刘金伟
辽宁大唐国际沈东热电有限责任公司 辽宁省沈阳市 110172
关键词：低压缸零出力、深度调峰
1 概述
辽宁大唐国际沈东热电有限责任公司（以下简称沈东公司）位于辽宁省沈阳市深井子镇国公寨村北侧，一期工程建设2台350MW超临界热电联产机组，近年来，随着国民经济发展与进步，国家对资源节约、环境保护、能源综合利用等方面的要求不断提高。对现役电厂的节能、升级与灵活性改造提出一系列具体要求，鼓励电厂实施技术改造，充分回收利用电厂余热，推广先进供热技术，整体提高电厂能源资源利用效率与灵活性。
沈东公司结合本电厂可利用的余热情况和集中供热需求，进行2号机低压缸零出力改造项目。
2 设备概况
汽轮机为北京北重汽轮电机有限责任公司生产的型号为NC350-24.2/0.4/566/566的超临界、单轴、双缸双排汽、中间再热、湿冷抽汽凝汽式汽轮机。
3 低压缸零出力改造
机组低压缸零出力运行改造是打破机组低压缸最小冷却流量的限制，在低压缸高真空运行条件下，采用可完全密封的液动蝶阀切除低压缸原进汽管道进汽，通过新增旁路管道引入少量冷却蒸汽，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。与改造前相比，提升供热机组灵活性的低压缸零出力改造技术解除了低压缸最小蒸汽流量的制约，在供热量不变的情况下，可显著降低机组发电功率，实现深度调峰。低压缸零出力改造后，为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，需要引入一定量的中压缸排汽对低压缸进行冷却。
低压缸零出力运行改造技术系统较为简单，对于原有机组热力系统等影响较小，因此其工期较短，改造投资较低，对于沈东公司目前机组及热负荷条件具有较好的适应性。
3.1汽轮机本体改造方案
沈东公司2号机组汽轮机为北京北重汽轮电机有限责任公司制造，由于低压缸零出力运行改造主要为低压缸本体范围内的改造，因此主要依据汽轮机制造厂提供的推荐技术方案。
根据北京北重汽轮电机有限责任公司提供的相关资料，在2号机组低压缸零出力改造中，主要遵循以下原则：
1.在保持原机组设计蒸汽参数、热力系统不变的前提下进行改造；
2.安全可靠性第一，采用的技术成熟可靠，提高机组的可用率与可靠性；
3.更换连通管液控蝶阀，但不更换低压转子及相关叶片；
4.对控制系统进行相应的调整与优化；
5.设计、制造与检验符合现行的国际、国家及行业的标准和要求；
6.改造后设备运行应力控制值能适应原机组运行参数变化的要求，并且满足现场运行需要。
3.1.1 中低压缸连通管改造
根据低压缸零出力运行的需要，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，因此，需对原中低压连通管进行改造。
在中低压缸连通管上加装与原蝶阀接口一致的新液动供热蝶阀(带独立油源)，并在供热蝶阀前预留供热抽汽接口，在供热蝶阀后预留冷却蒸汽旁路接口。
供热碟阀选用具有良好通流特性及调节特性的、可完全密封的液动碟阀，执行机构选用自带独立油源的形式。
3.1.2 低压缸冷却蒸汽系统改造
供热系统非抽汽工况时处于非截流状态，蒸汽进入低压缸；低压缸零出力改造后，在抽汽工况下，连通管蝶阀关闭，蒸汽从连通管抽汽管道全部引出进入热网供热，仅引部分蒸汽进入低压缸冷却低压转子，带走由于鼓风产生的热量。
根据低压缸零出力改造技术要求，新增加低压缸通流部分冷却蒸汽系统，流量约为10t/h~20t/h，冷却蒸汽汽源取自中压缸排汽(暂定靠近B列连通管蝶阀前适当位置新增开孔)，接入点为中低压缸连通管低压缸进汽口竖直管道上，。
为降低低压缸冷却蒸汽过热度，实现更好的低压缸冷却效果，低压缸冷却蒸汽管道中配置喷水减温装置，与此同时配置汽水分离器装置，保证进入低压缸的冷却蒸汽不带水。
低压缸冷却蒸汽管道上设置流量测量装置、电动关断阀、喷水减温装置、汽水分离器、电动调节阀、电动关断阀及管道疏水阀等管件，低压缸冷却蒸汽系统
3.3低压缸零出力改造安全性校核
低压缸零出力供热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，用于带走低压缸出力改造后低压转子转动产生的鼓风热量。
改造方案主要考虑在极小容积流量下运行时，低压缸末两级叶片的运行安全性及其控制措施。
3.3.1 低压缸内叶片鼓风工况运行安全性分析
汽轮机级的容积流量大幅减小时，动叶进口相对速度减小，甚至为负值，造成动叶做功为负，反而需要消耗机械功加速动叶流道内的汽流，将汽流“压出”动叶流道。汽轮机某级不对外做功，需消耗机械功的运行工况称为鼓风工况。
叶片在鼓风工况下运行时，动叶起鼓风作用，有时动叶后的局部静压还会大于动叶前静压。随着容积流量的减小，由于低压缸末级通流面积大，最先达到鼓风状态，容积流量进一步减小，鼓风状态逐级向前推进。汽轮机叶片在鼓风工况下运行时消耗的机械工转变为热能，会加热转子和叶片。小容积流量工况时，蒸汽流量过小不足以带走汽轮机鼓风热量，就会引起低压缸过热，排汽缸变形等危及汽轮机安全的问题出现。
鼓风摩擦产生的温升会对机组的安全运行产生以下风险：
1）降低叶片及转子材料的安全许用应力，严重时可使叶片及转子静应力超过许用值，危及叶片及转子安全；
2）降低叶片材料的弹性模量，使叶片整体刚性发生变化，严重时导致叶片振动频率落入共振区；
解决方案或控制措施：
1）增设低压冷却旁路：可通过低压碟阀的一个旁路引入少量冷却蒸汽，这股蒸汽在穿过低压各级时吸收鼓风热，然后导入凝汽器。冷却流量的计算除末级之外还要考虑能吸收其余低压级的鼓风热，同时要根据凝汽器压力及次末级后蒸汽温度调整冷却蒸汽量；
2）在次末级后增设温度测点，控制极限温度；
3.3.2 叶片水蚀
由于级后汽流脱流产生的倒流涡流区的影响，湿蒸汽区及喷水产生的水滴颗粒都会对叶片出汽侧造成水蚀，因叶片根部为高应力区，如果水蚀严重，将产生较大应力集中，最终导致叶片损坏。
解决方案或控制措施：
现有低压缸喷水冷却系统为高效雾化喷头，喷淋方向为顺着汽流方向，结构可较大程度避免末级叶片水蚀现象发生。
综上所述，低压缸零出力运行时可能存在的叶片鼓风、颤振、水蚀加剧等问题，但控制措施采取得当的话，这些风险是可控的，因此低压缸零出力运行在技术上虽然存在一定风险，但总体上基本可行。在目前改造方案条件下，能够满足汽轮机改造后低压缸零功率运行工况安全稳定运行的要求。
4 节能及收益分析
运行工况下，2号机组发电标准煤耗率为156.34g/kWh，显著低于原有抽凝运行工况发电标准煤耗率。在采暖初末期，改造后电厂平均发电标准煤耗率降低21.28g/kWh；在采暖中期，改造后电厂平均发电标准煤耗率降低18.04g/kWh。发电标准煤耗率显著降低，实现了余热利用提高机组效率的目标。
5 结论
1）通过对2号机组进行低压缸零出力改造，能够显著提高机组发电供热效率，降低发电标准煤耗率，完成2号机组低压缸零出力改造后，在50%发电负荷（175MW）运行工况下，2号机组发电标准煤耗率为156.34g/kWh，显著低于原有抽凝运行工况发电标准煤耗率。供热面积达到1200万平方米的条件下，在采暖初末期，改造后电厂平均发电标准煤耗率降低21.28g/kWh；在采暖中期，改造后电厂平均发电标准煤耗率降低18.04g/kWh。
2）完成2号机组低压缸零出力改造后，在2019年采暖供热面积为800万平方时，沈东公司能够获得调峰辅助服务补贴为4042.83万元；在2020年采暖供热面积达到1200万平方米时，沈东公司能够获得调峰辅助服务补贴为890.41万元。通过改造，沈东公司具备参与东北电力辅助服务市场实时深度调峰辅助服务市场报价的基本条件。在电网有深度调峰需求的时段，能够参与东北电网、辽宁省电网的深度调峰运行，可以提供较大调峰容量，获得相应的调峰辅助服务补偿。
3）完成2号机组低压缸零出力改造后，在2019年供热面积为800万平方米时，采暖初末期深度调峰时段能够双机189MW发电负荷运行，整个电厂深度调峰能力增加了151MW；采暖中期深度调峰时段能够双机247MW发电负荷运行，整个电厂深度调峰能力增加了183MW。