田世煜
国电投新乡豫新发电有限责任公司 河南新乡 453011
摘要：本论文介绍了低压缸零出力技术在豫新发电公司#7机的应用，讲解了技术改造方案，重点阐述了切缸投运操作及注意事项，并进行了切缸试验，可以保证机组安全运行。通过两次切缸运行，切缸后抽汽供热流量提高，电负荷下降。即能满足夜间气温低，供热需求量大的问题，也能满足电量市场夜间深度调峰需求，经济效益可观。
关键词：供热 低压缸零出力 切缸
1.机组概述
汽轮机为C330/310-16.7/0.4/537/537型亚临界、中间再热、高中压合缸、两缸两排汽、单轴、单抽采暖凝汽式汽轮机，八段非调整抽汽(三高加,四低加,一除氧)，由东方汽轮机厂生产。汽缸本体高中压合缸，通流部分反向布置，高压缸为双层缸结构，低压缸为双缸双排汽对称分流，也采用双层缸结构，内缸为通流部分，外缸为排汽部分。
豫新发电公司于2006年11月开始向城市进行工业供热和民用集中供暖，其中民用集中供暖配套建设有两座供热首站，一座（热网南站）于2006年随机组建成，位于#6机固定端，设计最大集中供暖面积为440万m2，另一座（热网北站）于2016年扩容建成，位于#7机扩建端，设计最大集中供暖面积为1004万m2，合计最大为1444万m2。
2.技术改造方案
1）随着国家大气污染治理力度的加强，以及经济和城市建设的快速发展，居民用热需求的增加，豫新电厂的供暖热负荷也在快速增长，另在供暖期由于电负荷限制，机组供热能力已接近饱和。因此，对#7机组进行供热改造。
2）根据国内同类型机组的供热改造情况，结合公司实际情况，最终选择低压缸零出力供热改造技术，该技术是近两年在我国大力倡导火电机组运行灵活性的政策背景下发展的技术，其基本原理是：在供热期采用可完全密封的液压蝶阀切除低压缸原进汽管道进汽，将该部分蒸汽用来供热，同时，通过新增旁路管道通入少量的冷却蒸汽，用于带走低压转子转动产生的鼓风热量，使低压缸在高真空条件下“空转”运行，实现低压缸“零出力”，从而大幅减少冷源损失，显著降低发电功率，在保障供热需求或提高机组供热能力的情况下，提高机组的电调峰能力和供热经济性，具有显著的社会效益、环保效益显著。
3）本次对机组进行了低压缸切除技术改造，改造总体工作范围如下：①新增供热抽汽管线及抽汽阀门；②对中低压连通管进行改造（连通管利旧），在连通管上增设抽汽三通，三通出口引出供热抽汽管道，并核算抽汽管道对汽缸的推力及推力矩。③更换连通管上供热调节蝶阀，可实现完全关闭；在中压排汽口增设可完全密封的液动调节蝶阀，相应增设连接短管。④新增低压缸冷却蒸汽管路，管路上设置调节阀、流量计等；⑤优化改造原低压部分相应监测点；⑥优化改造低压缸末级喷水减温冷却系统；⑦新增低压缸末级及次末级温度测点；⑧低压末级及次末级动叶片进行抗水蚀喷涂保护。
3.切缸投运操作
3.1切缸投入前准备工作确认
3.1.1汽轮发电机组负荷已满足供热要求且热网系统已投入运行，调压器自动投入正常，机组运行稳定，汽轮机轴承振动、瓦温、轴位移、胀差、缸温等参数显示正常。
3.1.2机组电负荷在锅炉最低稳燃负荷以上且热网所需蒸汽量大于低压缸进汽量。
3.1.3将汽轮机阀序由“顺序阀”切换成“单阀”，保持汽轮机处于全周进汽模式下，均匀进汽。
3.1.4逐渐退出#6、#7、#8低加汽、水侧运行，加热器危急疏水保持全开，保持六段抽汽逆止阀前疏水门开启；#5低加走危急疏水，并维持低加水位至正常值。
3.1.5适当降低低压缸轴封供汽温度至130～140℃，提前适当降低低压差胀值。
3.1.6解除低压末级叶片保护即供热蝶阀后压力要求大于0.065MPa保护。
3.1.7检查确认低压冷却蒸汽旁路管道上手动门、调节阀处于全开位，流量计显示正常。
3.1.8确认交直流油泵联启工作正常。
3.1.9解除低压缸排汽温度低于50 ℃，联锁关闭低压缸喷水减温水的逻辑。
3.1.10退出一次调频、AGC。
3.1.11投入低压转子末级、次末级叶片温度保护，确认供热保护全部投入。
3.1.12解除低压末级叶片保护即供热蝶阀后压力要求大于0.065MPa保护。
3.2切缸投入
3.2.1当汽轮机进汽量大于50%额定进汽量时，调整供热蝶阀开度，确认低压缸进汽压力不低于0.065MPa（绝压）。
3.2.2切缸过程中，严密监视除氧器压力和水位以及凝汽器水位，观察低压末级叶片及次末级叶片的温度变化情况。
3.2.3保持#5低加汽水侧投运，调整事故疏水维持#5低加水位稳定，在#6、#7、#8低加切除后，监视控制好#5低加的水位。
3.2.4凝汽器水位保持1000mm，凝结水压力保持1.6MPa运行，防止切缸操作瞬间大量热网疏水至除氧器，造成凝汽器水位低事件。
3.2.5在抽汽控制-操作画面，在维持锅炉负荷稳定的基础下，调整供热蝶阀开度降低至约12%，确认低压缸进汽压力至0.065MPa（绝压），同步调整抽汽快关调节阀开度，保持供热抽汽压力控制在0.4MPa（绝压）； 供热蝶阀开度由阀门厂家进行核算按机组最小冷却流量90t/h核算。
3.2.6在抽汽控制-操作画面，点击“切缸投入”操作按钮，检查机组中排蝶阀开度由12%快关至0%（快速关闭时间<20s），并同步开大抽汽快关调节阀，严密监视并保持供热抽汽压力在0.4MPa（绝压）。
3.2.7检查确认汽轮机本体振动、瓦温、轴位移、胀差、缸温等参数显示正常；切缸投入后，严密监视凝汽器、除氧器水位和排汽缸减温水流量等。
3.2.8各参数显示正常情况下，逐步增加锅炉负荷，并同步调整抽汽快关调节阀开度保持供热抽汽压力控制在0.4MPa（绝压），直至抽汽量达到最大，各抽汽管道阀门已至全开；抽汽过程中出现压力波动可通过增减锅炉负荷或热网循环水供水温度，以保持抽汽压力的稳定。若上述措施均不能使中压缸排汽压力恢复至正常运行范围，则需快速开启中排蝶阀至试验前状态，暂停低压缸零出力试验，直至供热抽汽压力恢复至正常运行范围。
3.2.9增减热负荷的速率一般不大于4～5t/min。
3.2.10切缸运行过程中，应加强凝结水的回收和补充，防止凝结水的泄漏和污染。
3.3切缸注意事项
3.3.1切缸过程中如出现机组异常，经调整无效，立即退出切缸运行模式。
3.3.2在低缸切除前投入低压缸排汽减温水，保证低缸排汽温度在正常范围内。
3.3.3在低缸切除过程中监视凝结水系统、循环水系统、给水系统、真空系统、热网系统等系统辅机的运行情况，并记录其运行参数。
3.3.4在低缸切除过程中监视并记录机组负荷、汽缸缸温、轴承振动、胀差、轴向位移、支持轴承和推力轴承温度、中压排汽压力、中压排汽温度、低压缸排汽压力、低压缸排汽温度、各抽汽压力和温度的变化趋势与规律。
3.3.5低压缸切除过程中，维持中排压力在0.4Mpa(a)左右、控制低压缸冷却蒸汽流量20t/h左右，注意中低压连通管道、#5抽汽管道、蝶阀控制油管道的振动。
4.切缸分析
2018年11月29日进行切缸试验，切缸试验数据（见表4-1）。
.png)
由上表可以看出机组切缸前后，次末级温度最高至111.5度，机组其他参数在正常范围内。
根据切缸试验得出的数据结论，#7机能够在切缸情况下安全运行。公司决定针对夜间供热需求量大，电负荷低，正常供热工况难以满足供热需求的情况，#7机组进行切缸运行。
1）2019年1月11日0时08分#7机进入切缸运行，切缸前负荷170MW，五抽至供热抽汽量357t/h，切缸后负荷下降至146MW，当#7机负荷加至170MW时，抽汽量增加至500t/h（其中#7机414t/h,向热网南站送汽87t/h）。切缸后投入协调控制运行正常，次末级温度及机组其它参数均正常（见表4-2）。
.png)
由上表可以看出：相同主蒸汽流量822t/h情况下，正常供热工况到切缸工况电负荷下降44MW；切缸工况和正常供热工况相同电负荷情况下，抽汽流量增加共计160t/h。
2） 2019年1月15日22时28分负荷150MW, #7机进入切缸运行，抽汽量由285t/h增加至390t/h(北：340 t/h，南：50 t/h),热网南北站供热温度由90/98度上升到98/110度。最低负荷降至125MW时，低压缸次末级温度升高，只有通过节流#7机五抽至供热#1、2快关阀至25%，将五抽压力提高至0.35MPa，方可保证低压缸冷却蒸汽压力和流量，不能继续再深度调峰。
通过这两次切缸可以看出，切缸后抽汽供热流量提高，电负荷下降。即能满足夜间气温低，供热需求量大的问题，也能满足电量市场夜间深度调峰需求。但由于冷却蒸流量孔板设计不合理，流量偏小，在满足供热需求的前提下，电负荷最低调峰至125MW，以保证次末级温度在正常范围内。
5.经济效益
低压缸零出力改造后，预期供暖面积能增加300万平方米，全厂发电标煤耗平均下降约17.2g/kWh，每个供暖期全厂共节约标煤约2.26万t；今年实际新增供暖面积120万平方米，供暖期增加供热量62.21万GJ，全年降低煤耗2.4g/kw.h，全年增加利润367万元。
6.结论
与改造前相比，低压缸切除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，进一步提高汽轮机的电调峰能力和供热抽汽能力。既保障了城市日益增长的供暖需求，也满足了电力市场在供暖期的深度调峰要求。
参考文献：
[1]《330MW机组集控运行规程》2019年，新乡豫新发电有限责任公司。
[2]郑体宽《热力发电厂》1999年，中国电力出版社。
[3]杨世铭《传热学》1997年，高等教育出版社。