供熱機(jī)組供熱能力影響因素與提升策略分析

李中堯，董曙君，呂曉娟

（內(nèi)蒙古京能康巴什熱電有限公司，內(nèi)蒙古鄂爾多斯 017010）

引言

常規(guī)的取暖小鍋爐燃燒不夠充分，且無環(huán)保措施，既浪費(fèi)能源，又污染環(huán)境。特別是在我國北方，冬季供暖至關(guān)重要，集中供熱[1]已經(jīng)成為大趨勢。同時(shí)，為了解決汽輪機(jī)冷源損失導(dǎo)致發(fā)電廠效率低的問題，熱電聯(lián)產(chǎn)[2]應(yīng)運(yùn)而生。

我公司熱網(wǎng)系統(tǒng)自投運(yùn)以來，疏水管路供熱能力仍受到多方面因素的制約，特別是當(dāng)環(huán)境溫度過低時(shí)，供熱效果不盡人意，亟需加以解決，以滿足居民對供熱的需求。

目前提高供熱機(jī)組供熱能力的措施大多為引進(jìn)新技術(shù)、新設(shè)備，如引進(jìn)高背壓乏汽凝汽器[3]、增加熱網(wǎng)加熱器臺數(shù)[4]、進(jìn)行光軸和切缸[5]改造等。以上措施耗時(shí)較長、耗資較高。

本文以我公司現(xiàn)有設(shè)備潛能的挖掘、利用率和性能的提升為例，提高機(jī)組供熱能力，利用現(xiàn)有設(shè)備實(shí)現(xiàn)了熱網(wǎng)系統(tǒng)供熱機(jī)組供熱能力的提高。

1 熱網(wǎng)系統(tǒng)簡介

以1號供熱機(jī)組為例，我公司熱網(wǎng)系統(tǒng)如圖1所示，抽汽系統(tǒng)如圖2所示。熱網(wǎng)系統(tǒng)利用汽輪機(jī)的5段抽汽加熱，將水升溫后送入熱網(wǎng)提供給用戶，回水通過循環(huán)泵升壓后繼續(xù)受熱，進(jìn)入下一個(gè)循環(huán)。每臺供熱機(jī)組設(shè)有兩臺熱網(wǎng)加熱器，兩臺機(jī)組的四臺熱網(wǎng)加熱器采用并聯(lián)運(yùn)行方式。同時(shí)，兩臺機(jī)組共設(shè)有四臺熱網(wǎng)循環(huán)泵（三運(yùn)一備），每臺熱網(wǎng)循環(huán)泵均設(shè)有液力耦合器，通過控制熱網(wǎng)循環(huán)泵的運(yùn)行臺數(shù)對循環(huán)水流量進(jìn)行粗調(diào)，通過液力耦合器無級變速調(diào)節(jié)泵轉(zhuǎn)速，進(jìn)而對循環(huán)水流量進(jìn)行細(xì)調(diào)。熱網(wǎng)系統(tǒng)補(bǔ)水通過外網(wǎng)通惠熱力公司根據(jù)供回水壓力酌情進(jìn)行。

2 供熱能力影響因素分析

2.1 6段抽汽壓力低，6號低壓加熱器正常疏水不暢

如圖2所示，我公司熱網(wǎng)系統(tǒng)利用汽輪機(jī)的5段抽汽加熱，5段抽汽來自中壓缸排汽端下部的兩個(gè)直徑為1 000 mm的對稱抽汽口，6號低壓加熱器（見圖2中“6號低加”）汽源來自汽輪機(jī)6段抽汽，6段抽汽來自低壓缸三級后部的兩個(gè)抽汽口。當(dāng)供熱量增大時(shí)，5段抽汽量相應(yīng)增大，造成低壓缸的進(jìn)汽量降低，6段抽汽壓力降低，使得6號低壓加熱器正常疏水不暢，造成6號低壓加熱器液位升高。為了維持6號低壓加熱器液位正常，需部分開啟6號低壓加熱器事故疏水，但這又降低了加熱器的換熱效率，因?yàn)槭杷苯舆M(jìn)入凝汽器，疏水潛熱被循環(huán)水帶走，增加了冷源損失，使汽輪機(jī)的熱耗率增加；另外，事故疏水的開啟一定程度上使機(jī)組背壓升高，也降低了機(jī)組效率。因此，6號低壓加熱器事故疏水的開啟對機(jī)組運(yùn)行的安全性和經(jīng)濟(jì)性有一定的影響。

圖1 熱網(wǎng)系統(tǒng)

圖2 抽汽系統(tǒng)

2.2 中壓缸排汽壓力過低，影響機(jī)組安全運(yùn)行

機(jī)組運(yùn)行期間，若將中壓缸排汽壓力控制得過低，會使中壓缸末級葉片過負(fù)荷，即中壓缸末級葉片前后壓差增大、受力增大，直至超過設(shè)計(jì)值，產(chǎn)生裂紋斷裂。中壓缸排汽壓力過低，還會使中壓缸末級葉片處于干、濕蒸汽交替區(qū)，具備發(fā)生應(yīng)力腐蝕的條件。汽輪機(jī)長期運(yùn)行過程中，受到應(yīng)力和腐蝕性介質(zhì)[6]的共同作用，使得葉輪反T形槽內(nèi)壁上方根部形成微裂紋。隨著裂紋的擴(kuò)展，裂紋面積越來越大，剩余承載面積越來越小，當(dāng)剩余承載面積不足以承受葉片離心力的作用時(shí)，葉輪將以剪切的方式瞬時(shí)斷裂，從而導(dǎo)致輪緣的脫落。一旦葉輪斷裂，將造成機(jī)組振動(dòng)大，發(fā)生停機(jī)，嚴(yán)重時(shí)還會因汽輪發(fā)電機(jī)組軸系嚴(yán)重失衡、發(fā)生劇烈振動(dòng)，導(dǎo)致軸和軸瓦嚴(yán)重磨損，以及導(dǎo)致軸封和氫氣密封系統(tǒng)失效。隨后，潤滑油和氫氣大量泄漏，這些可燃物接觸空氣后，一旦遇到正常運(yùn)行的勵(lì)磁系統(tǒng)火花和高溫的軸系轉(zhuǎn)動(dòng)部位，即可發(fā)生劇烈的燃燒甚至爆炸。

2.3 煤泥摻燒，燃料發(fā)熱量降低，制粉系統(tǒng)出力受限

受客觀因素的影響，我公司無法繼續(xù)燃用設(shè)計(jì)煤種，需摻燒煤泥及低熱值煤。煤泥和低熱值煤的發(fā)熱量較設(shè)計(jì)煤種偏低。燃用設(shè)計(jì)煤種時(shí)，在滿負(fù)荷情況下總煤量約為180 t/h左右，四臺磨煤機(jī)出力即可滿足制粉要求。而目前實(shí)際情況是，煤發(fā)熱量時(shí)高時(shí)低，煤泥摻燒不夠均勻，當(dāng)燃用發(fā)熱量較低的煤種時(shí)，煤發(fā)熱量低至3 200 kcal/kg，甚至更低，在滿負(fù)荷時(shí)總煤量可超過250 t/h。如表1所示，我公司磨煤機(jī)額定出力為47.05 t/h，最大出力為59.03 t/h，實(shí)際運(yùn)行時(shí)若燃用發(fā)熱量較低的煤種，磨煤機(jī)出力還未達(dá)到額定出力時(shí)，就可能出現(xiàn)磨煤機(jī)出口溫度降低、磨煤機(jī)進(jìn)出口差壓增大現(xiàn)象，嚴(yán)重時(shí)還會發(fā)生堵磨現(xiàn)象，造成安全隱患。為了保證制粉系統(tǒng)及機(jī)組安全運(yùn)行，總煤量要求不超過230 t/h，且在這一前提下，必須適當(dāng)降低機(jī)組電負(fù)荷或熱負(fù)荷。

表1 制粉系統(tǒng)設(shè)備參數(shù)與規(guī)范

3 應(yīng)對措施

3.1 調(diào)整正常疏水管路布置，降低疏水沿路管路阻力

目前我公司1號機(jī)組6號低壓加熱器的正常疏水可以在機(jī)組純凝方式下正常調(diào)整，不用開啟事故疏水。但如章節(jié)2.1所示，當(dāng)機(jī)組在供熱方式下運(yùn)行時(shí)，將導(dǎo)致6號低壓加熱器疏水不暢、疏水沿路管路阻力增加，出現(xiàn)熱耗率增加、機(jī)組效率降低等問題。因此，對1號、2號機(jī)組6號低壓加熱器正常疏水管路布置位置進(jìn)行改造。

如圖3所示，首先降低6號低壓加熱器正常疏水管路標(biāo)高，將原有6號低壓加熱器至7號低壓加熱器正常疏水管路由目前的爬坡4 m高度降低至1 m；其次將低壓加熱器出口管道存在的爬坡4 m高度的“U”型彎取消，消除管路中存在的水阻和汽阻，減少彎頭同時(shí)也是為了使管路阻力減少。

我公司所在地的大氣壓約為87.2 kPa，根據(jù)大氣壓與重力加速度對應(yīng)表可知，我公司所在地的重力加速度為9.803 14 N/kg。6號低壓加熱器至7號低壓加熱器正常疏水管路由目前的爬坡4 m高度降低至1 m，相當(dāng)于降低了3 m水柱的阻力，換算成壓力為

即爬坡高度的降低，將使6號低壓加熱器至7號低壓加熱器正常疏水管路阻力降低約0.009 8 MPa，而改造前6號低壓加熱器疏水出現(xiàn)疏水不暢現(xiàn)象時(shí)的6抽壓力為0.09 MPa左右，從數(shù)量級上來看，0.009 8 MPa的壓降（10%以上）對于6號低壓加熱器疏水的影響是可觀的。

3.2 科學(xué)制定工藝參數(shù)，深入發(fā)掘供熱潛力

采集機(jī)組不同電負(fù)荷工況運(yùn)行數(shù)據(jù)，獲取機(jī)組在安全運(yùn)行、最大供熱條件下的最大抽汽量，得到與機(jī)組不同發(fā)電功率匹配的最大供熱抽汽能力。如圖4所示，抽汽工況下，為防止因低壓缸末級葉片排汽容積流量太小而進(jìn)入鼓風(fēng)狀態(tài)[7]，要求低壓缸進(jìn)汽壓力不低于0.03 MPa，低壓缸排汽溫度不大于80℃。同時(shí)，為了保證中壓缸末級葉片的安全性、可靠性，抽汽壓力不得低于中壓缸排汽壓力限定值。機(jī)組其他參數(shù)，如軸振、瓦溫、軸向位移、差脹等不能超限。

根據(jù)機(jī)組運(yùn)行狀態(tài)，分別進(jìn)行8 8%T H A、8 3%T H A（設(shè)計(jì)最大采暖抽汽工況）、70%THA、60%THA、50%THA電負(fù)荷工況下的最大供熱出力試驗(yàn)。試驗(yàn)期間保證系統(tǒng)與外界良好隔離，無額外汽水交換。根據(jù)試驗(yàn)工況要求，進(jìn)行相應(yīng)的汽輪機(jī)參數(shù)調(diào)節(jié)。試驗(yàn)過程中保持參數(shù)穩(wěn)定0.5 h不變，記錄機(jī)組運(yùn)行參數(shù)。

我公司1 號、2 號機(jī)組最大供熱出力試驗(yàn)于2019年03月23日進(jìn)行。開展了5個(gè)工況的試驗(yàn)，試驗(yàn)期間嚴(yán)格按照試驗(yàn)方案進(jìn)行，主、輔機(jī)各項(xiàng)參數(shù)正常，試驗(yàn)過程中運(yùn)行參數(shù)穩(wěn)定，滿足試驗(yàn)要求。通過試驗(yàn)，檢驗(yàn)了不同負(fù)荷工況下機(jī)組的最大抽汽量。在試驗(yàn)時(shí)出現(xiàn)了熱網(wǎng)加熱器液位波動(dòng)和6號低壓加熱器液位升高的現(xiàn)象，為保證機(jī)組安全運(yùn)行，此時(shí)終止抽汽試驗(yàn)。同時(shí)，2號機(jī)組在260 MW工況下出現(xiàn)鍋爐煤量超限和給水泵小機(jī)供汽調(diào)門全開的現(xiàn)象，限制了機(jī)組的抽汽量。

圖3 低壓加熱器系統(tǒng)

圖4 調(diào)節(jié)級壓力與中壓缸排汽壓力限制值

試驗(yàn)數(shù)據(jù)如表2和表3所示。

通過以上數(shù)據(jù)，得出1號、2號機(jī)組在試驗(yàn)負(fù)荷下的最大抽汽量，如表4所示。

根據(jù)以上試驗(yàn)結(jié)果和分析結(jié)果，得出我公司最大供熱量限制應(yīng)按照主汽流量上限1 120 t/h進(jìn)行調(diào)整，如表5所示。這比較符合實(shí)際情況，機(jī)組實(shí)際運(yùn)行中的負(fù)荷及供熱能力都能得到滿足。主、輔機(jī)設(shè)備出力，如鍋爐煤量、給水泵小機(jī)低調(diào)門開度、引風(fēng)機(jī)小機(jī)轉(zhuǎn)速、引風(fēng)機(jī)小機(jī)振動(dòng)也能控制在安全范圍內(nèi)?；诒?所示的數(shù)據(jù)繪制機(jī)組最大供熱量表格，可供值班員參照調(diào)整熱網(wǎng)參數(shù)。

表2 1號機(jī)組試驗(yàn)數(shù)據(jù)

表3 2號機(jī)組試驗(yàn)數(shù)據(jù)

表4 最大抽汽量

3.3 合理摻燒煤泥，保證入爐煤發(fā)熱量

入爐煤發(fā)熱量過低，不僅使制粉系統(tǒng)出力受限，制約機(jī)組出力，還會使鍋爐排渣量增大，導(dǎo)致干渣機(jī)過負(fù)荷或頻繁發(fā)生故障，造成機(jī)組限負(fù)荷或發(fā)生不安全事件。我公司根據(jù)煤發(fā)熱量及灰熔點(diǎn)特性，多次試驗(yàn)摻燒搭配情況，并結(jié)合發(fā)熱量與總煤量對應(yīng)關(guān)系以及結(jié)焦情況，總結(jié)出合理的煤泥摻燒方案。由于高熱值煤的灰熔點(diǎn)偏低，因此在機(jī)組供熱期間，1 號原煤倉上高熱值煤，其他原煤倉（尤其4號和5號原煤倉）不允許直接上高熱值煤，如需調(diào)整入爐煤熱值，可用2 號或3 號原煤倉通過圓形煤場高熱值煤與條形煤場混煤進(jìn)行摻配，4 號和5 號原煤倉只能上混煤或低熱值煤，防止上層磨煤機(jī)燃用高熱值煤，加重鍋爐結(jié)焦程度。同時(shí)，機(jī)組熱負(fù)荷在7 5%以下時(shí)，必須保證入爐煤熱值在3 500 kcal/kg左右；機(jī)組熱負(fù)荷在7 5%以上時(shí)，必須保證入爐煤熱值在3 700 kcal/kg左右。通過較長時(shí)間的觀察發(fā)現(xiàn)，此方案效果良好。

4 結(jié)束語

熱網(wǎng)系統(tǒng)供熱機(jī)組供熱能力受限有多方面的原因，有原有設(shè)計(jì)安裝工藝的影響，有燃煤熱值偏差的影響，同時(shí)也有機(jī)組實(shí)際最大供熱能力數(shù)據(jù)模糊的情況。針對這類問題，首先要分析查找制約因素，對設(shè)計(jì)安裝工藝進(jìn)行可行性改造；其次要根據(jù)機(jī)組目前運(yùn)行情況，在保證安全的前提下多次反復(fù)試驗(yàn)，掌握機(jī)組的運(yùn)行特性；最后制定科學(xué)的技術(shù)措施，實(shí)現(xiàn)機(jī)組供熱能力的進(jìn)一步提升。

表5 不同負(fù)荷下各參數(shù)的控制值