350 MW机组低压缸零出力运行应用研究

曲大雷，回世成 ，李 赢，朱春燕

（1.辽宁东方发电有限公司，辽宁 抚顺 113007；2.国家电投东北电力有限公司，辽宁 沈阳 110000；3.国网辽宁电力有限公司抚顺供电公司，辽宁 抚顺 113007）

0 引言

近年来，我国风电和光伏装机规模迅猛增长，电力系统调节能力难以完全适应新能源大规模发展和消纳的要求，部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水问题。2015 年，全年弃风电量高达 339 亿 kWh[1]，“三北”部分地区弃风和弃光率超过20%。2016年11月国家能源局东北能源监管局下发 《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》后[2]，因机组不能实现热电解耦运行，在保证供热参数的情况下，无法满足电网深度调峰的要求，2016—2017年供暖期承担了近千万元深度调峰补偿费用的分摊。如果参与深度调峰，将根据调峰深度不同，获取一定的补偿收益[3]。因此，经多方考察、论证，最终选择可满足发电和供热效益最大化、投资最少、灵活性最明显的低压缸零出力运行灵活性改造。

1 机组概况

某发电公司共有2台350 MW燃煤机组，均采用亚临界、一次中间再热、自然循环、燃煤汽包锅炉，汽轮机为以300 MW汽轮机机组为基础改进生产的350MW亚临界、凝汽式汽轮机，主要设备参数见表1。2台机组于2013年改为中低压联通管打孔抽汽供热机组，1号机组最大抽汽量为375t／h，2号机组最大抽汽量为350t／h。设计可供采暖面积为1005万m2，现有供热面积为700万m2左右，2016～2017年的实际供热数据见表2。

表1 主要设计参数

为响应国家火电灵活性改造政策要求，提高机组供热期深度调峰能力，增强机组在电力辅助服务调峰市场的竞争力和盈利能力，对1号机组进行低压缸零出力供热改造[4]。

2 低压缸零出力供热改造方案

提升供热机组灵活性的低压缸零出力技术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，用于带走低压缸零出力后低压转子转动产生的鼓风热量，此时机组处于高背压供热状态。

2.1 低压末级和次末级叶片校核

汽轮机运行过程中，随着级内容积流量的减小，低压缸末两级叶片构成的级内流动状态会发生较大变化，主要表现为产生进汽负功角，在叶片压力面上形成流动分离，在叶根处的脱流、叶片动应力增加、鼓风、水蚀加剧等现象。这些变化不仅直接影响机组的运行效率，还可能诱发叶片颤振，并导致水蚀加剧，威胁机组安全运行。低压缸末两级叶片内涡流发展随容积流量减小的变化趋势见图1。

图1 低压缸末级叶片内流动状态变化

表2 2016～2017年实际供热数据（双机运行）

一般把动叶根部开始出现脱流及其后容积流量更小的工况称为级的小容积流量工况。汽轮机级的容积流量大幅度减小时，动叶进口相对速度减小，甚至为负值，造成动叶做负功，产生鼓风现象，引起低压缸过热，排汽缸变形等危及汽轮机安全的问题出现。鼓风热量可由低压缸冷却蒸汽和喷水减温解决，水蚀问题可通过业内成熟的叶片喷涂技术得到预控。

当相对容积流量达到一定值时，叶片振动应力开始迅速增加，之后达到最大值，进一步减小容积流量，振动应力逐渐减小，振动应力与相对容积流量呈非单调变化关系。某叶片动应力与相对容积流量的关系见图2。

从图2可以看出，容积流量只是在一定值时，才会引起振动应力产生，因此通过核算，叶片实际动强度是否大于低压缸容积流量变化至某一定值时产生的应力，并在低压缸零出力运行操作时迅速避开此区域，即低压缸零出力供热运行时可能存在的叶片鼓风、颤振、水蚀加剧等问题是可控的[5]。

2.2 改造施工

低压缸零出力运行的主要操作就是导管蝶阀的关闭和开启过程，因此选择安全可靠、动作灵活、响应迅速、密封严密的蝶阀为本次改造施工阶段的重中之重。

由于随着级内容积流量逐渐减小，叶片将产生鼓风现象，新增冷却蒸汽系统用于导管蝶阀关闭后带走鼓风热量。冷却蒸汽系统应设计调节阀，调节蒸汽流量既能满足带走鼓风热量又能避开危险容积流量。

低压缸内部新增监视测点是为了监视低压缸产生鼓风等影响机组安全运行的状况，以便采取有效措施，保证机组安全运行。

低压缸零出力运行时，导管蝶阀关闭对应的所有闭锁控制逻辑、供热低负荷投入保护逻辑等将在机组低压缸零出力运行时发生改变。因此梳理与低压缸零出力相冲突的热工逻辑，做出相应的修改或者取消，保证低压缸退出或投入运行时，各项参数正常可控。

为防止电网调度考核，根据低压缸零出力运行后机组电—热负荷特性，优化调整机组AGC负荷响应控制逻辑，确保改造后机组能够适应电网调度要求[6]。

3 改造后机组灵活性分析

根据机组的热平衡设计图，对汽轮机纯凝工况最小发电功率、不同锅炉负荷下汽轮机最大供热抽汽能力进行了核算，汽轮机设计厂家规定低压缸最小进汽流量为180 t／h。低压缸零出力运行改造后，由中压缸排汽引入低压缸约20 t／h蒸汽，用于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。通过核算，同等锅炉负荷下，改造前后采暖抽汽流量可增加185 t／h，发电煤耗率降低60 g／kWh以上，供热量可增加144 MW，发电热耗率降低3 310 kJ／kWh以上，如表3所示。

根据低压缸零出力运行试验结果，当对外供热负荷为288 MW时，锅炉最小出力工况对应的发电功率为200.32 MW；锅炉额定出力工况对应的发电功率为248.77 MW；低压缸零出力工况对应的发电功率为110.81 MW。即对外供热负荷不变的前提下，低压缸零出力运行可降低发电功率约90 MW，大大提高了调峰能力，如表4所示。

表3 对机组供热能力和供热经济性的影响

表4 对机组调峰能力的影响

4 改造对机组安全影响

低压缸零出力运行成功后，提出了国内机组深度调峰和热电解耦的新思路。在投资少，施工量小，节能降耗明显，提升供热能力大，深度调峰能力强，增减负荷响应迅速等优点的吸引下，更为关注低压缸零出力运行对低压末级叶片和其他设备的安全影响。

机组低压缸零出力运行时，某一工况，主蒸汽流量保持在500 t／h左右，电负荷为80 MW，供热流量为320 t／h左右，首站加热器出口水温为100℃左右。低压缸冷却蒸汽流量为20 t／h。中压缸排气压力为0.45MPa，排汽温度为38℃。低压缸差账上涨2mm左右，串轴正方向串动0.1mm。低压缸零出力运行前后轴瓦温度变化如表5所示，轴瓦振动变化如表6所示。

表5 低压缸零出力运行前后轴瓦温度变化 ℃

该机组2017—2018年供暖期低压缸零出力运行约450 h，解体后，发现低压缸内部无异常，末级叶片较低压缸零出力运行前无明显变化，如图3所示。

表6 低压缸零出力运行前后轴瓦振动变化 μm

图3 低压缸末级叶片

4 结语

在当前火电机组灵活性改造的大背景下，作为供热机组灵活性运行手段之一，低压缸零出力供热技术能够一定程度弱化供热机组热电耦合特性，在保证供热的基础上，降低机组发电功率。经过调试和各个工况运行试验后，按操作规程低压缸投切操作简便，可满足供暖期间电网深度调峰和顶尖峰的灵活性要求。项目施工工期经过优化调整可降低至18 d以内，投资小，见效快。该机组改造前最大抽汽量为462 t／h，改造后机组最大抽汽流量为648 t／h，2017—2018年供暖期450 h的低压缸零出力运行，获得调峰辅助服务利益约1 600万元。但目前零出力运行时间较短，低压缸零出力运行对设备的影响程度仍需继续观察。低压缸零出力运行从低负荷到顶尖峰灵活切换是满足电网调度要求的最佳运行方式。