劉文達

(吉林電力股份有限公司長春熱電分公司，長春 130607)

低壓缸零出力供熱技術是指通過少量的設備改造，主要包括中低壓連通管改造、低壓缸冷卻蒸汽改造、低壓缸噴水系統(tǒng)改造、熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)改造、熱控測點改造及系統(tǒng)組態(tài)邏輯改造，采用可完全密封的液壓蝶閥在運行過程中切除低壓缸全部進汽，僅通入10～15 t/h少量冷卻蒸汽用于帶走低壓轉(zhuǎn)子運行產(chǎn)生的鼓風熱量，提高機組供熱能力。該技術能夠?qū)崿F(xiàn)供熱機組在抽汽凝汽式運行方式與高背壓運行方式的靈活切換，使機組同時具備高背壓機組供熱能力大、抽汽凝汽式供熱機組運行方式靈活的特點。在供熱量不變的情況下，可顯著降低機組發(fā)電功率，實現(xiàn)深度調(diào)峰。

本文以某電廠350 MW超臨界機組為例，介紹了低壓缸零出力的改造方案、運行情況、注意事項及經(jīng)濟性分析。

1 低壓缸零出力運行情況

該電廠350 MW超臨界機組，汽輪機型號為CLN350/284-24.2/0.4/566/566型超臨界、兩缸兩排汽、一次中間再熱、濕冷、抽汽凝汽式汽輪機，于2018年10月完成低壓缸零出力改造，2018年供暖期完成首次投運。該機組低壓缸零出力改造措施完善，運行經(jīng)驗豐富，低壓缸零出力運行后，機組振動、脹差、軸承溫度、排汽溫度、真空等各項參數(shù)平穩(wěn)，無明顯變化。低壓缸零出力首次投入運行，熱網(wǎng)供水溫度提高20 ℃，電負荷降低10 MW,首次運行前、后主要參數(shù)參數(shù)對比見表1。截至目前為止兩個供暖期累計安全運行1 160 h，累計調(diào)峰收入增加約5×107元。低壓缸投入運行狀態(tài)，電負荷287 MW可抽汽500 t/h,電負荷120 MW可抽汽200 t/h；低壓缸切除運行狀態(tài)，電負荷200 MW可抽汽500 t/h，72 MW可抽汽210 t/h。對比相同抽汽量，低壓缸切除運行電負荷下降顯著。

表1 機組低壓缸零出力首次運行前、后參數(shù)對比

2 低壓缸零出力運行注意事項

機組低壓缸零出力運行期間，出現(xiàn)了2個問題，一是某次低壓缸零出力退出時，因液位調(diào)節(jié)閥(LV)開度過快，造成四段抽汽壓力迅速下降。同時因為四段抽汽至除氧器逆止門卡澀，造成除氧器內(nèi)部大量飽和蒸汽迅速返回至給水泵汽輪機。給水泵汽輪機進汽溫度下降，造成給水泵出力不足，導致鍋爐給水流量低保護動作停機事件。二是某次低壓缸零出力運行期間，因一臺汽動熱網(wǎng)循環(huán)水泵跳閘，導致低壓缸中排壓力迅速升高至0.6 MPa,立即降低該機組負荷，同時降低其他運行機組抽汽量。消除熱網(wǎng)循環(huán)水泵故障后，機組恢復正常運行。

根據(jù)該機組低壓缸零出力運行期間發(fā)生問題，總結(jié)低壓缸零出力運行注意事項如下。

a.低壓缸零出力投入運行必須有足夠的熱網(wǎng)循環(huán)水流量，且熱網(wǎng)系統(tǒng)運行穩(wěn)定；單機熱網(wǎng)循環(huán)水流量大于3 000 t/h，且熱網(wǎng)循環(huán)水泵運行不少于2臺。

b.低壓缸零出力投入和退出運行操作過程要緩慢。低壓缸LV閥開度關到20%，穩(wěn)定運行15 min以上，熱網(wǎng)供水網(wǎng)溫度仍不能滿足運行時，才允許低壓缸零出力運行。低壓缸零出力退出運行時，LV閥應從0%逐漸開至10%，監(jiān)視中壓缸排汽壓力，四段抽汽壓力，給水泵汽輪機進汽壓力、溫度，除氧器進汽壓力、溫度穩(wěn)定后，再逐漸開大LV閥至20%。

c.四段抽汽至除氧器逆止門要動作正常。低壓缸零出力投入運行期間，保持除氧器壓力0.2～0.3 MPa運行，防止四段抽汽壓力突降時，除氧器內(nèi)部蒸汽返汽。除氧器正常運行時，投入表面加熱蒸汽，關閉除氧器底部加熱蒸汽。

3 低壓缸零出力運行經(jīng)濟性計算

3.1 調(diào)峰電量影響

a.供熱初、末期。低壓缸零出力運行工況，雙機總負荷為205 MW，能夠保證供熱。每小時完成一檔調(diào)峰電量7×104kW·h,二檔調(diào)峰電量7.5×104kW·h,一檔調(diào)峰電價0.4元/ (kW·h),二檔調(diào)峰電價1元/ (kW·h),每小時可獲得調(diào)峰補償金額1.03×105元。2018年11月該廠二檔調(diào)峰57 h,同比2017年可增加調(diào)峰補償收入5.871×106元。

b.供熱中期。未進行低壓缸零出力改造時，為保證每天完成4×104J供熱量，機組按最小運行方式運行，雙機總負荷400 MW，無法參與電網(wǎng)深度調(diào)峰，電網(wǎng)深度調(diào)峰時會承擔分攤費用。低壓缸零出力改造后，雙機總負荷328 MW，抽汽量可滿足每天完成4×104J供熱量；且每小時完成一檔調(diào)峰電量2.2×104kW·h，一檔調(diào)峰電價0.4元/(kW·h)，每小時增加調(diào)峰補償收入8.8×103元。

3.2 發(fā)電煤耗影響

低壓缸零出力未投入時，該機組12月份平均發(fā)電煤耗206 g/(kW·h) ，低壓缸零出力運行后發(fā)電煤耗160 g/(kW·h) ，低壓缸零出力運行發(fā)電煤耗下降46 g/(kW·h)，平均每小時節(jié)約標煤5.5 t，標煤單價按700元/t計算，每小時節(jié)約燃煤成本約3 850元。

4 結(jié)論

a.低壓缸零出力可以達到熱電解耦目的，對汽輪機本體參數(shù)影響均可控制在正常參數(shù)范圍，機組能夠?qū)崿F(xiàn)長期切缸運行。

b.低壓缸零出力運行既可節(jié)約煤耗，又可增加機組調(diào)峰收入，經(jīng)濟性好，適合供熱機組改造。

c.經(jīng)過兩個供熱期觀察，汽輪機末級葉片水蝕有加劇趨勢，建議采暖期停機后對機組末級葉片進行檢查，有必要的話，對葉片重新進行噴涂處理，增強葉片抗水蝕能力。