火电厂低压缸零出力变工况运行研究

火电厂低压缸零出力变工况运行研究

苗井泉李延雷刘静茹

苗井泉李延雷刘静茹

（山东电力工程咨询院有限公司济南250013）

摘要：本文对低压缸零出力技术进行介绍，以河南省某2×300MW机组为例，结合供热情况及电网补贴政策，通过变工况运行分析，提出了合理的切缸分界点，并计算出经济收益。研究结果对低压缸零出力技术在火力发电行业具有参考意义。

关键词：低压缸零出力；变工况；切缸分界点

1研究背景及意义

随着国家对大气污染防治措施的逐步加强，以及我国经济进入新常态，火电机组发电设备平均利用小时数呈逐年下滑趋势，已连续两年创造1978年以来的最低水平（河南省6000千瓦以上火电机组平均利用小时数2016年为3855小时，比2014年的4501小时减少了646小时，与2013年相比更是减少1085小时），同时近几年煤价波动也比较明显，因此，各煤电企业均面临完成节能减排任务和维持经济效益的双重压力。实施低压缸零出力供热改造，能够进一步提高能源利用率，是推进节能减排最有效的手段之一，同时也能保证或增加深度调峰状态下“以热定电”带来的上网电量或电价补贴，实现社会效益和经济效益的双赢。

2低压缸零出力供热技术介绍

该技术是在供热期采用可完全密封的液压蝶阀切除低压缸原进汽管道进汽，将该部分蒸汽用来供热，同时，通过新增旁路管道通入少量的冷却蒸汽，用于带走低压转子转动产生的鼓风热量，使低压缸在高真空条件下“空转”运行，实现低压缸“零出力”，从而大幅减少冷源损失，显著降低发电功率，在保障供热需求或提高机组供热能力的情况下，提高机组的电调峰能力和供热经济性，具有显著的社会效益、环保效益显著。

该技术在北欧国外如丹麦和国内如金陵燃机早已应用，但都是在建设前进行了预先针对性设计。国内既有机组改造于2016年由西安热工研究院作为技术总牵头率先在华能临河1号330MW机组进行了试验探索。2017年接着实施了华能临河2号330MW机组、国电延吉1号200MW机组、国家电投辽宁东方1号350MW机组、华能天津杨柳青7号300MW机组等改造项目。

与高背压供热技术和光轴供热技术等相比，该技术具有明显的优势，但也存在风险。

（1）电负荷调节灵活。能够实现供热机组抽汽凝汽与低压缸零出力运行方式不停机灵活切换，使机组同时具备高背压供热能力大和抽汽凝汽电负荷调节灵活的特点，在保障供热的前提下，满足电负荷灵活调节要求。

（2）投资及运维费用大大降低。投资约为高背压供热技术的25%左右。避免了每年更换两次低压缸转子、以及备用转子存放保养问题，运行维护费用大大降低。

（3）存在的风险。从现有国内的研究和经验来看，既有机组切缸工况是一个十分极端的工况，本质上打破了对低压末级动叶片最小冷却流量的传统认识，存在叶片动应力、鼓风和水蚀等影响机组安全运行的风险，必须对叶片强度进行校核，消除风险，严密监测运行状态，并制定完善的平滑切换控制策略。同时需对凝汽器抽真空系统、凝结水泵及凝结水系统、给水泵及小汽轮机等辅助系统在深度调峰状态下的运行性能、状态进行监测、评估[1]~[3]。

3改造案例及经济性分析

河南省某市热电联产2×300MW项目，拟改造2号机组实现低压缸零出力运行。

3.1改造后切缸分界点的选择

根据原河南电网“两个细则”，电厂机组低谷负荷率在60%以下可以享受调峰服务补偿。最新《河南能源监管办关于印发河南电网并网发电厂调峰辅助服务的补充规定（试行）的通知》（豫监能市场〔2017〕144号）则按机组低谷负荷率与全网系统低谷负荷率的差值考虑补偿。按保守投资收益考虑，按60%负荷率考虑切缸分界点。

根据室外平均温度延续时间及对应热负荷，计算出机组改造前、后供热及调峰的特性见图1。从图中可以看出，供暖热负荷超过485MW时，机组负荷率为59.8%，相当于60%，达到切缸分界点，可以以低压缸零出力方式运行，则对应的切缸运行小时约为1074小时，44.75天，占整个供暖期（120天）的比例约为37.5%。

3.2减少发电量

经计算，2号机组低压缸零出力运行工况，每个供暖期全厂共减少发电量约为7731.32万kWh。详见表1。

表1全厂减少发电量表

3.3节约标煤量

低压缸零出力运行工况，2号机组发电标煤耗平均下降约37.1g/kWh，1号机组发电标煤耗平均增加约13.4g/kWh，全厂发电标煤耗平均下降约17.2g/kWh，每个供暖期全厂共节约标煤约2.26万t。详见表2。

表2全厂节约煤耗表

图1改造前、后供热及调峰的特性

3.4年调峰服务补偿收入计算

（1）计算依据

根据《河南能源监管办关于印发河南电网并网发电厂调峰辅助服务的补充规定（试行）的通知》（豫监能市场〔2017〕144号），参与调峰辅助服务的机组按照机组低谷负荷率计算调峰贡献。参与调峰辅助服务的机组按照低谷调峰贡献计算调峰辅助服务补偿和分摊费用。

（2）计算数据确定

1、2号机组对应切缸运行时间段平均负荷率改造前均为66%，改造后分别为44.3%和65.8%。

根据电厂提供的河南省“两个细则”结算情况，河南电网所有纳入调峰辅助服务补偿实施细则的发电机组的平均负荷率约为55.5%。按机组折算日分摊费用在229元/MWh～339元/MWh不等。由于电网用电负荷随时波动，且河南电网规定补偿与分摊费用全部在网内平衡结算，因此，补偿与分摊费用计算基础数据只能参考预估。则本项目补偿与分摊费用计算取值全网负荷率取为55.5%，分摊基准按保守取为300元/MWh。

河南电网规定机组容量按原始建设为准，本项目机组容量均为300MW。

（3）计算结果

切缸工况1号机组每年补偿费用=（0.555-0.443）×300×300×44.75=45.108（万元）；

切缸工况2号机组每年分摊费用=（0.658-0.555）×300×300×44.75=41.483（万元）；

切缸工况全厂每年总补偿费用=45.108-41.483=3.625（万元）。

如不进行2号机组低压缸零出力供热改造，则全厂每年分摊费用=（0.660-0.555）×300×300×44.75×2=84.578（万元）。

因此，2号机组低压缸零出力供热改造后相当于每年总补偿费用=3.625+84.578=88.203（万元）。

4结论

（1）低压缸零出力改造积极响应国家关于着力提升热电联产机组运行灵活性的政策要求。国家发改委等十部委联合发布的《关于印发北方地区冬季清洁取暖规划（2017-2021年）的通知》（发改能源〔2017〕2100号）要求“清洁燃煤集中供暖着力提升热电联产机组运行灵活性。全面推动热电联产机组灵活性改造，实施热电解祸，提升电网调峰能力。通过技术改造，使热电联产机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%-50%额定容量”。

（2）实施低压缸零出力供热改造，能够进一步提高能源利用率，是推进节能减排最有效的手段之一，同时也能保证或增加深度调峰状态下“以热定电”带来的上网电量或电价补贴，实现社会效益和经济效益的双赢。

（3）要根据热负荷和机组情况合理选择切缸时间点。从现有国内的研究和经验来看，机组低压缸零出力工况是一个十分极端的工况，本质上打破了对低压末级动叶片最小冷却流量的传统认识，存在叶片动应力、鼓风和水蚀等影响机组安全运行的风险，必须对叶片强度进行校核，消除风险，严密监测运行状态，并制定完善的平滑切换控制策略。

参考文献：

[1]孙为民，杨巧云.电厂汽轮机[M].北京：中国电力出版社，2010：24-36.

[2]王勇，孙文杰.电厂汽轮机设备及运行[M].北京：中国电力出版社，2010：34-45.

[3]张华山，关志宏，田晓龙，等.严寒地区低压缸切除供热项目可行性研究及工程示范[C]//2017清洁高