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沈东热电二号汽轮机低压缸“零出力”供热技术应用介绍

发表时间：2020/5/6 来源：《电力设备》2019年第23期作者：王智明

[导读] 摘要：介绍了低压缸“零出力”改造技术的背景及意义，分析了低压缸“零出力”改造技术投入的主要步骤及安全措施。

        （辽宁大唐国际沈东热电有限责任公司沈阳 110000）
        摘要：介绍了低压缸“零出力”改造技术的背景及意义，分析了低压缸“零出力”改造技术投入的主要步骤及安全措施。以沈东热电350MW超临界供热机组为例，分析了应用低压缸“零出力”技术投入应用，参与供暖期深度调峰时灵活调整全厂机组负荷，使两台机组均获得最大的经济收益。低压缸“零出力”技术的应用对北方热电联产机组而言既提高了机组的供热能力，同时又提高了机组冬季深度调峰的能力。
        关键词：低压缸“零出力”；深度调峰；供热机组；灵活性
        一、低压缸“零出力”技术改造背景及意义
        随着风电、光伏、核电的快速发展以及国家对可再生能源消纳力度加大，由于电力产能过剩导致电网调峰问题十分突出。辽宁地区由于热电机组占火电机组中近70%，再加上传统的“以热定电”模式导致采暖期调峰尤为困难。因此，对于供热机组来说，提高机组深度调峰能力，实现热电解耦，是关系到电厂生存及发展的重要考核指标之一。为实现热电解耦的方法有很多，如增加自动同步离合器、低压更换光轴转子、对机组进行高背压改造，以及对低压缸进行“零出力”改造等。不同的供热改造方案，其改造的成本，改造的难易程度及改造后机组的经济性均存在一定程度的差异。但低压缸“零出力”改造方案因其改造成本低、改造周期短、热电耦合性可被大幅度削弱等诸多优点，沈东热电2号机组采用了此方案对低压缸进行了改造。
        在未进行低压缸“零出力”改造前，机组由于受到低压缸最小通流量限制和最小运行功率限制，在供暖期深度调峰期间机组最低负荷仅可降低至105MW。在次寒期和严寒期，由于供热蒸汽流量大，机组发电功率甚至无法降至120MW以下，因此机组深度调峰能力较差。进行低压缸“零出力”改造后，通过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，机组在保证对外供热负荷不变的条件下，发电功率均可降至70MW以下，使发电机有功功率下降约50MW，使机组的深度调峰能力大大加强，并可以获得更多的深度调峰补贴。与相同供热条件下改造前相比，机组负荷率降低了14.3%，根据《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》政策规定：深度调峰期间机组负荷率降为40%~50%时，调峰电量的补偿电价上限为0.4 元/（KW•h）；负荷率降为40%以下，调峰电量的补偿电价上限为1.0元/（KW•h）。采在电网低谷深度调峰期间公司每小时可多获得调峰补偿5万元，在满足供热、调峰的同时还降低机组发电煤耗约20g/（KW•h），极大的降低了公司的运营成本，增加公司利润。

        汽轮机低压缸零出力切缸改造原理图
        二、低压缸“零出力”技术介绍及安全措施
        （一）低压缸“零出力”技术介绍
        低压缸“零出力”系统运行，是低压缸在高真空运行条件下，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”改造后低压转子转动产生的鼓风热量，实现低压缸“零出力”运行。低压缸“零出力”运行时关闭连通管蝶阀，切断了低压缸进汽，汽轮机中压缸排汽全部送入热网加热器，有效减少了低压缸冷端余热损失，实现对外供热，降低机组发电煤耗，提高机组供热能力、电调峰能力，在满足对外供热负荷要求的情况下降低机组发电功率，同时满足对外供热和供电的需要，提高热电联产机组的灵活性。
        （二）低压缸“零出力”安全措施
        1.采用低压缸“零出力”方式运行后，低压缸进汽被供热蝶阀完全切断。为了带走低压转子转动产生的鼓风热量，需要通入少量的冷却蒸汽。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，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）。冷却蒸汽系统相应设置蒸汽压力、温度、流量测点，且相关测点均接入机组 DCS，并参与相关控制，以加强对排汽缸温度的控制。
        2.采用低压缸“零出力”方式运行后，低压缸末两级处于鼓风工况运行，导致末两级后温度和低压排汽缸温度升高，为避免由于温度升高引起的汽缸变形，进而引起动静部件中心线不一致而产生摩擦、振动等问题，需降低低压缸排汽缸温度，持续投入喷水减温，维持低压缸排汽缸温度在安全范围内。因此，对低压缸末级叶片还应实施金属耐磨层喷涂处理。
        3.采用低压缸“零出力”方式运行之所以具备可行性，是由于低压缸在高真空状态下，低压缸进汽量小，使进入低压缸的蒸汽密度远远小于传统运行值，鼓风影响不至于危及机组运行安全。因此，为确保机组的高真空是实现此改造方案的先决条件。为保证低压缸高真空状态运行，在保留原有2台环式真空泵的基础上增加了1台罗茨真空泵，确保机组运行时排汽压力不高于5KPa。
        三、低压缸“零出力”投入主要操作及注意事项
        （一）以机跟随方式进行减负荷，以供热抽汽流量340t/h为目标进行调整；提前切换低压缸减温水，提高机组真空-96KPa以上；
        （二）将6、7、8号低加汽侧切除，避免因温差过大导致5号低加振动，适当限制5号低加进汽蝶阀，控制凝结水温升<80℃；
        （三）先将两侧蝶阀开度降低至约15%，同步调整抽汽调节阀开度，保持中排压力（供热抽汽压力）控制在0.1MPa；待机组稳定运行10分钟，各参数无异常后将左、右侧中低压联通管汽蝶阀开度指令由15%直接设置为0，LV阀调整速率不低于30%/min，并同步开大抽汽调节阀，严密监视并保持中压缸排汽压力在0.2MPa左右，完成低压缸“零出力”投入，调整1、2号机组热网运行，保证温度变化率≤5℃/h；
        （四）调整2号机组冷却蒸汽调节阀开度，控制低压缸冷却蒸汽流量最大20t/h；
        （五）任一低压缸次末级温度（最大值）不得高于180℃。当次末级温度达到150℃时，通过增大冷却蒸汽调节阀开度或者降低冷却蒸汽温度；当次末级温度达到或者大于180℃时应立即退出低压缸“零出力”运行，以保证机组安全运行；低压缸冷却蒸汽减温水投入必须慎重，必须保证30℃以上过热度；
        （六）机组电负荷较低时，供热抽汽压力严格按照与调节级压力限制曲线控制，不得低于报警值，中压缸排汽温度不高于300℃，建议维持在280℃以下，再热汽温控制在530℃以下，保证热网加热器汽侧入口不超温；
        （七）当电负荷较高时，机组中排压力会随主蒸汽流量的增加而增加，中排压力不高于0.4MPa，同时保证中排温度不高于300℃。若中排压力或温度高，说明机组电-热负荷不匹配，应适当降低电负荷或者提高供热负荷，以保证机组安全运行。
        四、低压缸“零出力”技术改造应用
        （一）当电网负荷率高于50%时，利用直流炉快速响应的优势，争取向调度争取发电量，多带负荷，此时两台机组可分别按照调度AGC指令，达到每台机组均带经济负荷，提高机组效率。
        （二）当电网负荷率低于50%，进入一档深调时，根据负荷曲线，若只是短时间进入深调，此时两台机组仍分别按照调度AGC指令带负荷；若将长时间进入深调，并有进入二档深调的可能性，此时可控制全厂总出力不超过350MW，逐步降低2号机组负荷，投入低压缸“零出力”运行，同时升高1号机组负荷。在保证全厂深调的情况下，使1号机组带上经济负荷。
        （三）当电网负荷率低于40%，进入二档深调时，电网要求全厂出力降至最低时，2号机组已投入低压缸“零出力”运行，此时按照保证热网温度情况下降低1号机组负荷，此时应额外注意热网加热器出水温度及热网循环水温度，保证供热参数达标；根据环境温度情况加强对循环水温度的监视，可通过挡风板、挡风帘配合调整，控制机组凝汽器入口循环水温度不低于5℃，以防水塔结冻，造成前池滤网堵塞，威胁机组安全。若长时间进入深调，2号机组需要长时间投入低压缸“零出力”运行时，可将循环水运行方式切换为“双机一塔”运行，即通过循环水供水和循环水回水联络门使2台机组使用烟塔运行，运行1A、1B循环水泵运行，2A、2B循环水泵停用备用。
        若经过实践证明，通过降低锅炉稳定燃烧负荷，加上氧量指标的有效控制，能够保证低压缸近零出力运行后氮氧化物排放不超标。沈东热电2号机组在低压缸“零出力”技术投入后，在深度调峰期间，保证供热抽汽流量条件下，350MW汽轮发电机组功率最低可降至65MW，机组调峰负荷大幅度降低，使全厂总负荷进一步降低，增加深调收入；此外，在保持全厂总负荷不变的情况下，可以让2号机组通过低压缸“零出力”进入深调带供热，1号机组带上经济负荷，提高机组效率，降低机组供电煤耗，灵活性显著增强。当电网负荷率上升后，机组可快速恢复正常运行工况，按汽轮机设计的负荷升速率增加电负荷，可满足电网冬季供暖期间“能增能减”的调度要求。
        参考文献：
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