徐永振，段東濤，李 偉

（山東濟礦魯能煤電股份有限公司陽城電廠，山東濟寧 272502）

0 引言

陽城電廠裝機2×150 MW凝汽式汽輪發(fā)電機組，設計建設時為純發(fā)電機組，沒有對外供熱的功能。隨著電廠所在地縣城供暖面積的不斷增長和環(huán)保排放標準的不斷加嚴，縣城原有的燃煤小鍋爐無法滿足熱負荷及節(jié)能、環(huán)保要求，亟需穩(wěn)定可靠的集中供熱熱源。陽城電廠通過調研、論證，采取了總體設計、分步實施的供熱改造方式，實現(xiàn)了純凝機組改供熱機組的升級轉變。

1 改造前汽輪機概況

1.1 汽輪機技術規(guī)范

陽城電廠汽輪機為東方汽輪機廠生產的高溫超高壓、一次中間再熱、單軸、沖動式、雙缸雙排汽、凝汽式汽輪機，型號為N150-13.24/535/535。汽輪機采用高中壓合缸，電液調節(jié)的方式，高中壓轉子及低壓轉子為整鍛結構，具有七級不調整抽汽，采用30%額定容量的2級串聯(lián)旁路系統(tǒng)。汽輪機額定功率150.206 MW，最大連續(xù)工況功率157.098 MW，額定主蒸汽壓力13.24 MPa，溫度535℃，流量449.5 t/h。再熱蒸汽壓力2.506 MPa，溫度535 ℃，流量370.494 t/h。

1.2 汽輪機本體結構

汽輪機為雙缸雙排汽型式，高中壓部分采用合缸結構，高壓部分和中壓部分設計為雙層缸，低壓缸為對稱分流式，也采用雙層缸結構。

高壓通流部分設計為反向流動，高壓和中壓進汽口都布置在高中壓缸中部，是整個機組工作溫度最高的部位。從鍋爐過熱器出來的主蒸汽經過2根Φ273×28 mm主蒸汽管進入高壓主汽調節(jié)閥，然后再由4根Φ219×29 mm高壓主汽管和裝在高中壓外缸中部的4個高壓進汽管分別從上下方向導入高壓缸的噴嘴室，然后進入高壓通流部分。蒸汽經一個單列調節(jié)級和8個壓力級做功后，由高中壓缸前端下部的2個高壓排汽口排出，經2根Φ426×11 mm冷段再熱汽管去鍋爐再熱器的蒸汽通過兩個高壓排汽止回閥，經兩根冷段再熱蒸汽管進入鍋爐再熱器，高壓第7級后設一段回熱抽汽供2#高加，第九級后（高壓排汽）設二段回熱抽汽供1#高加。

再熱蒸汽通過2根Φ426×14 mm熱段再熱汽管進入中壓聯(lián)合汽閥，再經4根Φ325×18 mm中壓主汽管從高中壓外缸中部上下方向進入中壓通流部分。中壓部分共有10個壓力級中壓6級后設三段回熱抽汽供除氧器。中壓8級后設4段回熱抽汽供4#低加，中壓10級后（中壓排汽）設五段回熱抽汽供3#低加，其余部分從上部左右2個Φ900 mm的排汽口進入連通管通向低壓缸。

低壓部分為對稱分流雙層缸結構，蒸汽由低壓缸中部進入通流部分，分別向前后2個方向流動，經2×6個壓力級作功后向下排入凝結器，在3級和5級依次設有六、七段回熱抽汽，分別供2#，1#低壓加熱器。

2 汽輪機打孔抽汽供熱改造方案

根據縣城供熱面積需求情況，陽城電廠供熱改造分兩期實施。一期對兩臺機組進行打孔抽汽改造，配套建設供熱首站及一次熱網，實現(xiàn)供熱面積400萬m2；二期對一臺機組進行高背壓改造，實現(xiàn)供熱面積600萬m2。

2.1 汽輪機本體改造方案

機組打孔抽汽接管位置為汽輪機中壓缸至低壓缸的連通管處，將原大拉桿補償器前彎頭改為三通，三通出口分別為接至低壓缸供汽和供首站供熱用抽汽。供首站供熱用抽汽管道設抽汽氣動逆止閥、液動關斷閥和電動蝶閥；至低壓缸供汽管道設置電動調節(jié)蝶閥，用以調整分配抽汽流量。

打孔抽汽向供熱首站抽汽壓力為0.25 MPa，溫度250℃，單機最大抽汽量180 t/h，總抽汽量最大360 t/h。1#機供熱抽汽管道沿汽機房9 mA列柱布置，在汽機房擴建端與2#機抽汽管道合并為母管后接至供熱首站。

2.2 供熱首站建設方案

2.2.1 供熱首站整體布置

供熱首站設置在電廠主廠房擴建端東北側，按1000萬m2供熱面積設計，一次設計，分期施工。供熱首站占地面積42×21=882 m2，3層布置。一層設置熱網循環(huán)水泵、補水箱、凝結水箱、除污器、組合式軟化水裝置、配電室等；二層為管道層，布置汽動循環(huán)水泵進汽母管、熱網換熱器進汽母管、熱網循環(huán)水供水母管和回水母管等；三層設置換熱器、控制室等。

2.2.2 熱網循環(huán)水泵的配置及運行方式

供熱首站采用汽動循環(huán)水泵運行、電動循環(huán)水泵備用的形式實施供暖。設計供熱面積1000萬m2，設置3臺汽動循環(huán)水泵，1臺電動循環(huán)水泵，電動循環(huán)水泵備用。汽動循環(huán)水泵揚程108 m，流量3300 m3/h，配B1.3-0.25/0.12背壓汽輪機拖動，汽輪機額定功率1300 kW；電動循環(huán)水泵揚程108 m，流量2500 m3/h，功率1000 kW，變頻調節(jié)。

一期工程設4臺汽—水換熱器，其中2臺為電廠2×150 MW純凝機組抽汽改造供汽，供汽壓力P=0.25 MPa，溫度250℃；2臺為汽動泵排汽供汽，供汽壓力0.12 MPa，溫度200℃；預留1臺95 MW汽——水換熱器位置。

當供熱面積小于400萬m2時，運行1臺汽動泵、2臺汽動泵排汽換熱器和1臺新蒸汽換熱器，其中1臺排汽換熱器，需要補充0.25 MPa蒸汽減壓為0.12 MPa蒸汽；當供熱面積為（400～700）萬m2時，運行2臺汽動泵和2臺汽動泵排汽換熱器及2臺新蒸汽換熱器；當供熱面積大于700㎡萬時運行3臺汽動泵和全部5臺換熱器。

2.2.3 凝結水系統(tǒng)的配置

供熱首站最大蒸汽流量360 t/h，凝結水全部回收。設置3臺流量200 m3/h，揚程122 m，功率110 kW，電壓等級380 V的變頻調速凝結水泵，凝結水泵二用一備。凝結水由供熱首站接至電廠主廠房，在主廠房分兩路分別送至1#和2#高壓除氧器。

設置容量為1個72 m3凝結水箱，凝結水箱滿足（10～20）min凝結水量儲存，凝結水箱外形尺寸6000 mm×400 mm0×3300 mm。

3 汽輪機高背壓供熱改造方案

打孔抽汽改造后，兩臺機組供熱面積達到了400萬m2，由于采暖負荷的增加，電廠又實施了二期高背壓供熱改造，使單臺機組供熱能力達到600萬m2。同時，高背壓供熱改造后，熱網循環(huán)水直接進入機組凝汽器作為冷卻水，從冷卻塔排放的熱量全部回收利用，提高機組熱效率，節(jié)能效果顯著。

3.1 汽機本體改造

（1）將汽輪機純凝低壓轉子更換為低壓供暖轉子，減少末級、次末級正反向各兩級葉片，對低壓缸末兩級導流隔板進行改造。這種方式技術成熟，可杜絕低壓轉子鼓風、顫振等安全風險。

（2）凝汽器進行加固改造，將原凝汽器平板水室更換為弧形水室，增加凝汽器的強度，對凝汽器換熱管進行徹底清理，保證不銹鋼管的清潔，以免結垢影響換熱效率。

3.2 汽機輔機改造

（1）對循環(huán)水系統(tǒng)進行改造，將凝汽器循環(huán)水入口管和出口管接入供熱循環(huán)水一次熱網，熱網循環(huán)水回水先冷卻凝汽器再進入熱網循環(huán)水泵和換熱器，加熱后進入一次熱網供水管，根據供熱面積、供熱距離及采用高背壓低真空機組安全運行特點，確定供熱首站供回水溫度為95/50℃。

（2）在循環(huán)水泵房內加裝專用冷卻水泵，用于大機冷油器、發(fā)電機空冷器、給水泵冷卻水系統(tǒng)等的冷卻。水泵型號選擇為流量800 m3/h，揚程25 m，安裝2臺，一運一備。

（3）對采用凝結水作為冷卻水和密封水的系統(tǒng)進行改造，加裝水水換熱器進行冷卻，將去向凝結水小母管的水進行冷卻，水溫控制在40℃以下，滿足低壓缸噴水、本體疏水擴容器減溫水、低壓軸封供汽減溫水的要求。

4 供熱效果

4.1 運行效果

一期打孔抽汽改造后，單臺機組運行最大抽汽量170 m3/h，抽汽參數(shù)0.21 MPa，210℃，機組電負荷133 MW，供熱循環(huán)水流量2350 m3/h，供水溫度95℃，回水溫度60℃，采暖面積180萬 m2。

二期高背壓供熱改造后，實際供熱面積550萬m2，機組最大電負荷95 MW，供熱循環(huán)水流量4730 m3/h，供水壓力1.1 MPa，溫度94℃，回水壓力0.3 MPa、溫度53℃，凝汽器背壓55 kPa，整體運行穩(wěn)定。

4.2 節(jié)能效果

與改造前相比，供暖季機組發(fā)電標煤耗率由358.29 g/kW·h降低至251.62 g/kW·h，全廠熱效率由41.9%提高至63.2%，機組供熱改造后節(jié)能效果顯著。

5 結束

陽城電廠2×150 MW機組供熱改造后，使原有純凝發(fā)電機組轉變?yōu)闊犭娐?lián)產機組，充分發(fā)揮集中供熱優(yōu)勢，保障民生需求，改善居住環(huán)境，同時替代縣城分散式燃煤小鍋爐，減少大氣污染物排放，降低用熱運營成本，具有顯著的節(jié)能、環(huán)保、社會價值。機組打孔抽汽和高背壓供熱改造技術在陽城電廠的成功應用，也為同類型機組改造提供了借鑒作用。