350 MW三菱機組低壓缸零出力運行應用研究

袁春峰，趙晏博，暢志兵

(1.國電電力發(fā)展股份有限公司，北京 100101；2.三河發(fā)電有限責任公司，河北 廊坊 065201；3.中國礦業(yè)大學(北京)化學與環(huán)境工程學院，北京 100083)

我國“三北”地區(qū)棄風、棄光現象嚴重，新能源消納問題突出，同時“三北”地區(qū)冬季氣溫低，供熱需求高、周期長，導致供熱機組在采暖期須采用以熱定電的模式運行，參與電網調峰的能力偏弱。為了提高新能源的消納能力，同時滿足地區(qū)供熱需求，亟待提高火電機組的靈活性和調峰潛力。

提高供熱機組靈活性的改造技術有熱水儲熱改造、電鍋爐改造、汽輪機旁路改造、光軸改造、高背壓改造和低壓缸零出力改造等[1]，其中低壓缸零出力改造是將低壓缸原進汽管道密封，新增旁路管道通入少量冷卻蒸汽帶走低壓轉子的鼓風熱量，可將原低壓缸做功蒸汽用于供熱、減少冷源損失，提高機組的供熱抽汽能力和調峰能力，有效解決低壓缸冷卻蒸汽流量受限、調峰能力受限和供熱抽汽能力受限的“三限”問題[2]。國內西安熱工研究院有限公司于2017年5月提出切除低壓缸進汽的供熱專利技術[3-4]，同年第1臺300 MW熱電機組改造完成，至今已有幾十個改造成功的案例。期間，行業(yè)內專家進行了零出力改造案例研究[5]，針對施工方案[6-7]、熱電特性[8-9]、安全性[10-12]和經濟性[13-14]等進行了分析研究。

某電廠1號機組和2號機組采用2臺日本進口三菱TC-2F型汽輪機，2號機組前期已安裝6臺47.1 MW溴化鋰吸收式熱泵，為了進一步提高機組的抽汽能力，在缺乏足夠設計數據參考的前提下，完成了1號機組的低壓缸零出力改造。本文基于1號機組和2號機組在采暖期的實際運行狀況，對1號機組低壓缸零出力的安全性進行評價，并且針對熱網不同的熱負荷需求，制定實施兼顧熱網供熱和電網調峰的雙機組聯合供熱方式，確保社會效益和經濟效益最大化。

1 機組零出力改造

某電廠1號機組和2號機組為日本三菱重工TC-2F型亞臨界凝汽式汽輪機，末級葉片高度為1029 mm。前期2臺機組完成打孔抽汽改造，改造后額定采暖抽汽流量為300 t/h、供熱量為260 MW，具體技術參數如表1所示。為了提高供熱能力、實現能量梯級利用，2號機組設置6臺47.1 MW熱泵機組回收利用循環(huán)水余熱，1號機組設置1臺16.6 MW背壓機回收利用采暖抽汽余壓。

表1 汽輪機主要技術參數

為進一步提高機組的供熱能力和靈活性，1號機組完成了低壓缸零出力改造，改造內容主要包括替換中低壓連通管路閥門、增設冷卻蒸汽旁路；增設低壓缸減溫噴水流量測點和流量控制閥；增設低壓缸葉片溫度測點、中壓缸排汽壓力和溫度測點、低壓缸進汽壓力和溫度測點；完成低壓缸末級葉片耐磨層噴涂。改造完成后的供暖系統(tǒng)如圖1所示，1號機組在零出力工況下，僅保留少量中壓缸排汽用作冷卻蒸汽，多數蒸汽經背壓機做功或直接進入熱網加熱器與熱網循環(huán)水換熱，2號機組中壓缸抽汽驅動熱泵回收凝汽器冷卻水余熱，用于預熱部分熱網循環(huán)水。

圖1 雙機組供暖系統(tǒng)

2 機組零出力供熱安全性評價

在某供熱期開始1號機組投入低壓缸零出力前后以及該供熱期結束1號機組退出低壓缸零出力前后的狀態(tài)參數如表2所示。投入低壓缸零出力供熱前，1號機組功率為149.6 MW，主蒸汽流量為630 t/h、抽汽流量為294 t/h，次末級溫度為45.8 ℃，末級溫度為20.5 ℃；將中低壓連通管蝶閥完全關閉投入低壓缸零出力運行，1號機組功率為139.3 MW，主蒸汽流量為735 t/h，抽汽流量為497 t/h，在冷卻蒸汽流量和減溫噴水流量分別為27.2 t/h和11.0 t/h下，次末級溫度為40.4 ℃，末級溫度為16.8 ℃。退出低壓缸零出力供熱前，1號機組功率為139.4 MW，主蒸汽流量為714 t/h，抽汽流量為512 t/h，次末級溫度為100.4 ℃，末級溫度為20.9 ℃；將中低壓連通管蝶閥開度增至15.1%、關閉減溫噴水閥退出切缸運行，1號機組功率為140.1 MW，主蒸汽流量為629 t/h，抽汽流量為365 t/h，次末級溫度為58.2 ℃，末級溫度為24.1 ℃。結合軸振和瓦振可以判斷，低壓缸零出力投入和退出過程中機組未出現顫振和超溫風險。

表2 低壓缸零出力投入和退出過程的狀態(tài)參數及變化量

1號機組在切缸模式下、不同負荷工況的運行參數如表3所示，在中低壓缸旁路調節(jié)閥開度50%～65.8%、冷卻蒸汽流量23.8～26 t/h、減溫噴水閥開度5%、噴水流量5～7.4 t/h下，次末級溫度為46.3～80.2 ℃、末級溫度為13.3～16.3 ℃，低壓缸次末級和末級溫度正常，且軸振和瓦振均在正常范圍內，說明在切缸運行期間機組能夠安全、穩(wěn)定運行，一定程度上可避免葉片的斷裂現象[15]。

表3 低壓缸零出力模式下不同負荷的運行參數

3 雙機組聯合供熱模式

圖2和圖3分別為1號機組非零出力工況和零出力工況下，雙機組聯合供熱量隨著2號機組發(fā)電功率的變化關系。由圖2、圖3可知，當1號機組發(fā)電功率(供熱抽汽量)一定時，聯合供熱量隨著2號機組發(fā)電功率先增大后減少，增大趨勢是因為隨著2號機組主蒸汽流量的增大，發(fā)電功率和供熱抽汽量均增大，減小趨勢是在2號機組主蒸汽流量基本不變的情況下，供熱抽汽量隨著發(fā)電功率的增大而減少。當2號機組發(fā)電功率(供熱抽汽量)一定時，聯合供熱量也隨著1號機組發(fā)電功率先增大后減少。

圖2 非零出力工況下雙機組供熱量

圖3 零出力工況下雙機組供熱量

在保證安全穩(wěn)定運行的前提下，1號機組可以在低壓缸零出力和非零出力2種工況下運行，2號機組可以將6臺熱泵投入運行，考慮發(fā)電、供熱和調峰3種盈利模式，制定雙機組聯合供熱模式：①2號機組單獨供熱，6臺熱泵逐臺投入，調節(jié)熱泵運行臺數；②1號機組非切缸運行+2號機組熱泵全運行，控制1號機組供熱抽汽流量；③1號機組切缸運行+2號機組熱泵全運行，控制1號機組供熱抽汽流量；④1號機組切缸運行+2號機組熱泵運行，控制熱泵運行臺數；⑤1號機組非切缸運行，調節(jié)供熱抽汽流量，或2號機組熱泵逐臺退出，調節(jié)熱泵運行臺數。

為了實現社會效益和經濟效益最大化，根據用戶的熱量需求，制訂并實施如下供熱方案。

a.供熱初期。當熱量需求低于800 GJ/h，采取供熱模式①，2號機組負荷175～290 MW即可滿足要求；當熱量需求為800～1400 GJ/h，采取供熱模式②，投入1號機組供熱，保證2號機組調峰靈活性；當熱量需求為1400～1900 GJ/h，1號機組負荷為130～310 MW，2號機組負荷為175～290 MW，2號機組的6臺熱泵既能高效運行，1號機組還可參與調峰。

b.供熱中期。當熱量需求高于1900 GJ/h，采取供熱模式③，1號機組投入切缸運行模式，負荷為140～200 MW，2號機組負荷為175～310 MW；在春節(jié)期間，將部分供熱需求切至2期供熱，采取供熱模式④，1號機組切缸深調至120 MW，2號機組切除部分熱泵調至300 MW，充分釋放2臺機組頂峰壓谷資源。

c.供熱末期。隨著熱量需求降低，積極采取供熱模式②，提前實現1號機組深度調峰；臨近供熱期結束，采取供熱模式⑤，1號機組非切缸調節(jié)或2號機組熱泵逐臺退出調節(jié)。

1號機組低壓缸零出力供熱項目完成后，最大抽汽能力從300 t/h升至725 t/h，機組供熱瞬時值由780 GJ/h升至1885 GJ/h。雙機組在供熱期的供熱量同比增加226萬GJ，供熱面積增加610萬m2，供電煤耗降低96.15 g/kWh，并為電網提供125 MW的調峰能力，實現節(jié)水33萬t，取得了較好的社會效益和經濟效益。

4 結論

a.某電廠350 MW進口三菱機組在投入和退出低壓缸零出力過程中未出現顫振和超溫現象，將切缸工況用于實際供熱期，維持冷卻蒸汽流量23.8～26 t/h、減溫噴水流量5～7.4 t/h下，末級葉片最高溫度為80.2 ℃，且軸振和瓦振在正常范圍內，機組能夠安全、穩(wěn)定運行。

b.針對不同的供熱需求，制訂并實施了5種雙機組聯合供熱模式，通過調節(jié)1號機組切缸/非切缸工況下的供熱抽汽流量以及2號機組熱泵的投運臺數，雙機組在供熱期的供熱量同比增加226萬GJ，供電煤耗降低96.15 g/kWh，并為電網提供125 MW的調峰能力。