改善汽轮机低压缸末级叶片调峰性能的探讨

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汽轮机低压缸零做功技术探讨

汽轮机低压缸零做功技术探讨摘要：为缓解热电之间的矛盾,进一步提升机组灵活性,国内发电公司实行供热改造对低压缸零做功技术进行了探讨;分析了低压缸零做功运行后低压缸末级叶片安全性,并制定出完善低压缸运行监视测点、末级叶片金属喷涂、设置低压通流冷却蒸汽系统以及维持低压缸高真空等技术措施;对改造后的供热与调峰能力进行了分析并核算改造后的经济收益。

结果表明,在保证机组安全运行的前提下,低压缸零做功技术不但实现了热电解耦,还进一步减少了汽轮机冷源损失,提高了机组运行经济性，保证了机组安全运行。

关键词：低压缸零做功供热能力降低煤耗热经济性冷源损失一、技术背景及必要性：1.1本技术积极响应国家火电灵活性改造政策要求，从负荷侧、电源侧、供热侧多措并举，充分挖掘现有机组系统调峰能力，增强机组适应性，破解采暖供热与发电调峰难题的具体举措，也是加快能源技术创新，挖掘燃煤机组深度供热能力进行的大胆创新。

自2016年6月我国正式启动火电灵活性改造示范试点工作以来，全国各大发电集团积极投身于灵活性改造的研究和实践。

1.2机组灵活性改造主要包括两个方面：一是增加机组运行灵活性，即要求机组具有更快的变负荷速率、更高的负荷调节精度及更好的一次调频性能；二是增加锅炉燃料的灵活性，即机组在掺烧不同品质的燃料时，确保锅炉的稳定燃烧以及机组在掺烧工况下仍有良好的负荷调节性能。

二、技术简要介绍：该技术为低压缸零做功技术，又称“切除低压缸进汽供热技术”“切缸供热技术”，其核心是仅保留少量冷却蒸汽进入低压缸，实现低压转子“零”做功3000转运行，让更多的蒸汽进入供热系统。

改造的关键，是在原有的中低压缸连通管上加装LCV液控蝶阀，电动执行机构。

同时机组的双低压缸结构、大功率大容量、低压次末级和末级叶片偏长等特点，给设计、逻辑保护和排汽温度、控制及叶片安全带来了全新的挑战。

2.1.汽轮机低压缸小容积流量工况：汽轮机运行时，低压缸末两级叶片容积流量减小，蒸汽在动叶根部出口位置产生沿圆周方向的涡流，动叶根部流线出现向上倾斜，出现脱流现象；容积流量继续减小，动叶根部出口位置的涡流区域与脱流高度增加；容积流量进一步减小，则涡流区域与脱流高度加大，且会在喷嘴和动叶间隙出现涡流。

深度调峰对汽轮机设备影响的分析及建议

深度调峰对汽轮机设备影响的分析及建议摘要：现今深度调峰发展越来越快，已经成为运行主要内容，随着调峰方式不同其安全性能、深度以及灵活都各不相同。

在调峰运行过后，会产生大量的热量，汽轮机金属温度产生周期性的改变，造成设备使用寿命降低，各种辅助机运行稳定性也随之降低。

需要对其开展优化工作，确保机组能够正常、稳定以及高效运行，增强汽轮机使用寿命。

关键词：深度调峰；汽轮机设备；影响引言：汽轮机属于一种透平机械，能够使气体热能与机械功发生转化。

具体转化过程为，通过将对煤炭进行处理，使其成为煤粉，然后利用煤粉来加热锅炉，使锅炉中的水变成水蒸气，进入到高压缸，之后开展二次加热，使其进入中压缸内，通过中压缸内蒸汽使汽轮机发电。

近年来，我国发展越来越快，居民和第三产业占据电力消费比重逐渐增加，造成电力消费结构发生相应变化，为此我国发布众多与大型燃煤机组调峰相关政策，鼓励各个电企业对机组调峰进行创新和完善，但是随着机组调峰的深入，各种问题逐渐凸显，对汽轮机和辅助都产生一定影响，需要对其进行分析和研究，寻找解决方法。

1.深度调峰概述所谓调峰主要就是指，在用电高峰时期，电网会超出其能承受负荷，为使电网能够正常运行，让用电功率能够平衡，发电部门会对发电机做出相应改变，从而适应当前电负荷，这就是调峰，常见的调峰方式有以下三种。

1.变负荷调峰。

这种调峰方式主要是对机组负荷进行改变，以此来适应不同负荷的电网。

当电网高峰时期出现，电网负荷超出时，机组就会在额定出力下运行，或者在最大连续出力的情况下运行；当电网负荷出现低谷时，机组也能够在低负荷下运行；在电网负荷产生一定变化过程中，机组可以快速地对负荷进行升降。

这种运行方式的优势：能够最大程度减小设备寿命损耗；并且其操作简单，只有在负荷过低时，才需要操作水泵、凝结水泵、循环水泵等。

缺点，这种调峰方式，调峰深度一般能够到40%，当负荷率过低时会大量消耗煤炭等，对经济会产生一定的不利影响[1]。

某汽轮机低压缸次末级叶片安全性分析

第50卷第1期熬力透年Vol.50 No.1 2021 年03 月_______________________________THERMALTURBINE________________________________Mar.2021文章编号：1672-5549(2021)01.039.5某汽轮机低压缸次末级叶片安至牲分析纪连举\包伟伟2!宫健3,刘文达3,段金鹏2(1.国家电投集团吉林电力股份有限公司，长春130006&2.哈尔滨汽轮机厂有限责任公司，哈尔滨150049&3.国家电投集团吉林电力股份有限公司长春热电分公司，长春130600)摘要：火电灵活性技术的发展使大型火电汽轮机的运行工况更为复杂，这对汽轮机叶片的安全性提出了更高要求。

基于有限元分析方法，对某汽轮机低压缸次末级叶片的安全性进行了分析计算，得到了叶片的静应力分布、振动避开率以及动应力分布等相关数据，表明了次末级叶片安全性满足强度设计要求。

研究成果可为叶片的安全性判定以及机组的安全稳定运行提供理论支撑。

关键词：汽轮机&叶片&有限元方法&动应力&安全性中图分类号：TK263.3 文献标志码：A doi：10. 13707/ki.31-1922/tli.2021.01.009Safety Analysis on Low-Pressure Cylinder L-l St^geBlades of a Steam TurbineJI Lianju1#BAO Weiwe& #GONG Jian3#LIU Wenda3#DU A N Jinpeng2(1. SPIC Jilin Electric Power Co. #Ltd.#Changchun130006# China;2. Harbin Turbine Co.#Ltd. #Harbin150046# China;3.SPIC Changchun Power Co.#Ltd. #Changchun130600# China)Abstract%The development of thermal power flexilDility technol〇F makes the operation condition of large-scalethermal power turbine m ore complex#so higher requirements for the safety of turbine blades are provided.Based onthe finite element analysis and calculation method，the safety of low-pressure cylinder L-1 stage blades of a steamturbine was analysed and calculated.The related data of the stress distribution#vibration avoid stress distribution were then obtained#indicating that the strength and safety of low-pressure cylinder were satisfying.The research r esult can provide theoretical support for the operation safety and stability of units.Key words%steam turbine;blade;finite element method;dynamic stress;safety近年来，随着低压缸进汽切除技术、高低旁路抽汽技术、双背压供热技术、电锅炉、蓄热水罐等火电供热灵活技术的蓬勃发展，大型火电汽轮机的运行工况变得更为复杂[1-]。

高背压供热汽轮机低压部分性能优化

高背压供热汽轮机低压部分性能优化摘要：汽轮机高背压供热方式可回收低压缸排汽余热，扩大机组的供热能力，减少高品位抽汽造成的可用能损失，能源转换效率高。

供热季运行背压高，低压转子采用了双转子互换技术，低压转子结构的变化使低压部分热力特性发生变化。

关键词：高背压供热；回热系统；低压部分；优化一、汽轮机高背压供热原理汽轮机排汽热损失是火电厂各项损失中最大的一项，若能利用起来机组的热效率将会大幅提升。

高背压供热即是通过调整空冷岛的运行方式来提高汽轮机的排汽背压，从而提高汽轮机对应的排汽温度，然后充分利用汽轮机排汽的汽化潜热来加热热网循环水回水，降低汽轮机的冷源损失，提高机组的循环热效率。

空冷机组的“直接利用原有高背压”供热技术，是在不改变空冷岛现状，增设一台水冷式高背压供热凝汽器，以提高全厂供热能力和供热安全可靠性。

在供热期，两台机组按一抽一背供热方式运行，提高一台汽轮机的背压，利用水冷凝汽器回收汽轮机排汽的余热进行一级加热和机组抽汽进行二次加热，满足热网供水要求，实现机组冷源损失为零，并提高采暖供热能力；在非采暖供热期，切除供热凝汽器，开启全部空冷岛对排汽进行冷凝，汽轮机由高背压运行工况切换为纯凝运行工况。

本技术特点是投资少，见效快，结构简单，可以实现纯凝和背压双模式运行。

改造后机组供热能力和热电比增加，回收冷源损失，增加了供热面积，经济效益增加。

回收冷源损失，增加了供热面积，经济效益增加。

但是凝汽器一次加热温度较低，需要抽汽二次加热。

节能减排是我国经济实现可持续发展的基本国策，对于发电行业，热电联产是实现国家节能减排的一项重要措施。

目前我国城市集中供热主要靠小型供热机组，但是其能耗高，能源利用率低，热电联产机组的大型化正在成为发展趋势。

二、汽轮机性能优化的原因汽轮机及其热力系统的性能受多方面因素影响，如外部因素、能效因素及运行因素。

外部因素如负荷率和环境温度等，一般属于客观因素，不易改变；能效因素可以通过改造、检修等方式降低辅机设备能耗，提高设备效率，执行起来比较困难；而运行因素可以通过一定的试验，得出比较经济的运行方式，从而提高机组性能。

汽轮机低压缸喷水减温对末级叶片气动性能和强度性能的影响

汽轮机低压缸喷水减温对末级叶片气动性能和强度性能的影响摘要：轴封系统是汽轮发电机组中的重要热力系统。

其低压轴封依靠轴封蒸汽进行密封，以防止空气进入汽轮机低压缸，保证凝汽器有足够真空。

轴封供汽温度的高低和稳定直接影响机组安全性和经济性。

关键词：汽轮机末级；喷水减温；气动性能１存在的主要问题在近几年的节能评价、指标查评中，发现多数电厂汽轮机低压缸轴封蒸汽系统存在喷水减温器后温度测点波动大、各低压缸轴封进汽温度偏差大且无合适的调整手段等问题。

部分轴封供汽温度波动最低达１０２℃，很容易导致低压轴封蒸汽带水、机组漏真空、轴承振动过大。

具体问题包括：减温器后温度波动较大；离减温器近的低压轴封进汽温度偏低；离减温器远的低压轴封进汽温度偏高；通过调整轴封减温器后的温度设定值，难以兼顾多个低压轴封，容易出现一个低压轴封空气内漏、另一个低压轴封蒸汽外漏；为避免做真空严密性试验时不合格，部分电厂做试验时提高轴封母管蒸汽压力，试验过后，担心蒸汽从低压轴封处外漏，又人为降低轴封母管压力，真空严密性试验虽然合格，但试验结果代表性差。

实际运行中空气内漏时有发生，并存在机组寿命降低、动静摩擦、振动增大等不安全事故的隐患。

2计算模型和数值方法2.1CFD数值方法本文的研究对象为600MW汽轮机低压缸末级，其中静叶片52只，动叶片80只。

根据截面型线坐标生成静叶与动叶的几何模型。

静叶流道与动叶流道由Bladgen生成。

为了保证汽轮机低压缸在近零功率下运行的安全性，对后缸的喷水减温进行改造，喷水喷嘴的位置由原来的外缘导流环上改为内缘导流环上，如图1所示。

在内缘导流环上均匀布置16个喷水口。

由于级的周向对称性，采用周期性边界条件计算一个喷水口即可反映整周流动的特点并且可以节省计算时间，其中一个喷水口对应5个动叶流道。

由于3个静叶流道与5个动叶流道的节距比接近于1，因此选择3个静叶流道、5个动叶流道和1/16的排汽通道作为流体域。

通过创建虚拟注射区域建立喷水喷嘴，喷水喷嘴直径6mm，喷水角65°，流体域的几何模型如图2所示2.2设计蒸汽强制混合装置通过分析研究轴封蒸汽减温系统工艺过程设计中的缺陷，找出减温器后各个温度测点偏差大的原因；确认了减温器后管道中蒸汽参数分布及流动状态，设计了提高蒸汽混合均匀性的混温器。

350mw机组低压缸切除供热改造方案及调峰性能分析

㊀收稿日期:２０１９￣０８￣１２㊀㊀㊀㊀㊀㊀基金项目:国家电力投资集团公司科技项目(２０１８－００９－ＫＪ－ＤＢＧＳ)ꎮ㊀作者简介:天㊀罡(１９７３￣)ꎬ男ꎬ内蒙通辽人ꎬ高级工程师ꎮ长期从事火电机组生产技术管理工作ꎮ３５０ＭＷ机组低压缸切除供热改造方案及调峰性能分析天㊀罡１ꎬ刘立华１ꎬ黄㊀智２ꎬ陈晓利３ꎬ陈立东１ꎬ李㊀博１ꎬ高继录１ꎬ邢㊀畅３(１国家电投东北电力有限公司ꎬ沈阳１１０１８１ꎻ２国家电力投资集团公司ꎬ北京１０００２９ꎻ３中电投东北能源科技有限公司ꎬ沈阳１１０１７９)摘要:针对东北地区某３５０ＭＷ供热机组ꎬ研究选择了最佳的灵活性改造技术路线ꎬ提出了低压缸切除改造技术方案ꎬ重点对比分析了改造前后机组供热特性和调峰性能ꎬ并分析了改造后机组的运行安全性以及经济性ꎮ结果表明ꎬ在确保机组安全稳定运行的情况下ꎬ低压缸切除技术实现热电解耦的同时ꎬ还大幅度提升了机组深度调峰能力和运行经济性ꎮ在供热负荷不变ꎬ同时满足供热和调峰要求的条件下ꎬ实施低压缸切除技术改造后ꎬ较改造前机组发电功率下降约９０.０ＭＷꎬ发电煤耗降低了７０ｇ/(ｋＷｈ)ꎮ改造后末级叶片未发现大面积水蚀等情况ꎬ叶片外观完好ꎮ２０１８年度整个采暖期调峰收益２３６０万元ꎬ经济效益显著ꎮ关键词:低压缸切除ꎻ供热改造ꎻ热电解耦ꎻ调峰性能ꎻ热电机组分类号:ＴＫ１２３㊀㊀㊀文献标识码:Ａ㊀㊀㊀文章编号:１００１￣５８８４(２０１９)０６￣０４５７￣０４ＲｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎＳｃｈｅｍｅｏｆＲｅｍｏｖｉｎｇＬｏｗＰｒｅｓｓｕｒｅＣｙｌｉｎｄｅｒａｎｄＨｅａｔｉｎｇｆｏｒ３５０ＭＷＵｎｉｔＡｎａｌｙｓｉｓｏｆＰｅａｋＲｅｇｕｌａｔｉｏｎＰｅｒｆｏｒｍａｎｃｅＴＩＡＮＧａｎｇ１ꎬＬＩＵＬｉ￣ｈｕａ１ꎬＨＵＡＮＧＺｈｉ２ꎬＣＨＥＮＸｉａｏ￣ｌｉ３ꎬＣＨＥＮＬｉ￣ｄｏｎｇ１ꎬＬＩＢｏ１ꎬＧＡＯＪｉ￣ｌｕ１ꎬＸＩＮＧＣｈａｎｇ３(１ＳＰＩＣＮｏｒｔｈｅａｓｔＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＣｏｍｐａｎｙＬｉｍｉｔｅｄꎬＳｈｅｎｙａｎｇ１１０１８１ꎬＣｈｉｎａꎻ２ＳｔａｔｅＰｏｗｅｒＩｎｖｅｓｔｍｅｎｔＣｏｒｐｏｒａｔｉｏｎＬｉｍｉｔｅｄꎬＢｅｉｊｉｎｇ１０００２９ꎬＣｈｉｎａꎻ３ＣＰＩＮｏｒｔｈｅａｓｔＥｎｅｒｇｙＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＣｏｏｍｐａｎｙＬｉｍｉｔｅｄꎬＳｈｅｎｙａｎｇ１１０１７９ꎬＣｈｉｎａ)Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ａｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏａ３５０ＭＷｈｅａｔｉｎｇｕｎｉｔｉｎｎｏｒｔｈｅａｓｔＣｈｉｎａꎬｔｈｉｓｐａｐｅｒｓｔｕｄｉｅｓａｎｄｓｅｌｅｃｔｓｔｈｅｂｅｓｔｆｌｅｘｉｂｌｅｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎｔｅｃｈｎｉｃａｌｒｏｕｔｅꎬａｎｄｐｕｔｓｆｏｒｗａｒｄｔｈｅｔｅｃｈｎｉｃａｌｓｃｈｅｍｅｏｆｌｏｗ￣ｐｒｅｓｓｕｒｅｃｙｌｉｎｄｅｒｒｅｍｏｖａｌａｎｄｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎ.Ｉｔｆｏｃｕｓｅｓｏｎｃｏｍｐａｒｉｎｇａｎｄａｎａｌｙｚｉｎｇｔｈｅｈｅａｔｉｎｇｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｐｅａｋｓｈａｖｉｎｇｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｏｆｔｈｅｕｎｉｔｂｅｆｏｒｅａｎｄａｆｔｅｒｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎꎬａｎｄａｎａｌｙｚｅｓｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｓａｆｅｔｙａｎｄｅｃｏｎｏｍｙｏｆｔｈｅｕｎｉｔａｆｔｅｒｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎ.Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔꎬｏｎｔｈｅｐｒｅｍｉｓｅｏｆｅｎｓｕｒｉｎｇｔｈｅｓａｆｅａｎｄｓｔａｂｌｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｕｎｉｔꎬｔｈｅｌｏｗ￣ｐｒｅｓｓｕｒｅｃｙｌｉｎｄｅｒｒｅｍｏｖａｌｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｃａｎｎｏｔｏｎｌｙｒｅａｌｉｚｅｔｈｅｒｍａｌ￣ｅｌｅｃｔｒｏｌｙｔｉｃｃｏｕｐｌｉｎｇꎬｂｕｔａｌｓｏｇｒｅａｔｌｙｉｍｐｒｏｖｅｔｈｅｕｎｉｔ'ｓｄｅｅｐｐｅａｋｓｈａｖｉｎｇｃａｐａｂｉｌｉｔｙａｎｄｏｐｅｒａｔｉｏｎｅｃｏｎｏｍｙ.Ｕｎｄｅｒｔｈｅｃｏｎｄｉｔｉｏｎｔｈａｔｔｈｅｈｅａｔｉｎｇｌｏａｄｉｓｕｎｃｈａｎｇｅｄａｎｄｔｈｅｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｏｆｈｅａｔｉｎｇａｎｄｐｅａｋｒｅｇｕｌａｔｉｏｎａｒｅｍｅｔａｔｔｈｅｓａｍｅｔｉｍｅꎬａｆｔｅｒｔｈｅｔｅｃｈｎｉｃａｌｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎｏｆｌｏｗ￣ｐｒｅｓｓｕｒｅｃｙｌｉｎｄｅｒｒｅｍｏｖａｌｉｓｉｍｐｌｅｍｅｎｔｅｄꎬｔｈｅｇｅｎｅｒａｔｉｎｇｐｏｗｅｒｏｆｔｈｅｕｎｉｔｉｓｒｅｄｕｃｅｄｂｙａｂｏｕｔ９０.０ＭＷａｎｄｔｈｅｃｏａｌｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎｆｏｒｐｏｗｅｒｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｉｓｒｅｄｕｃｅｄｂｙ７０ｇ/(ｋＷｈ)ｃｏｍｐａｒｅｄｗｉｔｈｔｈａｔｂｅｆｏｒｅｔｈｅｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎ.Ｎｏｌａｒｇｅａｒｅａｏｆｗａｔｅｒｅｒｏｓｉｏｎｗａｓｆｏｕｎｄｉｎｔｈｅｌａｓｔｓｔａｇｅｂｌａｄｅａｆｔｅｒｍｏｄｉｆｉｃａｔｉｏｎꎬａｎｄｔｈｅａｐｐｅａｒａｎｃｅｏｆｔｈｅｂｌａｄｅｗａｓｉｎｇｏｏｄｃｏｎｄｉｔｉｏｎ.Ｉｎ２０１８ꎬｔｈｅｐｅａｋ￣ｓｈａｖｉｎｇｒｅｖｅｎｕｅｆｏｒｔｈｅｗｈｏｌｅｈｅａｔｉｎｇｐｅｒｉｏｄｗａｓ２３.６ｍｉｌｌｉｏｎｙｕａｎꎬｗｉｔｈｓｉｇｎｉｆｉｃａｎｔｅｃｏｎｏｍｉｃｂｅｎｅｆｉｔｓ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:ｒｅｍｏｖａｌｏｆｌｏｗｐｒｅｓｓｕｒｅｃｙｌｉｎｄｅｒꎻｈｅａｔｉｎｇｒｅｎｏｖａｔｉｏｎꎻｔｈｅｒｍｏ￣ｅｌｅｃｔｒｏｌｙｔｉｃｃｏｕｐｌｉｎｇꎻｐｅａｋｓｈａｖｉｎｇｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅꎻｔｈｅｒｍｏｅｌｅｃｔｒｉｃｕｎｉｔ０㊀前㊀言随着我国风电㊁光伏等可再生能源装机的快速发展ꎬ导致电力产能过剩ꎬ同时国家对环保指标的严格管控ꎬ加大地方小锅炉拆除工作力度ꎬ采暖供热负荷的转移ꎬ使得火电机组冬季供热压力增大ꎬ导致供暖期间部分地区出现较严重的弃风和弃光现象[１]ꎮ辽宁省热电联产机组占燃煤机组的７０％ꎬ且均采用以热定电模式运行ꎬ使得机组对于电负荷的调峰能力越来越小[２]ꎬ导致采暖期参与调峰工作与满足供热需求两者之间的矛盾尤为突出ꎮ为保障电力安全供应和民生用热需求ꎬ提高电力系统调节能力ꎬ适应可再生能源的高速发展ꎬ提高电力系统对可再生能源的消纳能力ꎬ确保电力系统的安全稳定运行ꎬ对电力系统进行灵活性改造已势在必行[２ꎬ３]ꎮ２０１６年以来国家能源局出台了一系列政策ꎬ确定了２２个火电灵活性改造示范试点项目ꎬ旨在深度挖掘煤电机组调峰潜力ꎬ提升煤电机组运行灵活性[４－９]ꎮ本文针对东北地区某３５０ＭＷ热电机组ꎬ对比分析常见的灵活性改造技第６１卷第６期汽㊀轮㊀机㊀技㊀术Ｖｏｌ.６１Ｎｏ.６２０１９年１２月ＴＵＲＢＩＮＥＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹＤｅｃ.２０１９术路线的优缺点ꎬ提出了低压缸切除改造方案ꎬ分析了改造后的运行安全性ꎬ并分析了改造后对机组供热和调峰性能的影响ꎮ１㊀机组概况及供热情况１.１㊀机组概况东北地区某热电厂１号机组为Ｎ３５０－１６.７/５３８/５３８型亚临界㊁一次中间再热㊁单轴㊁双缸㊁双排汽凝汽式汽轮机ꎮ额定抽汽压力为０.８５ＭＰａꎬ设计最大抽汽流量为３７５ｔ/ｈꎬ供热面积６７０万ｍ２ꎮ机组主要设计参数见表１ꎮ１.２㊀灵活性改造技术路线选择研究某热电厂结合电厂的实际供热情况ꎬ对比分析研究了高背压供热㊁蓄热水罐㊁电锅炉以及旁路抽汽㊁低压切除等多种灵活性改造技术路线的优缺点ꎬ见表２ꎮ由表２可知ꎬ某热电厂采用汽轮机低压缸切除的灵活性改造技术不仅有利于增大采暖期的供热量ꎬ满足供热发展需求ꎬ还有利于实现热电解耦ꎬ增加获得调峰补偿的能力ꎮ因此ꎬ选择低压缸近零出力作为灵活性改造的首选方案ꎮ㊀㊀㊀表１机组主要设计参数额定功率ꎬＭＷ额定主蒸汽流量ꎬｔ/ｈ额定主蒸汽压力ꎬＭＰａ额定主蒸汽温度ꎬħ额定再热蒸汽温度ꎬħ排气压力ꎬｋＰａ３５０１０５３１６.６７５３８５３８４.９给水温度ꎬħ设计热耗率ꎬｋＪ/(ｋＷｈ)末级叶片高度ꎬｍｍ汽轮机级数ꎬ级回热数数ꎬ级转速ꎬｒ/ｍｉｎ２７４.１７８６０１０１８１Ｃ＋１２Ｐ＋９Ｐ＋７Ｐˑ２＝３６３ＧＪ＋１ＣＹ＋４ＤＪ＝８３０００㊀㊀表２多种灵活性改造技术路线对比分析方㊀案蓄水罐方案电锅炉方案旁路抽汽方案低压缸切除方案优缺点分析经济性较好ꎬ但投资较大ꎮ目前某热电厂供热面积还未达到设计值ꎬ不适宜采取高背压供热改造ꎮ采暖热负荷较高ꎬ电与热之间多次转化ꎬ运行经济性较差ꎬ能源利用率较低ꎬ初投资较高ꎮ投资成本相对较低ꎬ改造周期短ꎬ但考虑到机组的安全性ꎬ抽汽量有所限制ꎬ调峰范围有限ꎮ另一方面ꎬ抽汽改造也相对降低了机组热利用率ꎮ灵活切换ꎬ大幅降低机组运行维护费用ꎬ运行经济性较好㊁初投资较低㊁运行维护成本较低ꎮ２㊀低压缸切除改造方案低压缸切除技术是在低压缸高真空运行条件下ꎬ采用可完全密封的液压蝶阀切除低压缸原进汽管道进汽ꎬ通过新增旁路管道通入少量的冷却蒸汽ꎬ用于带走低压缸切除后低压转子转动产生的鼓风热量[７]ꎮ与改造前相比ꎬ低压缸切除技术解除了低压缸最小蒸汽流量的制约ꎬ在供热量不变的情况下ꎬ可显著降低机组发电功率ꎬ实现深度调峰ꎮ根据低压缸切除技术实现原理和需求ꎬ确定了本次供热改造方案ꎬ本文重点阐述供热蝶阀㊁增设低压缸冷却蒸汽系统㊁低压缸喷水系统㊁抽真空系统等系统的改造方案ꎮ２.１㊀供热蝶阀改造方案为保证低压缸安全运行ꎬ通常设计低压缸最小进汽冷却流量ꎮ原低压缸进汽蝶阀设计最小通流能力大ꎬ同时因蝶阀口径大ꎬ设备可控性差ꎬ蝶阀一般处于手动控制ꎮ过大的低压缸冷却流量限制了机组供热能力ꎬ也降低了机组下限调峰能力ꎬ直接影响到机组运行的灵活性ꎮ低压缸切除改造后ꎬ与原系统的差别是液控蝶阀完全关闭ꎬ冷却蒸汽调节阀开启ꎬ抽汽速关调节阀根据供热需求开启适当位置ꎬ低压缸喷水调节阀开启ꎮ而在主机制造厂规定的低压缸最小冷却蒸汽流量与低压缸零蒸汽流量之间存在着风险点ꎬ为确保机组安全运行ꎬ需要将目前的导汽管液压蝶阀改造为安全密闭的液控蝶阀ꎬ使低压缸在机组运行时的发电出力为零[８]ꎬ汽轮机的中压缸排汽全部用于采暖供热ꎮ具体改造方案为将原不能完全密封的供热蝶阀更换为可完全密封的液压蝶阀[８]ꎬ液压蝶阀口径为ＤＮ１２００(与中低压连通管保持一致)ꎬ改造方案见图１ꎮ液控蝶阀选用三偏心金属密封蝶阀ꎬ配以液压传动装置与先进的液控系统㊁电气控制系统ꎮ图１㊀蝶阀改造方案２.２㊀增设低压缸冷却蒸汽系统实施低压缸切除供热改造ꎬ需要通过供热蝶阀将低压缸进汽完全切断ꎮ为确保改造后机组运行安全ꎬ需要通入少量的冷却蒸汽ꎬ用于带走低压转子转动产生的鼓风热量ꎮ新增加的低压缸通流部分冷却蒸汽系统汽源取自中压缸排汽ꎬ接入点为低压缸进汽口(中低压连通管上供热蝶阀后适当位置)[７]ꎮ冷却蒸汽旁路管道规格选取ＤＮ４００ꎬ冷却蒸汽流量约为２０ｔ/ｈꎬ如图２所示ꎮ８５４汽㊀轮㊀机㊀技㊀术㊀㊀第６１卷图２㊀低压缸冷却蒸汽系统２.３㊀抽真空系统改造方案由于低压缸切除技术是将低压缸处于高真空状态下ꎬ低压缸进汽量很小ꎬ使进入低压缸的蒸汽远远小于传统运行值ꎬ从而使得鼓风影响不危及机组的运行安全[７]ꎮ某热电厂原真空系统连接两台１００％水环真空泵ꎮ机组启动时两台真空泵同时运行ꎻ正常运行后ꎬ真空泵运行方式为一运一备ꎮ改造方案为在原真空系统抽汽母管上接入一套凝汽器蒸汽喷射真空系统(含一台小功率水环真空泵)ꎮ改造后的凝汽器蒸汽喷射真空系统主要由蒸汽喷射泵系统㊁换热系统㊁小功率水环真空泵系统㊁阀门系统和控制仪表系统组成ꎬ如图３所示ꎮ图３㊀抽真空系统改造方案为降低凝汽器漏入空气量ꎬ通过凝汽器真空严密性治理ꎬ真空系统严密性小于２７０Ｐａ/ｍｉｎꎻ增加蒸汽喷射泵ꎬ以提高抽空气能力和提高机组真空ꎮ经安全校核得出末两级叶片的动强度满足设计规范要求ꎮ２.４㊀喷水减温系统改造方案原低压缸喷水减温系统没有流量测点ꎬ喷水减温控制阀门一般为全开㊁全关型ꎬ没有调节阀ꎬ不能有效地对喷水减温流量进行控制㊁调节ꎬ若减温水流量不足ꎬ会造成低压缸缸体温度超限ꎮ为便于调节和监视切除低压缸运行时低压缸喷水减温流量ꎬ将目前管径较小的低压缸喷水管道更换为管径较大的管道ꎬ管径选择８９ｍｍꎬ如图４所示ꎮ在低压缸喷水减温系统增加流量测量装置和调节阀ꎬ并纳入ＤＣＳ控制系统之中ꎮ图４㊀喷水减温系统改造方案３㊀改造后机组性能和调峰能力分析３.１㊀改造后机组性能分析图５给出了低压缸切除供热改造前后ꎬ不同工况下发电功率㊁供热抽汽量㊁发电煤耗等供热特性的对比ꎮ由图５可知ꎬ相同供热负荷下ꎬ机组发电功率降低９０ＭＷꎬ相同主蒸汽流量下ꎬ机组抽汽量增加１８５ｔ/ｈꎬ相同供热负荷下ꎬ机组发电煤耗降低６３ｇ/(ｋＷｈ)~７０ｇ/(ｋＷｈ)ꎮ图５㊀改造前后机组供热性能对比图６给出了改造前后不同工况下机组调峰能力的对比ꎮ９５４第６期天㊀罡等:３５０ＭＷ机组低压缸切除供热改造方案及调峰性能分析㊀㊀由图６可知ꎬ与改造前相比ꎬ在保证机组供热负荷不变的情况下ꎬ改造后发电功率下降约９０.０ＭＷꎬ机组调峰能力得到大幅度提升ꎮ图６㊀改造前后机组调峰能力对比３.２㊀改造后机组安全性及经济性分析机组实施低压缸切除供热改造后ꎬ经过一个采暖期后ꎬ检查末级叶片情况并进行了着色检查ꎬ改造前后末级叶片外观照片如图７所示ꎮ由图７可以看出ꎬ改造后末级叶片未发现大面积水蚀等情况ꎬ叶片外观完好ꎮ图７㊀改造前后末级叶片情况对比改造后机组以热定电模式运行ꎬ目前该机组锅炉最低稳燃负荷在４０％ＭＳ左右ꎬ对应的改造后对外供热量为２０７.６ＭＷ(折供热面积约４２０万ｍ２)ꎮ当外界供热需求在２０８.０ＭＷ以上时ꎬ可对１号机组实施低压缸切除运行方式[７]ꎮ２０１８年机组实施低压缸切除运行２３次ꎬ深度调峰的小时数约６１７ｈꎬ深度调峰期间机组负荷率降至３８％ꎬ一个采暖期获得调峰收益２３６０万元ꎮ４㊀结㊀论本文针对东北地区某３５０ＭＷ供热机组研究选择了最佳的灵活性改造技术路线ꎬ提出了低压缸切除改造技术方案ꎬ重点对比分析了改造前后机组供热特性和调峰能力ꎬ并分析了改造后机组的运行安全性以及经济性ꎮ通过研究分析ꎬ结论如下:(１)对比分析多种灵活性改造技术路线的优缺点ꎬ综合考虑供热需求㊁运行安全性以及投资成本等因素ꎬ得出低压缸切除灵活性改造方案是最佳路线ꎮ(２)在保证对外供热负荷不变的条件下ꎬ低压缸切除改造后ꎬ发电功率较改造前下降约９０.０ＭＷꎬ机组调峰能力得到大幅度提升ꎮ同时ꎬ在满足供热㊁调峰要求的情况下ꎬ机组发电煤耗降低７０ｇ/(ｋＷｈ)ꎮ(３)实施低压缸切除运行方式后ꎬ机组各项指标良好ꎮ改造后末级叶片未发现大面积水蚀等情况ꎬ叶片外观完好ꎮ２０１８年度整个采暖期调峰收益２３６０万元ꎬ经济效益显著ꎮ参考文献[１]㊀王有利.３５０ＭＷ导管抽汽供热机组灵活性改造探索及实践[Ｊ].东北电力技术ꎬ２０１９ꎬ４０(２):４８－５０.[２]㊀孟悦然.火电灵活性改造与技术路线浅析[Ｊ].电力系统装备ꎬ２０１８ꎬ(１１):７７－７９.[３]㊀国家能源局.可再生能源调峰机组有限发电试行办法[ＥＢ/ＯＬ].２０１６.ｈｔｔｐ://ｗｗｗ.ｎｅａ.ｇｏｖ.ｃｎ/２０１６－０７/２２/ｃ＿１３５５３３２２５.ｈｔｍ.[４]㊀国家能源局.国家能源局正式启动提升火电灵活性改造示范试点工作[ＥＢ/ＯＬ].２０１６.ｈｔｔｐ://ｗｗｗ.ｎｅａ.ｇｏｖ.ｃｎ/２０１６－０６/２０/ｃ＿１３５４５１０５０.ｈｔｍ.[５]㊀国家能源局.国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知[ＥＢ/ＯＬ].２０１６.ｈｔｔｐ://ｚｆｘｘｇｋ.ｎｅａ.ｇｏｖ.ｃｎ/ａｕｔｏ８４/２０１６０７/ｔ２０１６０７０４＿２２７２.ｈｔｍ.[６]㊀国家能源局.国家能源局综合司关于下达第二批火电灵活性改造试点项目的通知[ＥＢ/ＯＬ].２０１６.ｈｔｔｐ://ｚｆｘｘｇｋ.ｎｅａ.ｇｏｖ.ｃｎ/ａｕｔｏ８４/２０１６０８/ｔ２０１６０８０５＿２２８５.ｈｔｍ.[７]㊀陈建国ꎬ谢争先ꎬ付怀仁ꎬ等.３００ＭＷ机组汽轮机低压缸切除技术[Ｊ].热力发电ꎬ２０１８ꎬ４７(５):１０６－１１０.[８]㊀刘小龙.低压缸零出力改造在火电大机组供热方面的应用[Ｊ].电力系统装备ꎬ２０１８ꎬ(１１):１４６－１４７.[９]㊀谷伟伟ꎬ张永海ꎬ余小兵ꎬ等.某电厂汽轮机低压缸零出力供热工况低压末级叶片动强度分析[Ｊ].热力发电ꎬ２０１８ꎬ４７(５):６３－７０.(上接第４０７页)[６]㊀ＭｏｎｔｅｌｐａｒｅＳꎬＲｉｃｃｉＲ.Ａｎｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌｍｅｔｈｏｄｆｏｒｅｖａｌｕａｔｉｎｇｔｈｅｈｅａｔｔｒａｎｓｆｅｒｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔｏｆｌｉｑｕｉｄ－ｃｏｏｌｅｄｓｈｏｒｔｐｉｎｆｉｎｓｕｓｉｎｇｉｎｆｒａ￣ｒｅｄｔｈｅｒｍｏｇｒａｐｈｙ[Ｊ].ＥｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌＴｈｅｒｍａｌ＆ＦｌｕｉｄＳｃｉｅｎｃｅꎬ２００４ꎬ２８(８):８１５－８２４.[７]㊀高㊀炎ꎬ晏㊀鑫ꎬ李㊀军.燃气透平叶片尾缘开缝结构冷却性能的数值研究[Ｊ].西安交通大学学报ꎬ２０１６ꎬ５０(３):２９－３７.[８]㊀周㊀超ꎬ常海萍ꎬ崔德平ꎬ等.涡轮叶片尾缘斜劈缝气膜冷却数值模拟[Ｊ].南京航空航天大学学报ꎬ２００６ꎬ３８(５):５８３－５８９.[９]㊀ＬｉｎｇＪꎬＹａｐａＳＤꎬＢｅｎｓｏｎＭＪꎬｅｔａｌ.Ｔｈｒｅｅ￣ＤｉｍｅｎｓｉｏｎａｌＶｅｌｏｃｉｔｙａｎｄＳｃａｌａｒＦｉｅｌｄＭｅａｓｕｒｅｍｅｎｔｓｏｆａｎＡｉｒｆｏｉｌＴｒａｉｌｉｎｇＥｄｇｅＷｉｔｈＳｌｏｔＦｉｌｍＣｏｏｌｉｎｇ:ＴｈｅＥｆｆｅｃｔｏｆａｎＩｎｔｅｒｎａｌＳｔｒｕｃｔｕｒｅｉｎｔｈｅＳｌｏｔ[Ｊ].ＪｏｕｒｎａｌｏｆＴｕｒｂｏｍａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０１３ꎬ１３５(３):４２０－４３１.０６４汽㊀轮㊀机㊀技㊀术㊀㊀第６１卷。

深度调峰对汽轮机设备影响的分析及建议

深度调峰对汽轮机设备影响的分析及建议葛㊀挺(大唐华中电力试验研究院,河南㊀郑州㊀450000)作者简介:葛挺(1968-),男,学士,高级工程师,从事汽轮机试验㊁调试㊁运行优化㊁故障诊断等工作㊂摘㊀要:目前火电机组深度调峰运行已成为常态,不同调峰方式在安全性㊁调峰深度㊁灵活性㊁经济性㊁操作复杂性等方面各有优缺点,其中变负荷调峰方式最为常见㊂变负荷深度调峰运行后,受汽轮机金属温度周期性变化㊁主再热汽温差加大等因素的影响,寿命损耗加剧;给水泵㊁凝结水泵㊁回热系统加热器等重要辅机的运行稳定性明显降低,调整不当易引起机组非停㊂需要在深度调峰目标负荷选择㊁辅机控制策略㊁小汽机汽源及轴封汽源可靠性等方面开展优化工作,以保证机组在深度调峰工况下,安全㊁稳定㊁经济运行㊂关键词:深度调峰;汽轮机;凝汽式;可靠性;寿命损耗;控制中图分类号:TK267㊀㊀㊀㊀文献标识码:B㊀㊀㊀㊀文章编号:411441(2019)02-0101-040㊀引言火电机组调峰运行时,负荷大幅变动或频繁启停,金属部件要承受剧烈的温度变化和交变应力,对机组的寿命㊁安全性㊁运行稳定性及经济性会带来不利的影响㊂但目前火电装机容量过剩㊁可再生能源消纳困难㊁电网峰谷差增大等问题越来越突出,为了维持发电与用电的平衡,火电机组参与调峰是必然的要求㊂火电机组常见的调峰方式主要有变负荷调峰㊁两班制调峰㊁少蒸汽无负荷调峰等,这些调峰方式在安全性㊁调峰深度㊁灵活性㊁经济性㊁操作复杂性等方面各有优缺点㊂最常见的调峰方式为变负荷调峰,深度变负荷调峰后,存在低负荷稳燃㊁环保设备投入㊁锅炉水动力安全性㊁直流炉干湿态频繁转换㊁汽轮机低压通流部分安全性㊁热应力控制㊁供热能力受限㊁辅机运行稳定性等等问题㊂深度调峰运行后带来的问题很多,这里不再一一阐述,仅就常见调峰方式对比㊁深度变负荷调峰对凝汽式汽轮机设备的影响进行简要分析㊂1㊀常见调峰方式对比1.1㊀常见调峰方式简介1.1.1㊀变负荷调峰方式变负荷调峰方式是指通过改变机组的负荷来适应电网负荷变化的调峰方式㊂在电网高峰负荷期间,机组在额定出力或最大连续出力下运行;在电网低谷负荷期间,机组在尽可能低的负荷下运行;当电网负荷变化时,能以较快的速度升降负荷㊂1.1.2㊀两班制调峰方式所谓两班制调峰方式,就是通过启㊁停部分机组来进行调峰;即在电网低谷期间将部分机组停用,次日电网高峰负荷到来之前再投入运行,通常这些机组每天会停用6~8小时㊂由于这种调峰方式启停频繁,会增加机组的寿命损耗㊂1.1.3㊀少汽无负荷调峰方式少汽无负荷运行方式,是在夜间低谷时段将机组负荷减到零,但不从电网解列,保持发电机带无功运行;向汽轮机供给少量低参数蒸汽,以冷却鼓风摩擦产生的热量;至次日电网负荷增加时转为发电方式,接带有功负荷运行㊂1.2㊀调峰方式对比分析1.2.1㊀安全性安全性方面,变负荷调峰方式,设备寿命损耗最小;两班制调峰方式对机组的寿命损耗最大,需进行大量的设备操作,易出安全问题;少汽无负荷调峰方式从运行操作量及所涉及的安全问题介于变负荷与两班制之间㊂1.2.2㊀调峰深度两班制和少汽无负荷调峰方式的均能降负荷至0,变负荷调峰方式调峰深度一般可达到40%,负荷继续降低则需投油稳燃,受入炉煤煤质的影响也较大㊂因此,从调峰深度方面看两班制和少汽无负荷调峰方式较变负荷调峰方式更具优越性㊂DOI:10.19755/ki.hnep.2019.s2.0291.2.3㊀灵活性变负荷调峰方式,负荷变化率一般控制2~5%/min范围内,20min负荷变动可达40%左右;两班制调峰方式,从锅炉点火到带满负荷的热态启动过程约需60~90min;少汽无负荷调峰方式,省去了抽真空㊁冲转升速㊁并网等操作,汽缸温度可保持较高水平,带满负荷的时间可缩短,一般30min的时间可以完成㊂可以看出:变负荷调峰方式灵活性最好,少汽无负荷调峰方式次之,两班制调峰方式最差㊂1.2.4㊀操作复杂性显然变负荷调峰方式在操作方面最为简单,只有当负荷很低时,才需对给水泵㊁凝结水泵㊁循环水泵进行一些操作;两班制调峰方式则需要进行停机和启动全过程操作,为减少寿命损耗还要增加额外一些特殊操作,操作量最大也最复杂;少汽无负荷调峰方式介于两者之间㊂1.2.5㊀经济性汽轮机在低负荷运行时,效率将随之降低㊂当负荷低于70%时,汽机热耗率会急剧增加,低谷负荷时段会对经济运行带来不利影响㊂变负荷调峰方式,由于负荷率降低,供电煤耗增加;两班制调峰方式,在启动过程中会产生燃料㊁厂用电㊁工质消耗;少汽无负荷调峰方式,汽轮机空转时同样会产生燃料㊁厂用电的损耗㊂造成的损失和低负荷运行时间相关,存在着一个临界时间,决定着到底何种调峰方式更为经济㊂对于不同的调峰方式,两两之间都会存在着一个临界时间,当低谷时段与临界时间相等时,两种调峰方式的损失相同,低于临界时间一种调峰方式经济性更好,高于临界时间则反之㊂2㊀深度调峰后对汽机设备的影响2.1㊀对汽轮机本体的影响机组深度调峰运行,如降到30%额定负荷或更低的负荷下运行后,对汽轮机本体的影响主要表现在汽轮机缸温周期性变化产生交变应力㊁缸温差增大㊁低压通流部分可能进入鼓风状态㊁低压末级及次末级动叶片的安全性等几个方面㊂2.1.1㊀深度调峰对汽轮机缸温㊁缸温差的影响不同负荷工况下,由于高压调门开度㊁汽轮机各级段压降发生变化,必然会引起通流部分各处温度的变化㊂低压通流部分由于进汽温度较低,各监视段温度变化幅度相对较小㊂高中压通流部分,由于调节汽门节流㊁压降变化较大等原因,温度会有较大变化;特别是在定压运行㊁高压调门节流严重的情况下,高压通流部分温度会有很大的下降㊂CLN600-24.2/566/ 566型汽轮机不同负荷下高中压通流部分监视段温度[3]的情况如图1㊁图2所示㊂图1㊀CLN600-24.2/566/566型汽轮机高缸监视段温度图2㊀CLN600-24.2/566/566型汽轮机中缸监视段温度(1)从图1㊁图2的数据看,滑压运行方式下,高压缸温度随负荷的降低,先升后降,但变化幅度不大;中压缸温度随负荷的降低呈下降趋势,负荷降至30%时,3段抽汽温度降低28ħ,4段抽汽温度降低15.3ħ;考虑到实际运行时,低负荷工况的再热汽温会有较大降低,3段㊁4段温度的降低幅度会有更大的增加㊂(2)如采用定压方式运行,各监视段温度均是下降的;负荷降至40%时,1㊁2㊁3㊁4段抽汽温度分别降低62.8㊁54.2㊁21㊁21.7ħ,如降负荷速度过快,会产生很大的热应力㊂如长期频繁深度调峰运行,即使采用滑压方式运行,并控制负荷升降速度,因缸温的周期性变化,也会产生低周疲劳,可能引起汽缸中分面张口㊁导汽管密封或其他密封部件破坏,造成漏汽,产生汽缸温度高㊁温差大㊁汽缸变形等问题,对汽轮机的寿命有一定的影响㊂2.1.2㊀主㊁再热蒸汽温差大,产生较大热应力由于低负荷工况再热汽温低的问题普遍存在,且负荷越低再热汽温越低,使得主汽温与再热汽温的温差增大,有可能超过制造厂规定的范围(一般为60ħ左右),对于高㊁中压合缸的汽轮机,高中压缸主汽及再热汽两个进汽口相临处的温度梯度过大将产生很大的热应力㊂运行时应注意控制主㊁再热蒸汽温差不超过厂家设计温差范围㊂2.1.3㊀深度调峰工况下,低压通流部分水蚀加剧深度调峰工况下,因再热汽温大幅下降及高真空的原因,低压通流部分蒸汽湿度大幅增加㊂图3为N1030-25/600/600[4]㊁CLN600-24.2/566/566[3]㊁C300/235-16.7/0.343/537/537[5]等汽轮机,50%负荷㊁额定再热汽温时的排汽湿度与排汽压力关系㊂图3㊀排汽湿度与排汽压力关系从图3可以看出,排汽湿度随排汽压力的降低有明显的增加,同时深度调峰时,再热蒸汽温度往往达不到额定,排汽湿度会进一步上升㊂最终由于湿度增加㊁湿区前移,将引起低压通流部分,特别末级叶片㊁次末级叶片水蚀的加剧,长期运行存在水蚀造成叶片损坏的风险㊂2.1.4㊀小容积流量运行,影响低压通流部分安全深度调峰工况下,随着容积流量的减小,汽流在静叶内挤向根部,而在动叶片内偏向外缘,动叶片根部可能出现脱流,进而在喷嘴与动叶片外缘间隙产生涡流;鼓风㊁叶片颤振㊁低压末级动叶片出口边背弧水蚀等风险明显增加㊂为保障低压通流部分的安全运行,汽轮机低压缸都有最小排汽量的限制;不同制造厂家的具体规定差别很大,如哈汽C250/N300-16.67/537/537/0.4型汽轮机的最小排汽流量约为140t /h [6],哈汽CLN600-24.2/566/566型汽轮机的最小排汽流量为270t /h 左右[3]㊂图4为CLN600-24.2/566/566型汽轮机排汽流量与负荷关系曲线[3]㊂从图4中的数据可以看出:在30%额定负荷时,设计低缸排汽流量365t /h;一般情况下实际运行性能达不到设计值,实际运行的低缸排汽流量应该更大一些㊂因此30%额定负荷时汽轮机不会进入鼓风状态,但负荷进一步降低,如20%额定负荷或更低时,汽轮机是否会进入鼓风状态则需要通过实际的试验确定㊂图4㊀CLN600-24.2/566/566型汽轮机低缸排汽流量2.2㊀对热力系统及辅机设备的影响深度调峰运行后,对机组热力系统及辅机设备的影响主要表现在小汽机汽源可靠性㊁给水流量控制稳定性㊁加热器水位控制㊁凝结水泵运行稳定性等几个方面㊂2.2.1㊀对小机汽源可靠性㊁给水流量稳定性影响深度调峰运行后,4段抽汽压力降低较多,如30%负荷下,CLN600-24.2/566/566型汽轮机4段抽汽压力仅为0.36MPa(绝压),可能会出现小汽机出力不足,影响锅炉正常上水的情况,需做好小汽机备用汽源的热备用工作㊂给水泵通流量会达到最小流量阀动作值,如最小流量阀控制逻辑不完善,可能导致两台给水泵负荷分配偏差大跳泵㊁给水流量大幅波动等问题㊂2.2.2㊀对加热器水位控制的影响深度调峰运行后,各段抽汽压力之间的压差降低,造成加热器间疏水压差降低,加热器容易发生疏水不畅问题㊂CLN600-24.2/566/566型汽轮机不同负荷工况下各段抽汽压力之间压差[3]如图5㊁图6所示㊂图5㊀CLN600-24.2/566/566型汽轮机高中缸各抽汽压差图6㊀CLN600-24.2/566/566型汽轮机低缸各抽汽压差从图5㊁图6中的数据,可以看出在30%额定负荷时,3抽/4抽间压差为330kPa㊁6抽/7抽间压差为22kPa㊁7抽/8抽间压差为12kPa,与实际需求相比显得不足;会使#3高加疏水至除氧器㊁#6低加疏水至#7号低加㊁#7低加疏水至#8号低加等疏水不畅的问题比较突出㊂2.2.3㊀凝结水泵运行稳定性凝泵变频运行转速过低时,凝结水泵振动大的问题也比较普遍,需除氧器水位调整门参与控制㊂机组负荷下降过程,如给水泵密封水是由凝结水供水,则需保证凝结水母管压力不低于1.0MPa(或按厂家要求),保证给水泵密封水压力正常㊂3㊀结论及建议3.1㊀变负荷调峰为最为常见的调峰方式,在安全性㊁设备寿命损耗㊁操作复杂性㊁带负荷速度等方面有优势,但调峰深度受最低稳燃负荷㊁达标排放的影响较大;两班制调峰及少汽无负荷调峰等调峰方式在调峰深度方面较好,各调峰方式经济性方面的优劣需结合当地负荷曲线㊁低谷时段长度㊁煤价等情况,具体比较分析后确定㊂3.2㊀深度变负荷调峰后,汽轮机本体金属温度发生周期性变化,厚壁部件寿命损耗增加,低压末级叶片㊁排汽导流环水蚀加剧,给水泵㊁加热器㊁凝结水泵等辅机的运行稳定会降低㊂3.3㊀对于凝汽机组,开展深度调峰前,应统计梳理机组主辅设备存在的㊁影响深度调峰的缺陷,择机处理;优化主辅设备运行方式㊁控制逻辑(如小机汽源㊁给水泵最小流量阀㊁除氧器水位㊁轴封供汽系统㊁加热器水位等),使之能够适应深度调峰情况,最终保证机组的运行稳定㊂3.4㊀综合考虑深度调峰政策及机组的实际调峰能力,从安全㊁稳定㊁经济㊁环保等方面进行分析㊁评估后,再确定机组长期深度调峰的目标值㊂参考文献[1]解春林.火力发电机组深度调峰下汽轮机系统特性研究[D].华北电力大学(保定),2013.[2]刘吉臻,曾德良,田亮,等.新能源电力消纳与燃煤电厂弹性运行控制策略[J].中国电机工程学报,2015,35(21)ʒ5385-5394.[3]哈尔滨汽轮机厂有限责任公司.CLN600-24.2/566/566型汽轮机热力特性书[Z].2005.[4]东方汽轮机有限公司.N1000-25.0/600/600型汽轮机热力特性书[Z].2011.[5]东方汽轮机有限公司.C300/235-16.7/0.343/537/537型汽轮机热力特性书[Z].2007.[6]哈尔滨汽轮机厂有限责任公司.C250/N300-16.67/537/537/0.4型汽轮机热力特性书[Z].2005.收稿日期:2019-06-03。

汽轮机末级叶片修复技术措施工艺

汽轮机末级叶片修复技术措施汽轮机低压转子末级叶片为了提高防水蚀能力，通常在叶片的进汽边焊一条耐水蚀能力强的司太立合金片。

经过长期运行后，司太立合金片以及叶片本身会不同程度的水蚀，严重时整个进汽边都被水蚀掉。

这将严重影响机组的动平衡，引起轴系振动超标，威胁到机组的安全运行。

一般情况下，需要对水蚀严重的叶片进行修复，以恢复叶片型线尺寸，达到设计通流量，恢复机组的发电功率，保证机组安全运行。

返回汽轮机制造厂修复很难保证大修期的要求，且存在着运输过程中不安全因素，所以一般都采用现场修复的方法。

司太立合金片采用钎焊的方法焊到叶片上，在制造厂一般可用高频钎焊的方法焊接，手工钎焊补焊；但在现场不具备高频钎焊的条件，可以采用手工钎焊的方法进行修复。

司太立合金片采用手工钎焊的方法焊到叶片上，叶片修复采用手工氩弧焊的方法进行修复。

通常的修复工艺如下：1.使用火焰方法去除水蚀严重的叶片上残留的司太立合金片，清理干净残留的银焊料；2.修磨叶片水蚀部分的表面，露出金属光泽，不得有冲蚀沟痕，不得有腐蚀、汽蚀的麻点和坑点痕迹、不得有残留银焊料等，用丙酮或酒精去除补焊区15~20mm范围的油、锈等。

3.着色检查叶片需要补焊及周边10~15mm范围内无裂纹。

4.焊接方法采用手工氩弧焊补焊叶片，焊丝选用与2Cr13相匹配的焊丝。

焊丝直径为Φ1.6mm。

5.用紫铜板按照叶片的型线作衬垫，以利于成型。

焊接的引弧、熄弧应在衬垫板上，不得在直接叶片上引弧熄弧。

焊前预热150-200℃。

6.焊接应采取多层多道焊接，以防止叶片变形。

焊接电流I＝120～180A，氩气流量Q＝10～15L／min。

每焊一道应检查是否存在焊接缺陷，否则去除重焊。

7.按叶片原来型线修形。

在修磨过程中随时对叶片贴司太立合金片的三处关键形线进行测量（合金片叶冠即端部、中部、顶部），尽量使修正的叶片形线接近原来的形线。

8. 修磨后着色探伤无裂纹等超标缺陷。

9.用专用工装对合金片按叶片型线扭型，进行预装配。

探究导致低压缸末级叶片损坏原因

探究导致低压缸末级叶片损坏原因摘要：本文对127MW汽轮机低压缸末级叶片断裂原因进行了全面的分析，对末级叶片断裂主要原因进行详细探究。

由于汽轮机频繁启停增加了机组低频疲劳，尤其影响低压缸末级叶片，低负荷工况下，蒸汽流动条件的改变，可能背压造成末级叶片冲击。

关键词：末级叶片；背压；断裂1、概述某电厂机组在做完甩负荷试验时，机组转速3300rpm时，机械超速保护动作后，转速下降到2800rpm，按照规定不应低于2950rpm，停机后立即安排检查，发现低压缸末级叶片多处扭曲损坏，部分末级叶片存在不同程度的变形，小部分脱落。

在低压缸末级叶片多处有断裂、开裂现象。

汽机末级动静叶片损坏，尤其末级动叶片受损严重，变形特征相同。

2、汽轮机低压缸叶片型式及存在的隐患汽轮机采用的是三压再热式双缸、双缸向下排汽、凝汽式汽轮机，由锅炉产生的高压、再热及低压蒸汽，通过置于机组左侧的一组截止阀和控制阀，依次进入高中低压缸在联通管中，低压主蒸汽与中压汽机排汽混合，然后流经低压缸，并最后排入凝汽器。

蒸汽是在汽机叶片间的空间流动做功，流入汽轮机的蒸汽的质量与流出是一样的，但汽机入口处蒸汽温度压力都比较高，体积较小，蒸汽在汽轮机内部做工后出口处功伴随着压力和温度的降低，而汽体体积膨胀，需要更大的通流面积才能排出相同质量的蒸汽，所以汽机末级叶片是最长的。

由于机组为单轴机组，发电机、燃气轮机、蒸汽轮机布置在一根轴上，当燃机开始启动到并网以及直到汽轮机进汽前，锅炉在启动阶段尚且不能产生满足汽机进汽条件的蒸汽，而汽机高速旋转的同时使叶片温度上升，没有足够蒸汽或者说蒸汽量不够的时候，热量无法快速被带走，就会造成叶片超温，而低压缸叶片最长，其温度上升最为明显，因此在机组启动期间，应设置有相应的冷却蒸汽进入低压缸，带走因鼓风摩擦产生的热量，对其进行冷却。

汽轮机在运行时外来杂物会造成叶片损坏。

汽机在高速旋转过程中,若有异物进入叶片动静间隙，会对叶片造成严重损坏。

汽轮机低压缸灵活性调峰改造研究与应用

汽轮机低压缸灵活性调峰改造研究与应用发布时间：2022-08-10T03:39:17.746Z 来源：《当代电力文化》2022年第6期作者：刘立宏[导读] 通过对机组低压缸灵活性调峰优化改造实现电力生产和热力生产的解耦运行刘立宏大唐长春第二热电有限责任公司，吉林长春 130031摘要：通过对机组低压缸灵活性调峰优化改造实现电力生产和热力生产的解耦运行，提升机组的供热调峰能力从而缓解可再生能源消纳困境，避免电网辅助分摊和考核，增加机组供热能力，提高本企业盈利能力。

关键词：低压缸灵活性调峰；供热能力；节能降耗0.引言随着城市建设规模的扩展，城市采暖供热需求日益增长，电厂继续承接供热负荷的能力受限，为满足外部供热需求，对机组低压缸灵活性调峰优化改造。

提升供热机组灵活性的低压缸不做功技术在低压缸高真空运行条件下，采用可完全密封的液动蝶阀切除低压缸原进汽管道进汽，在供热量不变的情况下，可显著降低机组发电功率，实现深度调峰，参与深度调峰辅助服务，以实现企业效益最大化。

1.优化改造内容及目标对机组低压缸蝶阀进行优化，更换为全封闭阀门；对机组改造后相关系统保护逻辑进行优化；对低压缸投入、切除及相关联锁保护功能进行优化；对低压缸切除运行进行优化；对制造、安装、设计的要求和质量以及机组的技术性能进行优化，从而保证机组能够长期、稳定、安全运行。

2.系统概述机组低压缸灵活性调峰优化改造项目采用切除低压缸的运行方式提高机组灵活性调峰能力，在低压缸高真空运行条件下，采用可完全密封的液压蝶阀切除低压缸原进汽管道进汽，通过新增旁路管道通入少量的冷却蒸汽，用于带走低压缸不做功后低压转子转动产生的鼓风热量。

与改造前相比，提升供热机组的灵活性，解除了低压缸最小蒸汽流量的制约，在供热量不变的情况下，可显著降低机组发电功率，实现机组深度调峰。

3.优化改造范围3.1 低压缸灵活性调峰优化改造将现有汽轮机低压缸改成低压缸不做功供热机组，为了防止低压缸末两级叶片出现鼓风损失从而引起叶片超温以及应力超限等问题，需要引入一定量的中压缸排汽对低压缸进行冷却。

汽轮机低压缸轴封改造

汽轮机低压缸轴封改造——华电国际交流材料汽封是汽轮机关键零部件之一，其性能的优劣，不仅影响机组的经济性，而且影响机组可靠性，已越来越受到人们的关注。

近年来，随着汽轮机设计制造技术的不断提高以及国外先进技术的引进，已出现了布莱登可调汽封、蜂窝汽封、接触式汽封、刷子汽封等新型的汽封结构型式，改善了汽封的性能，为机组的安全经济运行提供了新的保障。

从保证机组经济性而言，要求汽封的漏汽量越少越好，也即汽封间隙越小越好；从保证机组运行安全而言，要求汽封在各种状态下，不和转子发生摩擦导致转子产生弯曲造成振动。

因此，在汽封选择时，应对安全和经济性要求综合加以考虑，以满足机组启动(冷、温及热态)、运行及停机(紧急、正常)等各种工况的要求。

长期以来，我公司#1、#2机组真空严密性不合格的问题一直困扰着我们，汽轮机凝汽器真空系统严密性的好坏影响着汽轮机凝汽器真空，从而影响汽轮机的经济性。

目前多数机组都达不到汽轮机严密性标准(小于0.4KPa/min) 。

造成真空系统漏气的原因很多，主要有:系统管道、容器的焊缝开裂，系统阀门不严，高压缸前汽封、排汽缸前后汽封漏气等。

为保证有较好的严密性，在机组检修中都采用各种方法进行真空系统查漏堵漏，如凝汽器及系统注水查漏,调整汽封间隙等。

对于查漏堵漏工作，只要细心一般都能消除漏点，达到设备及系统本身严密性的要求。

而汽封的漏气问题还不能从根本上解决，为此我们决定在#2机组大修工作中对低压缸汽封进行改造，采用新型的汽封形式对原结构形式的汽封进行改进，已期消除汽封漏汽，提高机组的真空严密性。

一、设备现状：我公司低压缸轴封应用的汽封形式为铜齿迷宫式平齿汽封，在实际应用中我们发现如下不足：1、机组梳齿汽封圈与转子径向间隙偏大，而梳齿式汽封颈部轴向间隙较小，由于蒸汽品质或运行时间久易造成汽封卡涩。

从而使汽封在较大的径向间隙下运行，造成汽封泄漏量加大。

2、当按制造厂家设定的密封间隙进行汽封调整时，由于该密封间隙只是理想的状况，转子启动后轴封间隙还要受到诸多因素的影响，例如：空扣和全扣缸紧螺栓后；预留张口后、高低差联轴器联接完成后；油膜厚度，轴心位置；排汽缸真空和凝汽器注水前后对汽封间隙的影响；汽缸膨胀偏差对汽封间隙的影响；机组在启停通过临界转速时，转子的振动幅度较大，汽封齿与轴发生动静干涉和磨损，对汽封间隙的变化影响。

(整理)改善汽轮机低压缸未级叶片调峰性能的探讨论文

改善汽轮机低压缸末级叶片调峰性能的探讨王家楹（浙江省电力公司浙江杭州310007）摘要：大型汽轮机参与电网调峰运行，在低负荷、小容积流量下将会产生动叶出汽边水蚀、叶片颤振等新问题，对此分析了其产生的机理，提出改进措施。

关键词：汽轮机调峰性能改进随着电网用电负荷特性的变化，对燃煤机组的调峰要求也越来越高。

但对于早些年按基本负荷运行设计的汽轮机发电机组，当采用低负荷的调峰运行方式时，由于机组偏离了原设计工况，经济性和可靠性均受到影响。

对汽轮机本体来讲，调峰机组频繁的起停及变工况运行，增加了机组的低周疲劳，其影响部位主要为旋转件：如转子和叶片及汽缸等部位。

统计表明，低压缸叶片损坏的数量约占全部损坏叶片数的85％，而末级和次末级叶片损坏数约占低压缸叶片损坏数的75％。

例如：镇海电厂200 MW机组经过一段调峰工况的运行后，曾发现汽轮机末级叶片冲蚀严重。

在小容积流量工况下，由于流动情况的改变，末级叶片受到的影响分析如下。

1、动叶出汽边水蚀小容积流量时，原设计流场被破坏，末级叶片沿叶高的热力参数将重新分布，沿汽缸壁和叶轮的汽流发生了分离，汽流在动叶片根部和静叶栅出口顶部出现汽流脱离，形成倒涡流区。

整个汽道只通过小部分汽流，相对的容积流量越小，旋涡区越大，分离的相对高度也就越大，图1为某机组末级叶片（叶根反动度为0.005）的测试数值。

末级叶片反动度设计的大小对低负荷下分离程度有着显著的影响。

根部反动度设计值越小，当容积流量减少而偏离设计值方向时分离的越早，分离的相对高度也越大，反之亦然。

对原200MW汽轮机末级叶片做各种负荷完全平衡计算，计算结果表明：当负荷低于60％时，根部出现负反动度，当负荷降低至40％时，根部反动度达－19％，同负反动度一起出现的是动叶前后近根部的递压梯度，此时动叶后的静压力将大于动叶前的静压力，在这种汽流条件下将使叶型表面的附面层增厚乃至脱离，为在根部区形成一个较大的倒涡流区造成外部条件。

600MW汽轮机低压缸末级叶片的强度分析

热 - 结构耦合分析。
2.1模型、边界条件及载荷建模过程中，除了尽量保持模型与实体对象一致外，还
应尽量简化实体模型，提高计算效率［10］。因此，以某电厂低
压缸转子为研究对象，通过汽轮机转子装配图，在ANSYS中建立二维模型。选择热-结构耦合单元PLANE223，以Y轴为对称轴, 并将单元关键点属性设置为 Axisymmetric。
仅考虑转速情况下的最大等效应力为1020MPa，为了进一步探究热应力对结构应力的影响，仅将惯性载荷与耦合载荷两种情况下最大等效应力随时间变化的应力分布进行了对比分析，如图8 -图10所示。图8所示为在运行24h，两种情况下的应力曲线以及热应力所带来的影响。在运行稳定后，温度载荷带来&64MPa的热应力。图9所示为在4h启动过程中两种情况下的应力曲线以及热应力所带来的影响, 恒定转速下,蒸汽温度上升时,热应力增加, 等效应力差值约为77MPa。图10所示为在20min冷态启动初期两种情况下的应力曲线以及热应力所带来的影响。在冷态启动初期,金属温度低,蒸汽温度较高，存在热冲击，等效应力差值约为 96. 8MPa。
第一对齿右侧圆弧面中间厚度处
1280
1600
第二对槽右侧圆弧面中间厚度处
2热-结构耦合的强度分析
机组的启动过程中,叶片和轮缘不仅受到惯性载荷的影响,而且受到因蒸汽温度变化而产生的热应力影响［9］。为了更加真实地模拟机组冷态启动过程,也为了探究温度载荷对转子强度的瞬时影响,在冷态启动工况下对转子进行了直接
荷对结构应力的影响最大,随着启动时间的增加,转子温度呈级间分布,其影响逐渐减弱。
关键词:汽轮机转子;惯性载荷;热应力;冷态启动
分类号:TK263.3
文献标识码：A

核电汽轮机低压末级叶片低负荷运行安全性分析

核电汽轮机低压末级叶片低负荷运行安全性分析摘要：核电厂中有许多重要的设备，关系供电系统的安全，如果设备发摘要：伴随着社会用电量的增长，电力能源处于供应过剩的状态。

我国核电机组运行期间不再满功率运行，始终处于低负荷运行现象。

在本篇文章中，主要分析和探究了核电汽轮机低压末级叶片低负荷运行安全性问题。

关键词：核电汽轮机；低压末级叶片；低负荷运行；安全性我国颁布了有关于增强电力系统调节能力的指导性文件，按照各项区域调节能力的基本需求，制定完善的工程施工方案，保持灵活性。

在汽轮机中，汽轮机末级叶片是非常重要的一项部件，本身与汽轮机安全运行有着密切的联系。

基于此，就需要综合性的分析以及评估汽轮机末级叶片处于低负荷状态下的基本性能，结合实际情况提出合理的解决方式，从而达到电厂内汽轮机稳定运行的目的。

1、低负荷深度调峰期间末级叶片具体现状1.1长叶片鼓风现象在蒸汽流量逐渐降低的背景下，蒸汽进入动叶入口角呈现出了大范围增加的现象，进入动叶分速度减少，演变为了负值的现象。

蒸汽非但不做功，而是消耗主轴能量。

长叶片进入鼓风状态，排气温度持续性上升。

为了确保排汽不超温，需要投入喷水，喷水形成的水滴从长叶片根部卷吸作用下直接侵蚀动叶出汽边，从而增加了长叶片水蚀现象出现概率。

1.2末级叶片效率下降现象为了与深度调峰要求相符合，处于低负荷运行状态下，末级叶片长时间从小容积流量工况运行。

容积流量下降以后，末级流动产生了负攻角，从叶片压力面形成了附面层的分离，产生扩压流动现象，形成脱流。

基于容量流量的减小，脱流高度增加，脱流领域占据着非常大的比例，低压级效率降低。

1.3末级叶片动应力增大在小容量流量工况中运行期间，受到流畅混乱等因素的影响，使叶片动应力逐渐提升。

通过分析低压缸末级叶片动应力试验情况可以看出，在容积流量减小的状态下，相对容积流量上升到相应值以后，增加了叶片振动应力，然后升到最大值，容积流量减小，振动应力下降。

振动应力和相对容积流量两者为非单调的变化关系。

某热电厂低压缸切缸改造运行探究

某热电厂低压缸切缸改造运行探究摘要：为改善机组调峰能力和满足地方集中供热发展需求，某电厂350MW超临界机组进行了低压缸切缸技术改造，本文论述了低压缸改造的范围和内容，以及改造前后不同工况下供热能力和调峰能力对比，同时分析了低压缸切缸运行中的注意事项，为机组后期参与电网辅助服务市场和提供本地集中供暖服务提供了提供了参考。

关键词：低压缸切缸；热电机组；深度调峰；集中供暖1.机组概况某电厂现役机组为两台350MW超临界机组，汽轮机采用上海汽轮机厂生产的C350-24.2/0.343/566/566型超临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、凝汽式汽轮机。

提供压力可调整的供热网抽汽，压力调整范围0.245MPa（a）至0.58MPa（a）之间（压力低于0.343MPa（a）时，通过抽汽管道上的抽汽阀节流实现）。

也可同时提供0.9 MPa或2 MPa左右非调整的工业抽汽。

单机设计额定采暖抽汽量为390t/h，最大抽汽量为500t/h，设计供热面积800万平米。

但目前所在地区入网面积已达1600万平方米，若要保证供热参数，则双机均需达到60%负荷率以上，此时机组调峰灵活性差，在电网低谷时段基本没有调峰能力，为缓解热电矛盾，增大供热面积，对某电厂1号机组进行了低压缸切缸改造。

2.低压缸切缸改造方案2.1汽轮机本体改造本次切缸改造建立在原有汽轮机基础上，对DN1400的中低缸连通管进行改造，将中压排汽口原供热蝶阀改为主连通管调节阀(CV)。

中低压连通管上新增一根DN700低压缸冷却蒸汽旁路,在低压缸冷却蒸汽旁路上设置有副连通管调节阀(AGV)，副连通管调节阀(AGV)全关后有20-30t/h左右的蒸汽流量，优化改造原低压缸部分相应监测点，优化改造低压缸末级喷水减温冷却系统，新增低压缸末级及次末级温度测点及叶片振幅和间隙报警测点。

2.2 CV和AGV切换标准汽轮机对外供热抽汽，低压缸进汽压力≤特征压力0.1MPa（a），低压缸进汽量＞40t/h，当≥切换特征值4 ，低压缸进汽由连通管切换至副连通管，主连通管调节阀(CV)关闭，副连通管调节阀(AGV)打开。

350MW汽轮机低压缸零出力改造及效益分析

350MW汽轮机低压缸零出力改造及效益分析【摘要】当前，随着国民经济的蓬勃发展以及清洁能源的快速进步，对东北地区冬季供热期燃煤机组的调峰能力提出了苛刻的要求，也对燃煤电厂的经营发展提出了挑战。

为缓解热电之间不匹配的矛盾，提升燃煤机组运行灵活性确保冬季供热，以东北地区某发电公司机组改造为例，对低压缸零出力改造技术在燃煤350MW机组上的应用进行探讨。

通过性能试验证明改造方案的合理性，低压缸零出力技术提高了机组调峰和供热灵活性。

【关键词】零出力灵活性供热能力前言因东北地区燃煤机组撞击容量过剩，同时电网又对燃煤机组运行灵活性提出严苛，受到燃煤机组自身热电耦合性及低压缸运行最小冷却蒸汽流量限制，正常抽汽供热机组的调峰灵活性受限，很难适应电网深度调峰要求也无法保证日趋增加的供热能力需求。

机组低压缸零出力改造充分利用机组低压缸运行需保证最小冷却蒸汽流量的要求，使低压缸可以在高背压工况下运行，在供热抽汽量不变的情况下，能够显著降低机组发电负荷，实现深度调峰灵活性。

某机组为北京北重汽轮电机有限责任公司生产的NC350-24.2/0.4/566/566的超临界、单轴、双缸双排汽、中间再热、湿冷抽汽凝汽式汽轮机。

中压缸排汽通过两条导管接引入低压缸做功。

1、低压缸零出力改造方案在低压缸高真空运行条件下，采用可完全密封的液动蝶阀切除低压缸原进汽管道进汽，通过新增旁路管道引入少量冷却蒸汽，用于带走低压缸零出力改造后低压转子转动产生的鼓风热量。

并给凝汽器补充适量的凝结水。

根据北京北重汽轮电机有限责任公司提供的相关资料，在2号机组低压缸零出力改造中，主要遵循以下原则：1.在保持原机组设计蒸汽参数、热力系统不变的前提下进行改造；2.安全可靠性第一，采用的技术成熟可靠，提高机组的可用率与可靠性；3.更换连通管液控蝶阀，但不更换低压转子及相关叶片；4.对控制系统进行相应的调整与优化；5.设计、制造与检验符合现行的国际、国家及行业的标准和要求；6.改造后设备运行应力控制值能适应原机组运行参数变化的要求，并且满足现场运行需要。

火电机组汽轮机末级叶片修复技术应用与分析

火电机组汽轮机末级叶片修复技术应用与分析摘要：结合GE350MW机组汽轮机低压缸末级叶片水蚀的处理情况，介绍低压缸末级叶片冲蚀、损伤部位修复与防护技术在大唐七台河发电有限责任公司（以下简称七台河公司）GE 350MW机组的研究与应用，为今后同类型及其他类型机组提高低压缸末级叶片耐水蚀、耐固体颗粒侵蚀性能、延长叶片使用寿命进而提高机组运行安全性和效率提供参考案例分析。

关键词：汽轮机；末级叶片水蚀；整形修复；熔射制备涂层；安全运行0 前言七台河公司一期工程2×350MW机组采用的是美国GE公司生产的型号为D5TC2F42的亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、冲动凝汽式汽轮机，末级叶片单侧94片，两侧共计188片，叶片长1067mm，叶顶用拱型围带连接并在叶片中部安装松拉金和减振套，全部叶片材质为含铬量12%的合金（材质元素见表1）。

两台机组已投入运行多年，末级叶片均已出现严重水蚀，表面原有的特制合金的防护层已经冲蚀消失，严重威胁机组的安全运行。

七台河公司分别在2018和2019两年间利用机组A修机会，采用汽轮机通流部件冲蚀损伤的焊接修复与防护技术对低压末级叶片进行修复，恢复了叶片原有做功能力，满足了机组运行的经济、安全要求。

本文结合七台河公司GE350MW机组末级叶片修复工程的实际情况，探讨汽轮机末级叶片修复技术在火力发电企业的应用与分析。

表1 末级叶片材质元素含量1 七台河公司GE350MW机组末级叶片修复前现状及分析1.1 末级叶片水蚀原因分析为满足北方城市冬季供热需求，七台河公司一期两台GE350MW机组采用中排打孔抽汽至热网方式供热，改变机组纯凝运行方式，增大了低压缸末级排汽湿度，加之近年来350MW机组也大量参与电网深度调峰，机组长期在调峰低负荷状态下运行，加速了末级叶片在湿蒸汽作用下的水蚀冲刷，汽轮机末级叶片在湿蒸汽工况下蒸汽中的水滴作用下，产生水蚀损伤。

另外，在锅炉侧受热面及主蒸汽管道内部脱落的固体颗粒的冲刷作用下，汽轮机叶片极易产生固体颗粒侵蚀损伤，汽轮机叶片在温度、水蚀、固体颗粒侵蚀、应力和疲劳等交互作用下，极易出现叶片型线缺损、冲蚀问题，降低热效率甚至危及机组的正常安全运行。