煤电机组灵活性改造技术探讨

魏波峰

大唐山西发电有限公司太原第二热电厂 山西太原 030041

摘要：目前，火电机组总装机容量明显大于需求，出现明显的电能过剩现象，造成机组利用小时数大幅下降，且调峰频繁，煤电机组大部分时间处于低负荷区间运行，使燃煤发电企业的运行成本大幅增加。燃煤发电企业仍然面临巨大的经营压力，供热节能优化改造工作，对提高供热期机组的灵活性和供热经济指标的提升均具有重要的作用。保证供热安全是国有企业的重要责任和神圣使命，开展机组灵活性改造工作，在提高机组供热能力、调峰能力和供热经济性的同时，同步兼顾机组供热期尤其深度调峰期间的节能措施、改善机组供热运行动态调节特性，避免运行安全故障等影响机组供热安全的技术问题，对提高机组运行安全可靠性具有重要的作用。

关键词：供热；灵活性改造；低压缸微出力

1 . 采暖热负荷与机组现有供热能力分析

目前我厂七期供热期运行方式为每台机组均采用热泵+热网加热器的供热方式，改造前热网循环水经过热泵加热后进入热网加热器加热。热泵热源为中压缸排汽作为驱动蒸汽，热泵吸收低压缸排汽，热网加热器热源为中压排汽。

七期机组采用热泵系统供热时，机组运行背压需提升至15kPa以上，提高汽轮机排汽温度，前置凝汽器吸收乏汽加热热网循环水。机组在投运热泵运行背压在10kPa以上时，低压缸进汽流量需维持在160t/h以上，机组运行背压降低至2kPa时，低压缸进汽流量需维持在40t/h左右。

2. 机侧灵活性改造技术路线分析

直接空冷机组低压缸微出力技术的本质是低压缸在高真空运行条件下，通入少量的冷却蒸汽，大幅降低低压缸出力至3MW～4MW，实现低压缸微出力运行工况，从而提高机组供热能力和供热经济性，实现深度调峰的目的。

低压缸微出力技术是解决低压缸在蒸汽小容积流量工况下叶片颤振、鼓风和水蚀这三个问题的有效手段。防止因低压缸末级和次末级叶片动应力过大而损坏、防止因叶片鼓风导致汽轮机结构部件温度超限、防止叶根和叶顶水蚀。

3.低压缸微出力技术特点

低压缸微出力技术整体系统设计以解决鼓风、水蚀和颤振问题为主要出发点，同时优化冷却蒸汽系统容量，以满足宽幅调整的要求。

（1）抑制鼓风和水蚀：通过对机组冷端抽真空系统的改造，实现机组背压大幅降低至2-3kPa，提高小容积流量下蒸汽流速，推迟蒸汽脱流和鼓风过渡工况的发生，减轻由于级内蒸汽流速低、动叶入口冲角大而导致的水蚀，降低末叶出口脱流高度，改善末级和次末级工作状况。

（2）宽幅控制躲避颤振：通过对机组背压运行调整，合理控制蒸汽容积流量，实现低压缸出力宽幅调整，以合理避开末叶颤振区。

300MW空冷机组不同冷却流量、背压和流速对应表

冷却蒸汽流量	t/h	20	30	40	20	30	40
背压	kPa	5	5	5	2.5	2.5	2.5
比容	m3/kg	25.94	25.94	25.94	49.92	49.92	49.92
相对容积流量		0.09	0.13	0.17	0.16	0.25	0.33
流速	m/s	15.33	23.00	30.66	29.50	44.25	59.00

由上表可以看出，不同背压和冷却蒸汽流量下，蒸汽流速变化较大，当蒸汽流量为20t/h、背压5kPa时，相对容积流量为0.09，为蒸汽完全鼓风脱流方式，运行在应力线驼峰左侧，为鼓风发热最严重区域；蒸汽流量40t/h、背压2.5kPa时，相对容积流量为0.33，末级出口流速为59m/s，工作区域在应力线驼峰右侧，处于较为理想的运行区域，投切缸时无需跨越应力高危区，在该工况下，末叶出口脱流高度在40%叶高以下，脱流区域较小，鼓风和颤振问题不明显。

低压缸微出力运行区域示意图

通过低压缸微出力试验安全监视，机组低压缸参数和排汽速度的关系，排汽速度大于80m/s（相对容积流量大于0.45）时，低压缸排汽不鼓风、不过热，为透平运行工况，此工况下低压缸出力较大。排汽速度在50m/s～80m/s（相对容积流量在0.3～0.45）时，低压缸排汽处于微过热状态，排汽温度小于70℃，排汽过热度小于40℃，无需喷水降温，次末级温度小于120℃，低压缸处于透平和鼓风过渡状态，低压缸进汽量约在35～40t/h之间，出力约3.5MW，处于微出力状态。在此状态下，低压缸叶片无颤振风险，可长期稳定运行。通过调整机组背压可有效降低低压缸进汽量和低压缸出力，在背压2kPa时，低压缸进汽量可降低至40t/h左右，低压缸维持小出力约3.5MW。由于通过大幅降低机组背压，提高了汽轮机排汽容积流量和排汽速度，因此，汽轮机低压末叶未进入颤振区（一般在相对容积流量0.1～0.2之间），因此叶片无颤振风险。低压缸冷却流量特性试验结果表明，在汽轮机安全运行的前提下，维持排汽一定的过热度时，低压缸最小冷却蒸汽流量和背压基本呈线性关系，定量分析表明，机组背压每降低1kPa，可降低低压缸最小冷却蒸汽流量约11.8t/h；在机组背压维持2～3kPa运行工况下，低压缸冷却蒸汽流量可降低至30～40t/h，汽轮机排汽温度不超过80℃。

4.低压缸微出力改造实施方案

（1）由于机组低压缸微出力改造后，机组供热期运行背压降低至4-6kPa（深度调峰期间降低至2kPa以下），该背压的饱和温度低于热网循环水回水温度，原机组热泵设备及前置凝汽器设备均无法正常使用，故将该机组热泵设备停用。

（2）原中排蝶阀调整或更换

原中压缸排汽蝶阀为预留环形间隙阀门，造成冷源损失较大，无法满足低压缸微出力改造的要求，将机组原中压缸排汽蝶阀更换阀门，以确保改造后低压缸最小进汽流量小于40t/h。

（3）增设低压缸安全监控测点

低压缸微出力运行时，为充分监视低压缸通流部分运行状态，确保机组安全运行，需增加或改造以下运行监视测点：

a）对低压缸进汽管路增加不少于3个进汽压力测点（绝压），增加1个低压缸排汽压力测点（绝压）。

b）拟对低压缸末级出口每侧布置不少于4个热电阻温度测点，共计不少于8个温度测点，对低压缸末级叶片进行监测。

（4）抽真空系统改造

a）原空冷抽真空母管设计由各列支管汇合，母管由末端向中间管径逐级递增，原设计思路为保障抽真空管道内流速不变，但实际运行中存在，抽真空系统远端阻力较高，抽空气能力较弱，导致各单元换热分布不均匀，局部过冷严重等问题。对原各列支管进行扩容（DN150改为DN200），并在空冷平台上，新增一路DN350连通管，以实现平衡各列抽真空管道运行中阻力的目的。

b）增加辅助抽真空设备，采用高性能罗茨真空泵。通过串接方式接至原水环真空泵母管前，同时增加旁路，便于切除。

（5）空冷系统安全运行及在线监测系统改造

在机组空冷岛安装一套温度在线监测系统，监测空冷岛运行温度场，以能够监测到由于管束内部蒸汽凝结状态的变化，而引起温度场的变化。A形装置外侧单侧面布置4排温度测点，能够测量壁温，因此A形散热装置的单个侧面共有4条测温线路， 4列共8个侧面，需要的测温线路共为32条，测温线缆内共计不少于4000个温度测点，实现远方监视。

5．改造后机组极寒期深度调峰能力分析

根据上述分析，极寒期七期热网两台机组承担最大供热负荷约450MW，改造前单台机组仅抽汽供热，极寒期单台机至少需要抽汽量290t/h以上，满足最大供热负荷。机组低压缸微出力改造后，通过试验低压缸微出力冷却蒸汽流量40t/h时，在满足采暖抽汽量290t/h时，机组最小发电负荷约为98MW，实现最小发电出力30%额定负荷（330MW）的调峰能力。

参考文献：

[1]刘刚.火电机组灵活性改造技术路线研究[J].电站系统工程,2018(1):12-15.

[2]李德意，张齐.谈谈新形势下火电灵活性改造[J].电力设备管理,2016（1）；42-43.