振动。监视并保持轴振动在报警值0.125 mm以内。
6）胀差。当胀差增加超过1 mm时，应立即停止试验。
3.1 试验结果
3.1.1 热力性能试验结果
机组250 MW工况下中压调门调节特性试验结果见表2。
表2 机组250MW工况下热力性能试验结果Tab.2 Thermal performance test results under 250 MW condition
3.1.2 机组轴系安全指标
试验过程中，随着中压调门开度减小，机组轴系轴瓦温度、轴瓦回油温度、轴向位移、胀差等安全指标都在安全运行范围内。250 MW工况下，测量各轴瓦振动数据见表3。
由表3中试验结果得知，高中压转子1X和2X轴振偏大，振动分量以一倍频为主，表明高中压转子存在一定的机械不平衡，同时高调门开启顺序对高中压转子的振动有一定影响；
中压调门流量特性试验期间，轴位移、缸胀、胀差、轴瓦温度等参数保持稳定，变化不大。
表3 250 MW工况下各轴瓦振动数据Tab.3 Vibration data of each bearing under 250 MWcondition
3.2 试验结果分析
根据表2试验结果，分析机组供热改造后中压调门参与调节时，中压调门开度与高压缸、中压缸参数及供热参数之间的关系。
3.2.1 中压缸进汽流量
随着中压调门开度的减小，中压缸进汽流量逐步降低，再热蒸汽压力逐渐升高，其特性曲线如图2所示。可以看出，在250 MW工况下，当中压调门开度由99.01%降至24.97%时，中压缸进汽流量由615.20 t/h降至602.76 t/h，再热蒸汽压力由2.75 MPa升至3.44 MPa。
图2 再热蒸汽压力、中压缸进汽流量与中压调门开度特性曲线Fig.2 Characteristic curves of reheated steam pressure,intermediate pressure cylinder inlet flow and intermediate pressure regulating valve opening
3.2.2 高压缸压比与高压缸排汽温度
随着中压调门开度的减小，高压缸效率稍有降低，变化范围为75.80%~77.00%，变化不大，但当中压调门开度低于30%时，高压缸蒸汽焓降和高压缸效率明显降低。随着中压调门开度的减小，高压缸排汽压力逐步增加，高压缸压比逐渐减小，其最大值为3.13，最小值为2.65；
高压缸排汽温度随中压调门开度的减小而升高，其最高温度为331.76℃，最低温度为312.97℃。图3为高压缸压比随中压调门开度变化的特性曲线。
图3 高压缸压比与中压调门开度特性曲线Fig.3 Characteristic curve of high pressure cylinder pressure ratio and intermediate pressure regulating valve opening
3.2.3 中压缸效率
随着中压调门开度的减小，中压缸蒸汽焓降变化不大，但中压缸效率逐渐降低。在250 MW工况下，当中压调门开度从99.01%降至24.97%时，中压缸效率从93.37%降至84.78%。中压缸效率与中压调门开度的特性曲线如图4所示。
图4 中压缸效率与中压调门开度特性曲线Fig.4 Characteristic curve of intermediate pressure cylinder efficiency and intermediate pressure regulating valve opening
3.2.4 机组负荷与监视段压力
由表2试验结果得知，在主蒸汽流量保持不变的前提下，随着中压调门开度逐渐减小，再热汽管道供热抽汽量基本不变，高压缸蒸汽焓降和中压缸蒸汽焓降变化不大，但一段抽汽压力、高压缸排汽压力增加，1号、2号高加回热抽汽量增加，中压缸进汽流量逐步降低，导致机组高、中压缸做功量减小，机组电负荷降低9.79 MW。机组负荷和中压调门开度的特性曲线如图5所示。由于控制机组主蒸汽流量和主汽调门开度不变，中压调门开度减小过程中，调节级后压力稍有增加，一段抽汽压力和高压缸排汽压力增加明显，三段、四段抽汽压力基本保持不变。
图5 机组负荷与中压调门开度特性曲线Fig.5 Characteristic curve of unit power load and intermediate pressure regulating valve opening
3.2.5 给水泵汽轮机
由表2试验结果可知，在250 MW工况下，随着中压调门开度逐渐减小，四段抽汽压力变化不大，给水泵汽轮机低压调门开度变化不大，表明给水泵汽轮机的运行工况比较稳定，中压调门的调整对给水泵汽轮机的安全运行没有影响。
3.3 再热蒸汽管道供热抽汽能力
试验时由于用户用汽量限制，在250 MW工况下，再热汽管道供热抽汽量为52.20~53.94 t/h。当中压调门最小开度为24.97%时，中压缸进汽压力为3.44 MPa，中压缸进汽流量为602.76 t/h，再热抽汽母管压力为3.13 MPa。利用中压调门参与调节，制造厂商限定的最大抽汽流量为200 t/h，中压调门在调节时只能同时开关，且最低开度不能小于15%。在试验和操作程序控制上，中压调门同步动作的最低开度不小于20%，如要继续增大抽汽量，则需对中压调门进行改造，减小中压调门的通流面积，但这需要考虑常年平均供热抽汽量和机组常年平均运行负荷，或利用座缸阀调节机组高参数的供热抽汽量。中压座缸供热调节阀设计无预启阀结构，调节性能好，节流损失小，目前广泛用于供热压力2.0~5.0 MPa可调节抽汽方案。
研究了从再热蒸汽管道抽汽供热时汽轮机中压进汽调门参与调节的运行特性，得到如下结论：
1）随着中压调门开度的减小，中压缸进汽流量逐步降低，进汽压力逐渐升高，在250 MW工况下，当中压调门最小开度为24.97%时，中压缸进汽压力为3.44 MPa，中压缸进汽流量达到602.76 t/h，机组高、中压缸通流量和做功量减小，机组电负荷降低9.79 MW。
2）随着中压调门开度的减小，高压缸排汽压力逐渐增加，高压缸压比逐渐减小。
3）在中压调门参与调节的初期，高压缸效率稍有降低，变化不大，但中压调门开度低于30%后，高压缸效率明显降低；
随着中压调门开度的减小，中压缸效率逐渐降低，当中压调门开度从99.01%降至24.97%时，中压缸效率从93.37%降至84.78%。