某350 MW超临界机组低压缸零出力运行分析

2020-11-23刘文达

吉林电力 2020年5期

刘文达

(吉林电力股份有限公司长春热电分公司，长春 130607)

低压缸零出力供热技术是指通过少量的设备改造，主要包括中低压连通管改造、低压缸冷却蒸汽改造、低压缸喷水系统改造、热网循环水系统改造、热控测点改造及系统组态逻辑改造，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10～15 t/h少量冷却蒸汽用于带走低压转子运行产生的鼓风热量，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。

本文以某电厂350 MW超临界机组为例，介绍了低压缸零出力的改造方案、运行情况、注意事项及经济性分析。

1 低压缸零出力运行情况

该电厂350 MW超临界机组，汽轮机型号为CLN350/284-24.2/0.4/566/566型超临界、两缸两排汽、一次中间再热、湿冷、抽汽凝汽式汽轮机，于2018年10月完成低压缸零出力改造，2018年供暖期完成首次投运。该机组低压缸零出力改造措施完善，运行经验丰富，低压缸零出力运行后，机组振动、胀差、轴承温度、排汽温度、真空等各项参数平稳，无明显变化。低压缸零出力首次投入运行，热网供水温度提高20 ℃，电负荷降低10 MW,首次运行前、后主要参数参数对比见表1。截至目前为止两个供暖期累计安全运行1 160 h，累计调峰收入增加约5×107元。低压缸投入运行状态，电负荷287 MW可抽汽500 t/h,电负荷120 MW可抽汽200 t/h；低压缸切除运行状态，电负荷200 MW可抽汽500 t/h，72 MW可抽汽210 t/h。对比相同抽汽量，低压缸切除运行电负荷下降显著。

表1 机组低压缸零出力首次运行前、后参数对比

2 低压缸零出力运行注意事项

机组低压缸零出力运行期间，出现了2个问题，一是某次低压缸零出力退出时，因液位调节阀(LV)开度过快，造成四段抽汽压力迅速下降。同时因为四段抽汽至除氧器逆止门卡涩，造成除氧器内部大量饱和蒸汽迅速返回至给水泵汽轮机。给水泵汽轮机进汽温度下降，造成给水泵出力不足，导致锅炉给水流量低保护动作停机事件。二是某次低压缸零出力运行期间，因一台汽动热网循环水泵跳闸，导致低压缸中排压力迅速升高至0.6 MPa,立即降低该机组负荷，同时降低其他运行机组抽汽量。消除热网循环水泵故障后，机组恢复正常运行。

根据该机组低压缸零出力运行期间发生问题，总结低压缸零出力运行注意事项如下。

a.低压缸零出力投入运行必须有足够的热网循环水流量，且热网系统运行稳定；单机热网循环水流量大于3 000 t/h，且热网循环水泵运行不少于2台。

b.低压缸零出力投入和退出运行操作过程要缓慢。低压缸LV阀开度关到20%，稳定运行15 min以上，热网供水网温度仍不能满足运行时，才允许低压缸零出力运行。低压缸零出力退出运行时，LV阀应从0%逐渐开至10%，监视中压缸排汽压力，四段抽汽压力，给水泵汽轮机进汽压力、温度，除氧器进汽压力、温度稳定后，再逐渐开大LV阀至20%。

c.四段抽汽至除氧器逆止门要动作正常。低压缸零出力投入运行期间，保持除氧器压力0.2～0.3 MPa运行，防止四段抽汽压力突降时，除氧器内部蒸汽返汽。除氧器正常运行时，投入表面加热蒸汽，关闭除氧器底部加热蒸汽。

3 低压缸零出力运行经济性计算

3.1 调峰电量影响

a.供热初、末期。低压缸零出力运行工况，双机总负荷为205 MW，能够保证供热。每小时完成一档调峰电量7×104kW·h,二档调峰电量7.5×104kW·h,一档调峰电价0.4元/ (kW·h),二档调峰电价1元/ (kW·h),每小时可获得调峰补偿金额1.03×105元。2018年11月该厂二档调峰57 h,同比2017年可增加调峰补偿收入5.871×106元。

b.供热中期。未进行低压缸零出力改造时，为保证每天完成4×104J供热量，机组按最小运行方式运行，双机总负荷400 MW，无法参与电网深度调峰，电网深度调峰时会承担分摊费用。低压缸零出力改造后，双机总负荷328 MW，抽汽量可满足每天完成4×104J供热量；且每小时完成一档调峰电量2.2×104kW·h，一档调峰电价0.4元/(kW·h)，每小时增加调峰补偿收入8.8×103元。