黄捷
宁夏电力投资集团西夏热电有限公司，宁夏 银川 750021
摘要：文章主要是讲解了200MW机组低压缸零出力的实际改造过程和低压缸零出力配合电锅炉运行灵活实现热电的解耦，满足到当前供热期间深度调峰的需求，然后制定出完善低压缸监视测点、末级叶片金属喷涂、设置低压流通冷却蒸汽等技术措施提高了机组运行的安全经济性。
关键字：灵活性；零出力；深度调峰；低压缸
1、前言
当前我国风电和光伏装机的规模在不断变大，使得当前的电力系统调节能力无法满足新能源大规模的发展和消纳的需求，已有部分地区出现了较为严重的弃风等的问题，经过多方面的考察以及论证，而选择了低压缸零出力运行灵活性的改造。
2、机组概况
某公司#1、2机组C210/155-12.75/0.325/535/535型超高压、一次中间再热抽汽凝汽式汽轮机，与DG670/13.7-21型超高压燃煤自然循环汽包炉配套。机组使用以热定电的设计原则，利用蝶阀控制采暖抽汽，调速系统和调压系统分为两个独立的系统。额定抽汽压力为0.325MPa，设计最大抽汽量为427.51t/h，经过低压缸改造后抽汽流量可达492.52t/ h，可增加供热面积100万平方米。2019年供热面积为1520万平方米，为了积极响应响应者灵活转型升级的政策，提高了供暖期机组调峰的综合能力，以改善机组运行时间和供热的能力和安全，并延长汽轮机机组的使用寿命。在调峰调频市场的整体竞争力和盈利能力方面，对机组低压缸进行了零出力改造。
3、低压缸零出力供热改造方案
低压缸零出力技术提高了供热机组的灵活性。在高压和低压缸高真空运行的基本条件下，根据低压缸零出力供热技术运行需求，本次改造将原来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。通过新增旁路管道通入少量的冷却蒸汽，用于带走切除低压缸进汽后低压转子转动产生的鼓风热量。
3.1、低压缸零出力安全分析及技术措施
3.1.1低压缸零出力安全分析
在汽轮机供热运行期间，随着抽汽流量的增加，由中压缸和低压缸的后级形成的级的循环流的当前状态将再次大幅度变化，这通常是由于入口蒸汽的负动力角以及叶尖和茎的循环流动引起的。分离后，叶片的根部丢失，茎的疲劳负荷增加，水蚀增加。这些明显的变化不仅直接影响设备的连续运行效率，而且还可能引起叶片震颤并加剧水蚀，从而威胁到设备的安全连续运行。
3.1.2低压缸运行监视测点完善
实施低压缸零出力供热改造后，机组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，处于极低容积流量条件下运行，为充分监视低压缸通流部分运行状态，确保机组安全运行，需增加运行监视测点。
3.1.3低压缸末级叶片抗水蚀金属耐磨层喷涂处理
小容积流量工况运行时，低压缸末两级处于鼓风工况运行，导致低压缸末两级后温度和低压排汽缸温度升高，为降低低压排汽缸温度，需要持续投入喷水减温，维持排汽缸温度在安全范围内。而末级叶片出现的涡流会卷吸减温水至动叶流道，加剧动叶出汽边根部区域水蚀情况，威胁机组安全运行。因此，需要对低压缸末级叶片实施金属耐磨层喷涂处理。（1）设计涂层每层厚度为0.01~0.02mm。（2）实施喷涂防护处理的范围为低压缸末级动叶片出汽边根部水蚀区域。（3）采用NiCr金属陶瓷粉末进行现场超音速火焰喷涂防护处理，粉末粒度为250~350目。（4）涂层结合强度可达70MPa；涂层硬度为HV300=600~900；涂层孔隙率≤2%。
3.1.4设置低压缸冷却蒸汽系统
实施低压缸零出力改造后，低压缸进汽将被彻底切断，必须通入一定的冷却蒸来汽冷却因为低压缸鼓风摩擦的热量。设计冷却蒸汽的流量为15t/h。
3.2、改造施工
低压缸的零输出操作之一是灵活的操作，即油动蝶阀的关闭和开启。因为，不选择保证安全、更可靠、更灵活、响应速度快、密封严密的蝶阀是这次彻底改造和现场施工的中间阶段的重中之重。
3.2.1中低压连通管改造
根据切除低压缸进汽供热运行需要，需从中压缸排汽引出冷却蒸汽至低压缸进汽口，用于冷却低压缸末级叶片。
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3.2.2供热蝶阀改造
根据低压缸零出力供热技术运行需求，本次改造将原来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。
3.2.3系统加装新测点
在低压缸零出力改造后安装的新监视点以确保机组安全继续运行，（1）增加低压缸末级、次末级动叶出口4个温度测点；（2）增加中压缸排汽2个压力测点和2个温度测点；（3）增加低压缸进汽2个压力测点和2个温度测点；（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、改造后机组灵活性分析
低压缸零出力供热改造后，原设计定值供热允许投入条件为机组负荷120MW，现在机组负荷大于50MW，即可投入。经计算，当锅炉设备在同等负荷条件下运行时（蒸发量在660t/h），改造升级过程中的加热蒸汽流量可增加93t/h，供电用煤量可降低至132.92g/kWh，，单日供热量可达62358GJ，增加供热面积约100万平方米。
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5、改造对机组安全影响
5.1对机组真空的影响
汽轮机凝汽器中的不凝结气体会大幅度降低凝汽器的传热性能，低压缸零出力运行工况对凝汽器运行没有明显安全性影响，但机组低压缸零出力运行工况下凝汽器热负荷较少，同时低压缸零出力运行工况为冬季，循环冷却水温度较低，机组处于高真空运行状态。
低压缸零出力运行工况下，凝汽器热负荷为11.8MW，循环水泵单泵低速运行，在凝汽器冷却水进口温度20℃、10℃条件下，凝汽器压力分别为2.017kPa、1.188kPa，凝汽器压力处于较低水平，低于水环真空泵极限抽吸压力。
由以上分析可看出，在机组低压缸零出力运行工况下，凝汽器热负荷处于极低水平，影响低压缸末级、次末级叶片鼓风摩擦损失增大，影响低压缸安全运行。
控制措施：
1、循环水进水温度＜10℃时，通过开大冷却塔直通门进行调整，如温度无回升，开大低压缸冷却蒸汽调门，以增大低压缸热负荷。
2、热网加热器出水温度＞110℃时，提高供水流量，降低回水温度，或节流对应加热器进汽电动门，期间若中排压力高，申请降低电负荷。
5.2电锅炉蓄热调峰
供热初、末期
当参与调峰时，根据调度调用的调峰深度需求逐步投入电锅炉运行，机组降低有功功率, 5 台电锅炉的供热能力完全满足初末期供热负荷需求，机组以纯凝方式运行，实现热电全解耦。
供热中期
进入调峰时段，电锅炉全部投入运行仍不满足供热需求时，应采
取抽汽联合供热的方式运行。电锅炉达到额定出力运行，日供热量为17280 吉焦，不能满足日最大供热量的需求。采用蓄热罐放热和5 台电锅炉额定出力联合供热方式，机组可0.7 小时纯凝方式运行，蓄热罐所储热量放尽后，采取机组抽汽和5 台电锅炉额定出力联合供热方式。
6、结束语
由上可知，低压缸零出力供热技术能在一定程度上减弱供热机组热点耦合的特征，且在有效确保到供热的基础上适时降低机组的发电机输出功率，在经过调试以及各个工况运行之后按照操作流程低压缸投切操作结合电锅炉运行，才能有效满足到供热期间电网深度调峰的需求。
参考文献
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