330 MW机组切除低压缸进汽技术的应用研究

刘 帅，郑立军，俞 聪，王 曦，孙立本

(1.华电电力科学研究院有限公司，浙江 杭州 310030；2.丹东金山热电有限公司，浙江 丹东 118000)

近年来我国能源消费表现出许多新特征。在大力推进能源消费革命、加快转变能源利用方式的背景下，我国能源消费总量平稳增长，消费结构不断优化，利用效率不断提高，替代步伐加快。2018年，我国能源消费总量增速创 5 年来新高，其中电力消费创7年最快增速。调整优化能源消费结构成效显著，清洁低碳成为结构调整的主力方向。为了大力推进能源结构清洁化改革，风力发电(风电)、太阳能发电装机容量迅速增长。但新能源具有随机性、间歇性、不稳定性等特点，其比重增加到一定程度后，必然导致电网调峰困难，加之传统煤电产能过剩，这就要求现役火电机组提高灵活性以及深度调峰能力，以维持电网稳定。为配合可再生能源机组发电并网以及消除峰谷差日益增大对电网安全的影响，电网对火电机组的调峰次数和品质提出了更高的要求。调峰能力不足是制约火电机组运行灵活性的关键因素，对于纯凝机组，为了满足锅炉的稳定燃烧，又不希望投油助燃，实际调峰能力一般约为额定出力的50%左右。而典型的抽汽供热式机组冬季供热期间的调峰能力仅为额定出力的10%～20%。为了更多的消纳非水可再生能源，电网公司相应出台了一系列鼓励发电企业辅助调峰运行的政策，旨在通过奖惩手段有效引导火电机组提升运行灵活性，解决电力运行中的调峰、供热、可再生能源消纳等突出问题[1-3]。

某发电公司2号机组为C330-17.75/0.291/540/540型亚临界蒸汽参数、一次中间再热、单轴、三缸双排汽、采暖抽汽凝汽式汽轮机。机组设计额定采暖抽汽流量340 t/h，最大抽汽流量为550 t/h。调整抽汽期间通过中低压连通管上安装的具有一定机械限位的蝶阀来控制热网供汽流量和低压缸的进汽流量。由于接待较大供热面积，采暖中期以后，为了保证外界供热，发电负荷基本维持在60%以上。机组运行灵活性严重受限，随着外网供热面积的增长，电厂供热、调峰矛盾将更加突出。针对2号机组供热改造项目，该公司选择了灵活性较强的切低压缸供热技术[4-7]，旨在扩大机组供热能力的同时，最大限度的缓解热电矛盾。

1 切低压缸供热技术分析

切低压缸供热技术是指在供热期间，通过安装在中低压缸连通管上的全密封、零泄漏的供热蝶阀关断作用切除低压缸进汽，使得低压转子在高真空条件下“空转”运行，高中压缸高背压供热运行的一种灵活性改造技术，在技术上应重点注意以下两点。

1.1 通汽冷却防止过热

切除低压缸进汽，表面上我们可以将其称之为无蒸汽运行，但是常识告诉我们低压缸内是无法实现绝对真空的，微量的漏汽在低压缸内流动性能较差，同时与转子叶片摩擦产热，长期聚集局部温度过高势必会烧坏金属部件，且历史上是有报到过叶片烧毁的事故的，因此此种风险我们一定要避免。为了带走鼓风热，它是需要有少量蒸汽通入用于冷却通流部分的，因此将切低压缸运行称为少蒸汽运行更为合理[8]。

少蒸汽运行属于小容积流量工况，末级和排汽缸的温度若不经过其他方式加以控制，则势必会因过热而引发热变形及振动等危害，末级后的喷水冷却装置是行之有效的方法，此时末级动叶根部负反动度工作，喷水降温后的蒸汽以涡流形式在动叶周围流动冷却动叶。但是值得注意的是，叶片被冷却的同时带来了新的问题，那就是末级叶片的水蚀损伤，文献[8]中也提到了此种情况，通过描述国外早期的一些实验现象证实低压缸少蒸汽运行工况缸后喷水是不得不投的，因此为了控制排汽温度，末级叶片的水蚀损伤是不可避免的。

小容积流量工况由于蒸汽与叶片脱离，又会引发另外一个危害，那就是叶片的颤振危害。缸内流场严重畸变，出现大量涡系脱离现象，是非连续介质工况，设计工况所应用到的计算公式已不再具有合理性，若要进行计算也只能应用极其简化的公式进行测算，其计算结果与真实值势必存在较大误差，针对此种工况，国外均是以试验的方式获取相关数据。图1为文献[9]中提到的前苏联哈尔科夫工学院针对某汽轮机的动应力随容积流量(本文的容积流量用相对容积流量来表示，即变工况后的容积流量与标况下的容积流量的比值，用字母k表示)和背压变化的试验测量数据变化曲线，随着k的减小，当k=0.2～0.3时，动应力大大增加；k=0.05～0.1时，动应力达最大值；k进一步减小时，动应力急剧下降；到k=0.03～0.05最小值时，动应力达到零；k=0～0.03时，末级叶片已经没有动应力了，文献[10-12]也引用到了该组试验数据。虽然这组数据的试验对象与我们分析的对象不同，但是末级叶片在这种工况下的动应力变化规律基本相同。

图1 动应力与容积流量、背压的关系

由上述分析推断，切除低压缸进汽这种少蒸汽运行工况，其冷却流量必须控制在额定排汽流量的0.03以内，但是实际操作过程中，蒸汽流量波动难以避免，因此需要预留出合理的安全边界，认为每台低压缸控制冷却流量在其额定排汽流量的0.01～0.015之间即为最佳流量区间。本台机组的低压缸额定排汽流量为600 t/h，则冷却流量范围为6～9 t/h。根据低压缸少蒸汽运行的目的，笔者认为若是为了调峰而进行少蒸汽运行，过一段时间(一般8 h以内)又要带负荷，那么不希望转子及汽缸的温度水平太低；若是为了增大机组的供热能力或者其他原因需要低压缸长时间少蒸汽运行时，则可以通入温度更低的冷却蒸汽，使缸内温度水平更低些。

1.2 运行工况间的切换

低压缸进汽与不进汽的灵活切换虽然响应了电网的调度要求，但是每次的切换都会对低压通流部分造成一定的热疲劳损伤，这样的损伤会缩短机组的使用寿命，更严重的情况是在运行中旋转部件有可能会发生断裂事故。因此笔者认为，鉴于我国当前及今后新能源大力发展的必然趋势，建议热电机组在冬季供热期间，在条件允许的情况下，应该实施长周期切低压缸运行，可以偶尔的切换达到顶尖峰发电的目的，但是不要切换太过频繁，比如天天切换的运行方式是非常不推荐的。

2 供热改造技术方案

低压缸少蒸汽运行，为了保证低压缸及其转子的冷却，笔者设计从低压缸进汽前端引入低温蒸汽冷却通流部分，汽源取自中压排汽，现有中压缸与低压缸之间的连通管已经拥有可调整低压缸进汽的电动蝶阀，该阀门原始设计预留有10%的机械限位，根据阀门流量曲线判断，最小漏流量也超出了冷却流量的上限值，分析认为不能用此阀门作为低压缸冷却流量的调整阀，最终确定方案为更换该阀门为全密封、零泄漏的液压蝶阀，针对此阀门再设计新增一路小旁路系统，用以精准控制低压缸的冷却蒸汽参数。为了满足低压缸长周期切缸运行，控制低压缸温度场在更低水平，该小旁路系统中还设计了减温减压器、汽水分离器、流量调节阀以及相关热工仪表等[13-15]，同时为了有效监测缸温度场，设计在低压末级处共加装4个温度测点，用以监测动叶叶顶蒸汽温度，热力系统图见图2。

图2 原则性热力系统图

3 改造后机组供热、调峰能力分析

切低压缸改造后，在锅炉蒸发量不变的情况下，机组抽凝和切缸工况的发电-抽汽量数据见表1和图3，可以看出，通过切除低压缸进汽，相比于抽凝运行，可以增加约177 t/h的采暖抽汽，相对应的，机组发电负荷可下降约34 MW。

表1 改造前后机组不同供热工况热力特性对比

图3 切缸与抽凝供热特性对比

表2和图4为改造后机组的调峰能力核算结果，可以看出，相比于改造前，在保证对外供热负荷不变的情况下，机组从抽凝转为切低压缸运行，可使发电功率下降约80 MW，大大的提高了机组的调峰能力，通过切除低压缸进汽，在满足供热、调峰的同时，还减少了凝汽冷源损失，可降低发电煤耗约50 g/kWh。

表2 改造前后机组调峰能力对比

图4 改造前后机组调峰能力对比

4 实际运行情况

该机组于采暖季前实施了相关系统改造，并于11月采暖季开始投入了切低压缸供热运行，为了实施长周期少蒸汽运行，希望将缸内温度场控制在更低水平，现场将中压排汽进行减温处理后引入了低压缸，冷却蒸汽的流量目标值为7 t/h，温度目标值为170 ℃。采集了机组切缸运行工况下的采暖抽汽与发电负荷对应数据，为了保证供热需求，发电负荷实际运行中最低降至130 MW，在极寒期实现了机组满负荷切缸运行，发电负荷达到了250 MW，具体数据见表3，从中可以看出，最大发电负荷比理论值大了约30 MW，最大抽汽流量达到680 t/h，比理论值小了约45 t/h。

表3 抽汽-发电负荷实际运行参数

图5为切缸状态下抽汽-发电关系曲线，图中FT代表采暖抽汽流量，P代表发电负荷，当发电负荷为零时，抽汽流量为55 t/h，这55 t/h的物理意义就是机组空载运行时中压缸的排汽流量，约为额定主蒸汽流量的5%。

图5 抽汽-发电负荷关系曲线

5 结论

(1)切除低压缸进汽改造，低压缸的冷却蒸汽流量建议控制在其额定排汽流量的1%～1.5%之间，本台低压缸的冷却流量推荐值为6～9 t/h。

(2)切除低压缸进汽改造，若要用于调峰运行(一般8 h以内)，则直接通入中压缸排汽即可，若要实施长周期切缸运行，建议将中压排汽进行减温处理后通入低压缸，维持低压缸温度场在更低水平。为了更好的保证机组安全运行，建议机组供热期间，在条件允许的情况下，实施长周期切缸运行。

(3)本台330 MW机组，在锅炉主蒸发量不变的前提下，通过切除低压缸进汽，可增加约177 t/h采暖抽汽，相应的，发电负荷可下降约34 MW；在保证对外供热负荷不变的情况下，机组从抽凝转为切低压缸运行，可使发电功率下降约80 MW，大大的提高了机组的调峰能力，通过切除低压缸进汽，在满足供热、调峰的同时，还减少了凝汽冷源损失，降低了发电煤耗。