引言我国新能源行业发展迅猛。截至2015年底，风电装机容量达1.28亿kW，太阳能光伏装机容量达4 100万kW，均位居世界前位[1]。辽宁地区大部分火电机组“以热定电”，火电机组在供暖季节的深度调峰较困难，无法合理高效利用风电、光伏能源[2]。目前，我国不断推出鼓励火电燃煤机组深度调峰的各类鼓励政策，发电企业开始挖掘机组的深度调峰潜力，拓宽大型燃煤机组自身的调峰范围。华能营口热电有限责任公司2号机组为C260/N330-16.5/538/538型亚临界、一次中间再热、两缸两排汽、单轴、抽汽凝汽式汽轮机。汽轮机采用多层缸结构，通流部分径向间隙较小，轴向间隙较大，热负荷适应性较好。机组从中压缸排汽端下部两侧五段抽气管道接出两根供热抽气管道，经抽汽逆止门、液控碟阀和进汽电动门，进入两台热网加热器。供热期间，可以根据营口市区及沿海产业基地用户对供热温度的要求，通过调整五抽液控蝶阀控制两台热网加热器的进汽压力、温度，控制方式单一。每年的供热关键期（当年12月至次年2月），必须依靠提高机组负荷率以满足机组供热参数要求，机组灵活性较差，无法实现机组深度调峰要求。为了全面保障营口市区及沿海产业基地供热发展需要，响应国家关于新能源消纳，提高火电机组运行灵活性的要求，满足东北电网电力辅助服务市场运营规则要求和国家重点研发改造机组的需求，结合案例机组自身实际运行特点，选择汽轮机低压缸零出力技术进行改造，实现机组最大限度热电解耦方式运行。1低压缸零出力技术1.1低压缸零出力技术存在问题低压缸零出力技术指低压缸在较高真空条件下（高于蝶阀全开时的真空值），采用密封的蝶阀切断低压缸进入蒸汽，通过冷却旁路调节阀保持少量冷却蒸汽进入低压缸，使更多的中压缸排汽热量被传递至热网加热器，供热机组的深度调峰能力和供热能力均得到有效保障。低压缸在完全切除状态下运行时，通过冷却旁路调节阀的冷却蒸汽量远低于蝶阀保持全开时的进汽量，可能影响汽轮机的运行安全。（1）鼓风问题。蝶阀全关时，低压缸几乎无蒸汽进入，鼓风作用使低压缸末级叶片温度超过200 ℃，导致汽轮机轴承标高发生大幅变化、动静磨损严重及汽缸严重变形；末三级叶片整圈动频率下降，存在共振点落入避开区的风险[3-5]。因此，需要对汽轮机低压缸的本体增加运行监视测点，叶片运行温度设定报警值和上限值，运行人员应严格监视相关测点。（2）水蚀问题。低负荷状态下，机组运行的各项参数情况较差，叶片顶部的涡流和叶片根部的脱流、汽流中夹带的水滴随蒸汽倒流冲刷磨损叶片，侵蚀叶片的顶部、根部，长期处于低负荷状态对叶片的安全运行造成较大安全隐患。为了提高末级叶片抗水蚀的冲击问题，对汽轮机低压缸末级叶片进行喷涂处理，提高末级叶片抗水蚀冲刷性能。（3）末级叶片动应力问题。蝶阀全关，仅有少量蒸汽通过冷却旁路调节阀进入低压缸，导致低压缸内部蒸汽整体流动处于极不稳定状态，汽流从末级叶片表面脱落时产生聚集现象，形成倒流、涡流现象，严重影响末级叶片的安全稳定运行。1.2低压缸零出力技术改造方案机组热负荷相同条件下，采用低压缸零出力技术可以提高机组供热能力；机组供热参数相同条件下，采用低压缸零出力技术可以适当降低机组发电负荷率，充分发挥机组的深度调峰特点。根据低压缸零出力技术原理与安全性分析，确定本次机组集中改造的主要工作内容，具体如下：（1）增加完全密封供热蝶阀；（2）增设低压缸冷却旁路系统；（3）增加汽轮机低压缸末级叶片运行监视温度测点；（4）增加一套罗茨-水环真空泵组；（5）低压缸末级叶片喷涂抗水蚀金属耐磨层；（6）首站建设及配套供热系统改造。2汽轮机本体及辅机系统改造2.1中低压连通管及供热蝶阀改造从中压缸排汽引出一路冷却蒸汽至低压缸进汽口，用于冷却低压缸末级叶片，2号机组原中低压连通管接入冷却蒸汽的位置不佳。新设计连通管接口与原中低压连通管尺寸相同；将不完全密封的蝶阀更换为完全密封的蝶阀，在LV蝶阀前预留供暖抽汽接口，蝶阀后部管道提前预留冷却蒸汽旁路接口位置。低压缸零出力改造热力系统如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.12.004.F001图1低压缸零出力改造热力系统2.2增加低压缸运行监视测点低压缸零出力条件下，低压缸内部的动叶和静叶长时间处于极低的容积流量工况，为了确保低压缸内部构件的工作安全，对运行测点进行更换：新增4个低压缸末级温度测点；新增1个中压缸排汽压力表测点和1个绝压表测点；更换8个原6段抽汽压力、7段抽汽压力、8段抽汽和低压缸排汽压力变送器为高精度绝压变送器,由普通测点换成高精准测点；新增3个中压缸排汽温度测点；新增2个低压缸进汽压力测点和2个温度测点。2.3低压缸末级金属叶片喷涂耐磨层低压缸被完全切除时，末两级叶片将始终处于鼓风工况条件，导致低压缸末两级叶片温度和低压缸排汽温度升高，需要持续投入减温水降温，以保证低压排汽缸温度在安全允许范围。末级叶片的旋流将低压缸减温水卷吸至动叶流道，加剧低压缸动叶根部的水蚀侵蚀情况。因此，需要对低压缸末级金属叶片喷涂耐磨层，提高叶片寿命。现场制备耐磨涂层的主要技术指标如下：涂层结合强度达70 MPa；硬度为HV300；喷涂颗粒平均粒度为3.32 μm；喷涂厚度为0.10~0.20 mm；涂层表面均匀、细密。2.4低压通流部分冷却蒸汽系统根据低压缸零出力技术要求，需新增低压缸冷却旁路蒸汽系统。中压缸排汽作为冷却汽源，在其旁路冷却管路安装调节阀和流量孔板。冷却蒸汽管路上增加冷却蒸汽的压力测点、温度测点和流量测点，测点均需接入机组DCS供热系统，方便调整。2.5真空系统改造低压缸零出力工作时，凝汽器容易出现水环真空泵极限抽吸压力高于压力理论计算值的问题，导致汽轮机真空系统出现空气聚集、凝汽器压力升高、凝汽器真空下降等现象，使低压缸末级、次末级叶片鼓风摩擦损失增大，进而影响低压缸整体设备的运行安全。为了保证凝汽器安全运行，在原抽空气管道母管上新增1台罗茨-水环真空泵组，有效降低了抽空气设备的极限抽吸压力，提高抽空气设备抽吸能力，避免汽轮机真空系统内空气聚集，可以有效降低真空泵组耗能约50 kW。2.6热网首站建设2号机组低压缸零出力供热改造完成，为了满足额定工况下采暖抽汽各个参数的需求，需新增1台热网加热器。原机组厂房内无空余位置，需新建热网首站，增设1台热网加热器及相应的抽汽管道、疏水箱、输水管路、热网疏水泵、热网循环水进水管道和热网循环水回水管道、回水滤水器及相关疏水门等设备。3低压缸零出力运行供热、调峰特性根据低压缸零出力技术原理及2019年11月3日低压缸零出力投入运行试验，低压缸冷却蒸汽流量为18 t/h，记录机组的运行参数。机组低压缸零出力技术改造前、后，主蒸汽流量与供热抽汽流量关系曲线如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.12.004.F002图2主蒸汽流量与供热抽汽流量关系曲线由图2可知，改造前、后供热抽汽流量均与主蒸汽流量成正相关，且供热抽汽流量的增加值基本均衡；改造后，主蒸汽流量为额定值（1 046 t/h）时，供热抽汽流量为653.59 t/h，比改造前增加约114 t/h；改造后，主蒸汽流量为额定75%负荷（784.50 t/h）时，供热抽汽流量为501.1 t/h，比改造前增加约114 t/h。供热机组多按照“以热定电”方式运行，在保障供热负荷的基础上，依据电网指令，调整锅炉蒸发量发电功率与供热抽汽流量关系曲线如图3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2022.12.004.F003图3发电功率与供热抽汽流量关系曲线由图3可知，改造后，主蒸汽流量为额定值时，供热抽汽流量为653.59 t/h，对应发电功率为216.10 MW，比改造前减小约16.22 MW，发电热耗率为4 322.68 kJ/kWh，折合发电煤耗率161.9 g/kWh；主蒸汽流量为75%额定值时，供热抽汽流量为501.1 t/h，对应发电功率为167.71 MW，比改造前减小约16.19 MW，发电热耗率为4 335.92 kJ/kWh，折合发电煤耗率162.44 g/kWh，发电煤耗率降低约37.7 g/kWh；主蒸汽流量为50%额定值时，供热抽汽流量为338.7 t/h，对应发电功率114.82 MW，比改造前降低约53.1 MW，发电热耗率4 428.61 kJ/kWh，折合发电煤耗率165.9 g/kWh，发电煤耗率降低约47.4 g/kWh。采用低压缸零出力技术能够有效提高机组供热能力和深度调峰能力。相同锅炉蒸发量条件下，使机组供热抽汽能力增加约114 t/h；相同抽汽流量条件下，使机组发电功率降低约52.3 MW。4结语（1）汽轮机本体及辅机系统的主要改造内容包括中低压连通管及供热蝶阀改造、低压缸运行测点完善、低压缸末级叶片金属耐磨层喷涂处理、低压通流部分冷却蒸汽系统、真空系统改造、热网首站建设等。（2）2号机组低压缸零出力技术改造后，相同锅炉蒸发量条件下，机组供热抽汽能力增加约114 t/h；相同抽汽流量条件下，机组发电功率降低约52.3 MW。