350 MW三菱机组低压缸零出力运行应用研究

2022-12-06袁春峰赵晏博畅志兵

东北电力技术 2022年11期

袁春峰，赵晏博，畅志兵

(1.国电电力发展股份有限公司，北京 100101；2.三河发电有限责任公司，河北廊坊 065201；3.中国矿业大学(北京)化学与环境工程学院，北京 100083)

我国“三北”地区弃风、弃光现象严重，新能源消纳问题突出，同时“三北”地区冬季气温低，供热需求高、周期长，导致供热机组在采暖期须采用以热定电的模式运行，参与电网调峰的能力偏弱。为了提高新能源的消纳能力，同时满足地区供热需求，亟待提高火电机组的灵活性和调峰潜力。

提高供热机组灵活性的改造技术有热水储热改造、电锅炉改造、汽轮机旁路改造、光轴改造、高背压改造和低压缸零出力改造等[1]，其中低压缸零出力改造是将低压缸原进汽管道密封，新增旁路管道通入少量冷却蒸汽带走低压转子的鼓风热量，可将原低压缸做功蒸汽用于供热、减少冷源损失，提高机组的供热抽汽能力和调峰能力，有效解决低压缸冷却蒸汽流量受限、调峰能力受限和供热抽汽能力受限的“三限”问题[2]。国内西安热工研究院有限公司于2017年5月提出切除低压缸进汽的供热专利技术[3-4]，同年第1台300 MW热电机组改造完成，至今已有几十个改造成功的案例。期间，行业内专家进行了零出力改造案例研究[5]，针对施工方案[6-7]、热电特性[8-9]、安全性[10-12]和经济性[13-14]等进行了分析研究。

某电厂1号机组和2号机组采用2台日本进口三菱TC-2F型汽轮机，2号机组前期已安装6台47.1 MW溴化锂吸收式热泵，为了进一步提高机组的抽汽能力，在缺乏足够设计数据参考的前提下，完成了1号机组的低压缸零出力改造。本文基于1号机组和2号机组在采暖期的实际运行状况，对1号机组低压缸零出力的安全性进行评价，并且针对热网不同的热负荷需求，制定实施兼顾热网供热和电网调峰的双机组联合供热方式，确保社会效益和经济效益最大化。

1 机组零出力改造

某电厂1号机组和2号机组为日本三菱重工TC-2F型亚临界凝汽式汽轮机，末级叶片高度为1029 mm。前期2台机组完成打孔抽汽改造，改造后额定采暖抽汽流量为300 t/h、供热量为260 MW，具体技术参数如表1所示。为了提高供热能力、实现能量梯级利用，2号机组设置6台47.1 MW热泵机组回收利用循环水余热，1号机组设置1台16.6 MW背压机回收利用采暖抽汽余压。

表1 汽轮机主要技术参数

为进一步提高机组的供热能力和灵活性，1号机组完成了低压缸零出力改造，改造内容主要包括替换中低压连通管路阀门、增设冷却蒸汽旁路；增设低压缸减温喷水流量测点和流量控制阀；增设低压缸叶片温度测点、中压缸排汽压力和温度测点、低压缸进汽压力和温度测点；完成低压缸末级叶片耐磨层喷涂。改造完成后的供暖系统如图1所示，1号机组在零出力工况下，仅保留少量中压缸排汽用作冷却蒸汽，多数蒸汽经背压机做功或直接进入热网加热器与热网循环水换热，2号机组中压缸抽汽驱动热泵回收凝汽器冷却水余热，用于预热部分热网循环水。

图1 双机组供暖系统

2 机组零出力供热安全性评价

在某供热期开始1号机组投入低压缸零出力前后以及该供热期结束1号机组退出低压缸零出力前后的状态参数如表2所示。投入低压缸零出力供热前，1号机组功率为149.6 MW，主蒸汽流量为630 t/h、抽汽流量为294 t/h，次末级温度为45.8 ℃，末级温度为20.5 ℃；将中低压连通管蝶阀完全关闭投入低压缸零出力运行，1号机组功率为139.3 MW，主蒸汽流量为735 t/h，抽汽流量为497 t/h，在冷却蒸汽流量和减温喷水流量分别为27.2 t/h和11.0 t/h下，次末级温度为40.4 ℃，末级温度为16.8 ℃。退出低压缸零出力供热前，1号机组功率为139.4 MW，主蒸汽流量为714 t/h，抽汽流量为512 t/h，次末级温度为100.4 ℃，末级温度为20.9 ℃；将中低压连通管蝶阀开度增至15.1%、关闭减温喷水阀退出切缸运行，1号机组功率为140.1 MW，主蒸汽流量为629 t/h，抽汽流量为365 t/h，次末级温度为58.2 ℃，末级温度为24.1 ℃。结合轴振和瓦振可以判断，低压缸零出力投入和退出过程中机组未出现颤振和超温风险。

表2 低压缸零出力投入和退出过程的状态参数及变化量

1号机组在切缸模式下、不同负荷工况的运行参数如表3所示，在中低压缸旁路调节阀开度50%～65.8%、冷却蒸汽流量23.8～26 t/h、减温喷水阀开度5%、喷水流量5～7.4 t/h下，次末级温度为46.3～80.2 ℃、末级温度为13.3～16.3 ℃，低压缸次末级和末级温度正常，且轴振和瓦振均在正常范围内，说明在切缸运行期间机组能够安全、稳定运行，一定程度上可避免叶片的断裂现象[15]。

表3 低压缸零出力模式下不同负荷的运行参数

3 双机组联合供热模式

图2和图3分别为1号机组非零出力工况和零出力工况下，双机组联合供热量随着2号机组发电功率的变化关系。由图2、图3可知，当1号机组发电功率(供热抽汽量)一定时，联合供热量随着2号机组发电功率先增大后减少，增大趋势是因为随着2号机组主蒸汽流量的增大，发电功率和供热抽汽量均增大，减小趋势是在2号机组主蒸汽流量基本不变的情况下，供热抽汽量随着发电功率的增大而减少。当2号机组发电功率(供热抽汽量)一定时，联合供热量也随着1号机组发电功率先增大后减少。

图2 非零出力工况下双机组供热量

图3 零出力工况下双机组供热量

在保证安全稳定运行的前提下，1号机组可以在低压缸零出力和非零出力2种工况下运行，2号机组可以将6台热泵投入运行，考虑发电、供热和调峰3种盈利模式，制定双机组联合供热模式：①2号机组单独供热，6台热泵逐台投入，调节热泵运行台数；②1号机组非切缸运行+2号机组热泵全运行，控制1号机组供热抽汽流量；③1号机组切缸运行+2号机组热泵全运行，控制1号机组供热抽汽流量；④1号机组切缸运行+2号机组热泵运行，控制热泵运行台数；⑤1号机组非切缸运行，调节供热抽汽流量，或2号机组热泵逐台退出，调节热泵运行台数。

为了实现社会效益和经济效益最大化，根据用户的热量需求，制订并实施如下供热方案。

a.供热初期。当热量需求低于800 GJ/h，采取供热模式①，2号机组负荷175～290 MW即可满足要求；当热量需求为800～1400 GJ/h，采取供热模式②，投入1号机组供热，保证2号机组调峰灵活性；当热量需求为1400～1900 GJ/h，1号机组负荷为130～310 MW，2号机组负荷为175～290 MW，2号机组的6台热泵既能高效运行，1号机组还可参与调峰。

b.供热中期。当热量需求高于1900 GJ/h，采取供热模式③，1号机组投入切缸运行模式，负荷为140～200 MW，2号机组负荷为175～310 MW；在春节期间，将部分供热需求切至2期供热，采取供热模式④，1号机组切缸深调至120 MW，2号机组切除部分热泵调至300 MW，充分释放2台机组顶峰压谷资源。

c.供热末期。随着热量需求降低，积极采取供热模式②，提前实现1号机组深度调峰；临近供热期结束，采取供热模式⑤，1号机组非切缸调节或2号机组热泵逐台退出调节。

1号机组低压缸零出力供热项目完成后，最大抽汽能力从300 t/h升至725 t/h，机组供热瞬时值由780 GJ/h升至1885 GJ/h。双机组在供热期的供热量同比增加226万GJ，供热面积增加610万m2，供电煤耗降低96.15 g/kWh，并为电网提供125 MW的调峰能力，实现节水33万t，取得了较好的社会效益和经济效益。