摘要：为了更好的发挥热电联产机组冬季调峰能力和供热能力，增强机组在电力辅助服务调峰市场的竞争力和盈利能力，至2017年国内首台汽轮机低压缸零出力运行试验成功后，其工程量小、投资少、回报快、供热期调峰灵活、供热能力增加显著等优点让热电联产的企业获得了增加收益的新途径。
关键字：低压缸零出力、调峰、供热、灵活性。
引言：随着我国风电、太阳能、核发电项目的快速发展，电力产能过剩问题突出，再加上北方供热机组冬季“以热定电”的模式，导致冬季供热采暖期间调峰尤为困难，机组灵活性差，电力低谷期间机组没有调峰能力，为缓解冬季供热期间电热矛盾突出问题，低压缸零出力技术成为更多热电联产机组的改造优化项目。
1、低压缸零出力改造技术方法
1.1改造概述
低压缸零出力供热技术的核心是采用可完全密封的液压蝶阀在运行过程中切除低压缸全部进汽，仅通入少量冷却蒸汽，降低低压转子冷却蒸汽流量，用于带走切除低压缸进汽后低压转子运行产生的鼓风热量，从而降低低压转子冷却蒸汽流量。大幅提高机组供热能力。该技术能够实现供热机组在抽汽凝汽式运行方式与高背压运行方式的灵活切换，使机组同时具备高背压机组供热能力大、抽汽凝汽式供热机组运行方式灵活的特点。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。通过液压蝶阀的开关实现低压缸“零出力”与“满出力”在线切换，在电网波谷阶段低压缸“零出力”实现机组深度调峰，并满足供热要求，在电网波峰阶段低压缸“满出力”运行，满足电网用电需要，实现热电解耦。
1.2低压缸零出力改造内容
1.2.1低压缸冷却蒸汽改造
供热系统非抽汽工况时处于非截流状态，蒸汽进入低压缸；改造后，连通管蝶阀采用零泄漏、液动蝶阀，保证在抽汽工况下，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。
1.2.2低压缸喷水系统改造
机组在原有第1路低压缸喷水基础上，新增第2路喷水。在非采暖抽汽工况下，由第1路低压缸喷水控制。在采暖抽汽工况下机组两路排汽缸喷水均投入控制。第1路喷水装置由转速、负荷及排汽温度控制，当机组转速大于600rpm后投入，当负荷大于15%后切除，或当机组排汽温度大于110℃时自动投入；第2路喷水装置由排汽温度控制，当机组排汽温度大于110℃或背压达到报警线时自动投入。
1.3.4热控测点改造
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，改造后新增的测点有：
1）增加低压缸末级动叶出口温度测点4个。
2）增加低压缸次末级动叶出口温度测点4个。
3）增加中压缸排汽压力测点3个和温度测点2个。
4）增加低压缸进汽压力测点1个和温度测点1个。
在汽机主蒸汽系统的画面上增加了旁路冷却蒸汽调节阀、低压缸喷水减温调阀和相应的监视测点；DEH系统组态逻辑主要是通过了LV阀的组态逻辑，以实现了零处理切缸和抽凝工况的转换，主要内容如下：
1）切缸后的保护手段是将LV阀全开，触发条件有中排压力≥0.7MPa，汽轮机跳闸、发电机跳闸 、OPC动作、供热汽测系统跳闸。
2）LV阀联锁开至100%逻辑、主汽流量低于380t/h且零出力供热未投运。
3）为了防止人员误操作，增加低压缸零出力供热投入/切除控制逻辑，修改了LV阀关允许条件和相应的操作限制，供热系统投入时允许关闭LV阀；供热投入但零出力未投入时，LV阀最小开度限值20%，在零出力和抽凝工况相互切换工况时，LV阀切至手动状态。
4）供热抽汽逆止门和供热抽汽快关调节阀的联锁关闭条件中增加了主汽流量低于380t/h。
2、低压缸零出力运行情况分析
以哈汽生产的某350MW超临界机组零出力改造低压缸零出力投入为例，低压缸零出力投入前、后参数对比分析如下表：
2.1胀差
胀差总体成缓慢增加趋势，低压缸零出力投入后胀差从10.47mm开始缓慢上涨，最高值升高至13.27mm，低压缸零出力退出后LV阀开至37%以上时胀差才开始下降。
原因分析：低压缸冷却蒸汽管路设计管径仍不足，冷却蒸汽量不够。流量不足时，可适当稍开LV阀。现通过降低主、再热蒸汽温度胀差可控至在正常范围。
2.2绝对膨胀
低压缸零出力投入后绝对膨胀增加2-3 mm。
原因分析：低压缸切除后由于鼓风效应，低压缸缸体温度升高，汽机绝对膨胀增大。但对汽机安全运行影响不大，可以控制胀差在正常范围内。
2.3.中排压力
中排压力最高值0.51MPa。
原因分析：电负荷高，低压缸切除状态，高、中压缸负荷相对较高，中排压力也会相应升高。为了保证机组安全，切缸后建议电负荷最高不超过180MW。
2.4中排温度和热网温度
中排与热加出口水温升高，中排温度最高升至337℃，2A热加出口温度143℃，2B热加出口温度143℃。
原因分析：相邻机组调整热网循环水流量，造成热网加热器内循环水量减少，抽气量不变的情况下，导致中排温度及热网加热器出口水温升高。切缸后应保持热网系统运行参数温定，不要大范围波动。
3、低压缸零出力投入操作注意事项
3.1控制低压缸排汽温度在80℃以下。设置汽轮机主保护：当排汽温度达到121℃时触发汽轮机跳闸。
3.2低压缸零出力运行期间，当真空降至92kPa时，立即投入低压缸运行。低压缸零出力运行工况下，当真空降至90kPa应紧急停机。
3.3低压缸零出力运行工况下，中排压力超过报警值0.7MPa应紧急停机。
3.4低压缸零出力投入前凝汽器喷水减温应先投入运行，有利于控制，零出力投入过程中低压缸排汽温度。并在整个试验期间低压缸喷水管路各阀门保持全开状态。
3.5低压缸零出力投入时，冷却蒸汽调节阀必须保证全开状态。试验期间禁止关闭此阀门，确保始终在全开状态。
3.6试验期间，注意避开低压缸排汽流量60t～133t/h的叶片动应力最大区域。在此区间不要长时间停留。
4、切缸前后经济性分析
以哈汽某350MW超临界机组低压缸零出力改造情况进行分析如下，供热初、末期低压缸零出力工况，锅炉主汽流量在440 t/h时，采暖抽汽流量为238t/h，发电功率为83.4MW，2018年11月份二档调峰57小时。零出力投入后预计每月可增加调峰补偿金额567万。供热中期零出力未投入时，为保证每天完成4万吉焦供热量，机组只能带最小运行方式，双机发电功率400MW。无法参与调峰，电网调峰时会产生分摊费用。低压缸零出力投入后，锅炉主汽流量在600 t/h时，采暖抽汽流量为374t/h，发电功率为128MW，能满足每天完成4万吉焦供热量。每小时完成一档调峰电量22MW。
5、结论
（1）低压缸零出力投入后胀差、绝对膨胀、中排压力、中排温度通过试验均可维持在正常范围内，通过增设监视测点，并增设相关逻辑保护可以保证汽轮机安全稳定运行。
（2）低压缸零出力投入后热网供水温度提高20℃，电负荷降低10MW，低压缸零出力提高了机组的供热能力、调峰能力。
（3）低压缸零出力改造作为供热机组灵活性改造项目之一，能够弱化供热机组热电耦合特性，在保证供热的基础上降低电负荷，提高机组的调峰能力，但目前零出力技术仍未达到完全成熟，低压缸零出力运行对设备的影响程度仍需继续观察。
参考文献
（1）乔磊，辽宁东方发电有限公司低压缸零出力改造工程总结报告2017：12-15
（2）廖高良，辽宁东方发电有限公司低压缸零出力改造可行性报告，2017:12-25
（2）谷伟伟，高庆，辽宁东方发电有限公司低压缸末级叶片安全性校验报告。西安：西安热工研究院有限公司，2017:7-12
论文作者:吕继龙
论文发表刊物:《当代电力文化》2019年第04期
论文发表时间:2019/7/15
标签：低压论文; 机组论文; 工况论文; 温度论文; 蒸汽论文; 流量论文; 中排论文; 《当代电力文化》2019年第04期论文;