供热机组低缸零出力改造技术探究

摘要：针对宁夏电投西夏热电厂低缸零出力改造的可行性进行了理论分析，阐述了1、2号机组实施低缸零出力供热改造的过程，提出了低缸零出力运行投入条件及安全运行注意事项，最终得出结论：低缸零出力技术改造是可行的，安全风险是可控的，经济效益是明显的。

关键词：低缸零出力;供热;汽轮机;经济性

0    引言

宁夏电投西夏热电厂一期采用两台东方汽轮机有限公司生产的C200/140-12.75/0.245/535/535型超高压、单轴、三缸双排汽、工业用不可调整抽汽、采暖用可调整抽汽、一次中间再热抽汽凝汽式汽轮机[1]。热网首站建设初期1、2号机组热网汽侧采用单元制方式分别加热两台热网换热器（换热面积为2 000 m2，水侧流量2 200 t/h），后因供热面积增加，1、2号机组各增加一台换热器（换热面积为900 m2）作为辅助换热器;1、2号机组热网水侧分别配置3台热网循环水泵，单台热网循环水泵流量为2 200 m3/h，其中各有一台热网循环水泵可变频运行，均采用两运一备运行方式。

2018年12月底，西夏热电厂供热面积已达到3 200万m2，随着区域经济发展和热源增容，当时预计2019年供热面积将增加至3 400万m2。为提高机组供热能力，满足热用户的需求，对1、2号机组实施低压缸零出力供热技术改造。

1    热供能力核算及供热经济性分析

低压缸零出力供熱技术是在低压缸高真空运行工况下，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低压缸少量的冷却蒸汽，实现低压转子零出力3 000 r/min运行，使更多的蒸汽进入供热系统，提高机组供热能力，降低电负荷，实现深度调峰，同时降低发电煤耗[2]。

1.1    改造前机组供热能力分析

根据机组实际运行数据，并参考制造厂家提供的热力特性说明书和同类型机组低压缸最小冷却蒸汽流量120 t/h，建立1号机组热力计算模型，重新核算典型各工况下机组供热能力，主要结果如表1所示，改造前汽轮机发电功率与供热抽汽流量的关系曲线如图1所示。

1.2    改造后机组供热能力分析

改造后核算机组供热能力时确定低压缸冷却蒸汽流量为15 t/h。在锅炉不同出力下改造后汽轮机供热抽汽能力的核算结果如表2所示，改造前后汽轮机发电功率与供热抽汽流量的关系曲线对比如图2所示。

对比表1、表2，可以明显得出如下结论：改造后不同锅炉出力下供热抽汽增量约为117 t/h，折合可增加供热面积约180万m2，发电功率降低约25 MW，发电煤耗降低30～40 g/kWh，实现了供热机组以热定电运行方式下的深度调峰，提高了机组的经济性。

由图2得出：改造前后供热抽汽流量均随主蒸汽流量线性增加，且各工况下汽轮机供热抽汽流量的增加值基本相当，约为117 t/h，随着供热抽汽流量的增加，机组发电煤耗逐渐降低，且改造后可使汽轮机发电煤耗降低30～40 g/kWh。

综上所述，采用低压缸零出力供热技术能够有效降低低压缸冷却蒸汽流量消耗，一定程度上提高机组供热能力和深度调峰能力，降低发电煤耗，提高机组运行经济性，因而具有实施的可行性。

2    低缸零出力改造过程

2.1    增设低压缸冷却蒸汽系统

从中压缸排汽新增旁路冷却蒸汽至低压缸进汽口，用于冷却低压缸末级叶片，带走低压转子产生鼓风热量。冷却蒸汽管路上设置调节阀和流量孔板，设置蒸汽压力、温度、流量测点，且相关测点均需接入机组DCS系统。

2.2    供热蝶阀改造

根据低压缸零出力供热技术需求，将原来2个不能完全密封的供热蝶阀更换为2个可完全密封的液压蝶阀，液压蝶阀接口尺寸与改造后中低压连通管规格保持一致。

2.3    低压缸运行监视测点改造

机组在低压缸零出力运行时，低压缸通流部分运行条件大幅偏离设计工况，处于小容积流量条件下运行，会出现动应力增加、鼓风、水蚀加剧等现象[3]。为充分监视低压缸通流部分运行状态，确保机组安全运行，需增加或改造以下运行监视测点[4]：

（1）增加低压缸末级、次末级动叶出口温度测点（4个）;

（2）增加中压缸排汽压力测点（2个）和温度测点（2个），压力测点采用绝压变送器;

（3）增加低压缸进汽压力测点（2个）和温度测点（2个），压力测点采用绝压变送器;

（4）更换原6段抽汽压力、7段抽汽压力和低压缸排汽压力变送器为高精度绝压变送器（4个）。

上述所有改造测点均需接入机组DCS系统。

2.4    低压缸末级叶片抗水蚀金属耐磨层喷涂处理

对低压缸末级叶片实施金属耐磨层喷涂处理，喷涂材质采用德国进口TA粉（NiCr金属陶瓷粉末），粉末粒度为250～350目，涂层总厚度为0.10～0.20 mm，以提高低压缸末级叶片抗水蚀能力，保证机组安全运行。

2.5    低压缸喷水减温系统改造

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，维持低压缸排汽温度在安全范围内，对原低压缸喷水减温系统增加流量测点和调节阀。

2.6    热网循环水泵改造

1、2号机组低缸零出力供热改造后，在单机组最大抽汽供热工况条件下进行热网循环水泵适配性分析，其中热网循环水温度以当前运行值（供水100 ℃，回水50 ℃）为计算基准，改造后单机组最大抽汽供热负荷为345.12 MW核算基准，最大可供热面积734.30万m2，需要热网循环水流量4 933 t/h。现2台热网循环水泵并联运行，供水流量合计只有4 400 t/h，不能满足供水流量的要求。为此，1、2号机6台热网循环水泵均换成单台流量为2 800 t/h的大流量泵，即可满足供水流量需求。

3    低缸零出力运行

3.1    低压缸零出力投入条件

（1）热网系统汽侧投运正常，且六段抽汽快关调节阀全开，低压蝶阀（LCV阀）关至13%以下;

（2）机组负荷大于50 MW;

（3）“供热请求”已投入;

（4）供热抽汽逆止门未关，3 s延时;

（5）无“低缸零出力”切除信号。

3.2    运行注意事项

（1）机组在低压缸零出力运行时，如重要参数异常无法控制，应及时退出低压缸零出力运行状态，恢复至机组抽汽供热运行状态。

（2）低压蝶阀（LCV阀）严禁在1%～10%的区间内长时间停留，最长不得超过10 min。

（3）“低缸零出力”投入后，冷却蒸汽调门开度严禁低于30%，保证冷却蒸汽量≥10 t/h。

（4）真空对末级和次末级温度影响较大，当真空低于-83 kPa时，投入“低缸零出力”时应做好防止末级和次末级超温的预想。

（5）“低压缸零出力”投入时，应加强机组监视段压力监视，防止超压。

（6）供热期间“低缸零出力”长时间投运时，如循环水供水温度低至10 ℃，应及时调整提高循环水温。

（7）“低缸零出力”投入后，要加强低压缸排汽、次末级、末级叶片温度监视和调整，防止超温。

4    结论

西夏热电厂1、2号机组分别于2019年11月完成了低缸零出力改造工作。通过一个供热期的运行，取得了良好的经济效益，并得出以下主要结论：

（1）采用低缸零出力供热技术能够有效降低低压缸冷却蒸汽流量消耗，实现抽汽供热与低缸零出力供热灵活性切换，提高了机组供热能力和深度调峰能力。相同锅炉蒸发量条件下，切除低压缸进汽供热可使机组供热抽汽能力增加约117 t/h，折合可增加供热面积约180万m2;相同抽汽流量条件下，低压缸零出力供热可使机组发电功率降低25 MW，发电煤耗降低30～40 g/kWh。

（2）根據机组实际运行情况，切除低压缸进汽供热运行时存在的叶片鼓风、颤振、水蚀加剧等问题是可控的，切除低压缸进汽运行在技术上是可行的。

（3）西夏热电厂1、2号机组低压缸零出力改造项目预算静态总投资2 369.4万元，年收益1 578.2万元，投资回收期约1.5年，不仅改造费用小，运行维护费用也大幅降低，而且机组发电煤耗等经济指标明显下降，供热能力大幅提升，可以取得可观的经济效益。

[参考文献]

[1] 宁夏电投西夏热电有限公司.C200/140-12.75/0.245/535/

535型汽轮机设备运行技术标准[Z]，2016.

[2] 陈建国，谢争先，付怀仁，等.300 MW机组汽轮机低压缸零出力技术[J].热力发电，2018，47（5）：106-110.

[3] 王有利.350 MW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，2019，40（2）：49-51.

[4] 靳永亮，柏海峥，何文.330 MW切除低压缸进汽改造控制方案优化[J].河北电力技术，2019，38（2）：50-53.

收稿日期：2020-07-07

作者简介：李文林（1972—），男，宁夏青铜峡人，工程师，主要从事火电厂运行管理工作。