某300 MW 供熱機(jī)組凝抽背改造后供熱特性驗(yàn)證和分析

李 峰

（華電章丘發(fā)電有限公司，山東 濟(jì)南 250216）

隨著非水可再生能源裝機(jī)容量和發(fā)電量的迅速攀升, 相應(yīng)發(fā)電量的消納壓力進(jìn)一步向傳統(tǒng)燃煤機(jī)組轉(zhuǎn)移,燃煤機(jī)組調(diào)峰壓力日益增大[1]。為了提高電網(wǎng)低谷電力平衡能力,促進(jìn)節(jié)能減排和能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型升級,緩解電網(wǎng)調(diào)峰與火電機(jī)組供熱之間矛盾。2016 年以來,國家發(fā)改委、能源局下發(fā)了一系列政策文件,先后啟動了兩批共22 個(gè)火電靈活性改造試點(diǎn)項(xiàng)目,重點(diǎn)推動“三北”地區(qū)火電機(jī)組(300 MW 級及以上供熱機(jī)組)的靈活性改造[2]。目前來看,針對供熱機(jī)組,常見的供熱靈活性改造技術(shù)包括新型凝抽背改造、高背壓雙轉(zhuǎn)子改造、熱水蓄熱和固體蓄熱、電鍋爐技術(shù)等。其中,新型凝抽背技術(shù)可以在不改動汽機(jī)本體的情況下,實(shí)現(xiàn)背壓、抽汽、純凝三種工況的靈活切換, 從而在滿足外部熱負(fù)荷的條件下,明顯降低機(jī)組發(fā)電出力,大幅提升機(jī)組供熱期調(diào)峰能力和熱電比[1]。該類改造技術(shù)投資少、改造范圍小、施工簡單、實(shí)效突出,因此在行業(yè)中得到快速推廣和應(yīng)用[3-8]。左啟堯等[9]對電網(wǎng)調(diào)峰背景下汽輪機(jī)低壓缸零出力技術(shù)現(xiàn)狀綜述進(jìn)行了系統(tǒng)梳理,包括發(fā)展歷程、理論研究、技術(shù)方案、實(shí)驗(yàn)研究等各方面,對該技術(shù)進(jìn)行了較好的總結(jié)。

本研究以某市A 發(fā)電公司300 MW 供熱機(jī)組為例,對該機(jī)組在凝抽背改造后的供熱和調(diào)峰能力進(jìn)行試驗(yàn)驗(yàn)證。相關(guān)分析結(jié)果表明,該機(jī)組進(jìn)行新型凝抽背改造后,供熱能力明顯增強(qiáng),調(diào)峰能力顯著提升,運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性有效提高。

1 機(jī)組概況

1.1 技術(shù)規(guī)范

表1 為汽機(jī)技術(shù)規(guī)范表。A 發(fā)電公司3 號汽輪機(jī)組為上海汽輪機(jī)有限公司生產(chǎn)的抽汽凝汽式汽輪機(jī)。機(jī)組型號為C330-16.7/0.5/538/538,汽輪機(jī)型式為亞臨界、單軸、一次中間再熱、雙缸雙排汽、抽汽凝汽式、高中壓合缸。給水回?zé)嵯到y(tǒng)由3 臺高壓加熱器、4 臺低壓加熱器和1 臺除氧器組成。機(jī)組額定抽汽參數(shù)0.5 MPa(a)、267 ℃,抽汽量300 t/h(五段抽汽)。該機(jī)組后期又進(jìn)行了打孔抽汽改造, 機(jī)組總抽汽能力從300 t/h 提升至500 t/h。

表1 汽機(jī)技術(shù)規(guī)范

1.2 新型凝抽背主要改造內(nèi)容

將供熱抽汽調(diào)整蝶閥更換為可關(guān)到零位、全密封且零泄漏的液控閥門,以實(shí)現(xiàn)切缸運(yùn)行。改造或更換中低壓連通管。為防止切缸后低壓缸轉(zhuǎn)子空轉(zhuǎn)導(dǎo)致鼓風(fēng)產(chǎn)熱,需要增設(shè)低壓缸冷卻蒸汽管道系統(tǒng),該系統(tǒng)汽源引自中壓供熱抽汽管道,引出的蒸汽減溫減壓至一定參數(shù)后,通入低壓缸進(jìn)行冷卻。為避免切缸運(yùn)行時(shí),低壓缸后缸減溫噴水過量導(dǎo)致低壓末級葉片回流沖刷損傷,需要對后缸噴水系統(tǒng)進(jìn)行精密調(diào)節(jié)控制兩級長葉片附近的蒸汽溫度進(jìn)行監(jiān)測, 以確保機(jī)組安全長期的背壓運(yùn)行,在末級、次末級動葉之后裝設(shè)四個(gè)溫度測點(diǎn)。

2 凝抽背改造后機(jī)組供熱驗(yàn)證工況和方法

2.1 驗(yàn)證工況

機(jī)組調(diào)整到要求的試驗(yàn)負(fù)荷以后,進(jìn)行了切缸狀態(tài)下的最小電負(fù)荷工況、切缸狀態(tài)下的部分負(fù)荷工況、切缸狀態(tài)下的最大電負(fù)荷210 MW 工況,以及電負(fù)荷210 MW 條件下的正常抽汽工況等多個(gè)工況的試驗(yàn)。

2.2 系統(tǒng)隔離措施

驗(yàn)證試驗(yàn)前,機(jī)組按照如下要求進(jìn)行系統(tǒng)隔離。(1)機(jī)組采取單元制運(yùn)行方式,對外汽水門一律關(guān)閉;調(diào)整對外抽汽流量穩(wěn)定, 并盡量與首站回水流量保持平衡;關(guān)閉儀表伴熱用汽或水。(2) 一、二級旁路門關(guān)閉嚴(yán)密無泄漏。(3) 高、低壓加熱器的旁路門,危急疏水門關(guān)閉嚴(yán)密無泄漏。(4) 關(guān)閉凝結(jié)水再循環(huán)門,除氧器再循環(huán)門。(5) 試驗(yàn)期間鍋爐不排污,不吹灰,不放汽。(6) 回?zé)嵯到y(tǒng)按設(shè)計(jì)要求,各加熱器疏水逐級回流,并保持加熱器水位。(7) 關(guān)閉一切應(yīng)關(guān)閉的疏水,尤其是鍋爐的疏水和排污管路,且嚴(yán)密無泄漏。(8) 試驗(yàn)時(shí)將除氧器和凝汽器的水位切換為手動控制,試驗(yàn)時(shí)允許水位緩慢下降。試驗(yàn)前將除氧器水位補(bǔ)至較高值,凝汽器熱井水位補(bǔ)至水位計(jì)上限可見水位。(9) 各級抽汽間聯(lián)絡(luò)門關(guān)閉無泄漏。(10) 循環(huán)水泵在滿足設(shè)計(jì)循環(huán)水流量工況下運(yùn)行。

2.3 驗(yàn)證試驗(yàn)步驟

驗(yàn)證試驗(yàn)嚴(yán)格按照以下步驟進(jìn)行:(1) 調(diào)整機(jī)組閥位、負(fù)荷到試驗(yàn)工況要求值。(2) 嚴(yán)格進(jìn)行系統(tǒng)隔離。(3) 調(diào)整鍋爐運(yùn)行,使汽輪機(jī)進(jìn)汽參數(shù)滿足試驗(yàn)要求,盡可能減少過熱器和再熱器減溫水流量,參數(shù)的偏差及波動值符合試驗(yàn)規(guī)程要求。(4) 檢查運(yùn)行設(shè)備、系統(tǒng)是否正常, 機(jī)組各試驗(yàn)參數(shù)和數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)是否正常。(5) 穩(wěn)定運(yùn)行半小時(shí)后開始試驗(yàn)記錄。

3 熱電特性分析

3.1 熱力計(jì)算模型

(1) 主蒸汽流量

式中:Fms為主蒸汽流量,t/h;Ffw為給水流量,t/h;Fss為過熱減溫水,t/h。

(2) 1 級抽汽流量

式中:hf0為1 號高加出水焓,kJ/kg;hf1為1 號高加進(jìn)水焓,kJ/kg;F1為1 級抽汽量,t/h;h1為1 號高加進(jìn)汽焓,kJ/kg;hd1為1 號高加疏水焓,kJ/kg。

(3) 2 級抽汽流量

式中:F2為2 級抽汽量,t/h;h2為2 號高加進(jìn)汽焓,kJ/kg;hd2為2 號高加疏水焓,kJ/kg;hf2為2 號高加進(jìn)水焓,kJ/kg。

(4) 冷再熱蒸汽流量

式中:Fcrh為冷再熱蒸汽流量,t/h;Fva為高壓門桿漏汽總量,t/h;Fla為高壓軸封漏汽總量,t/h;Fia為高中壓缸平衡活塞漏汽量,t/h;Fgq為冷再至工業(yè)供汽流量,t/h。

(5) 熱再熱蒸汽流量

式中:Fhrh為熱再熱蒸汽流量,t/h。

(6) 汽輪機(jī)熱耗率

式中:HR為試驗(yàn)熱耗率,kJ/(kW·h);hms為主蒸汽焓,kJ/kg;hfw為最終給水焓,kJ/kg;hhrh為熱再熱蒸汽焓,kJ/kg;hcrh為冷再熱蒸汽焓,kJ/kg;hzr為再熱蒸汽減溫水焓,kJ/kg;Pe為測量的發(fā)電機(jī)功率,kW;Qgq為機(jī)組供熱量,kJ/h。

式中:Fgq為供熱抽汽量。

3.2 調(diào)峰能力評價(jià)

該廠供熱面積約在3 000 萬m2，供熱初末期熱負(fù)荷約660 MW,平均供熱負(fù)荷約854 MW,額定熱負(fù)荷1 200 MW,扣除其他機(jī)組接帶負(fù)荷,該凝抽背改造機(jī)組接帶負(fù)荷范圍為130 MW～400 MW。本研究選取采暖負(fù)荷熱負(fù)荷為145 MW、240 MW 和360 MW 三種典型工況條件，對比核算最小進(jìn)汽流量工況、額定進(jìn)汽流量工況以及凝抽背切缸運(yùn)行工況機(jī)組出力情況。凝抽背改造后熱電特性曲線見圖1。從圖1 數(shù)據(jù)可知，通過凝抽背改造，在相同供熱負(fù)荷情況下，相比于改造前最小進(jìn)汽流量工況，機(jī)組切缸運(yùn)行發(fā)電功率可下降近73.5 MW，機(jī)組的調(diào)峰能力顯著提升。

圖1 不同工況下機(jī)組熱電熱性曲線

3.3 機(jī)組供熱能力評價(jià)

為驗(yàn)證機(jī)組在凝抽背改造后切缸運(yùn)行供熱能力，本研究分別在最低穩(wěn)燃工況、鍋爐額定蒸發(fā)量工況、各中間工況進(jìn)行了抽汽能力試驗(yàn)驗(yàn)證，改造后機(jī)組電負(fù)荷、鍋爐蒸發(fā)量、供熱抽汽量對應(yīng)關(guān)系見表2。從表2 可看出，鍋爐蒸發(fā)量1 050 t/h 最大工況下，電負(fù)荷最大210 MW 左右，機(jī)組最大供熱抽汽量由原先額定500 t/h 提高至660 t/h，供熱能力顯著提升。最低穩(wěn)燃工況下鍋爐蒸發(fā)量535 t/h，最低電負(fù)荷102 MW 左右，此時(shí)機(jī)組抽汽能力為357 t/h。電負(fù)荷可調(diào)范圍在102～210 MW，較切缸前變小。

表2 凝抽背切缸運(yùn)行機(jī)組供熱出力情況

3.4 熱耗率變化

在凝抽背切缸運(yùn)行時(shí)，除去用于冷卻低壓缸的抽汽約15 t/h 外，其余中壓缸排汽全部作為供熱用汽通往首站。通過切除低壓缸增大供熱抽汽，相同電負(fù)荷下，機(jī)組供熱量增大，發(fā)電熱耗率對比抽汽工況下降，機(jī)組熱電比進(jìn)一步提升。本研究分別在最低穩(wěn)燃工況、150 MW、165 MW、180 MW、210 MW 電負(fù)荷等5 個(gè)工況，分析了凝抽背切缸運(yùn)行時(shí)機(jī)組發(fā)電熱耗率，見圖2。抽汽工況210 MW 電負(fù)荷時(shí)發(fā)電熱耗率為5 791.5 kJ/（kW·h），凝抽背切缸210 MW 電負(fù)荷時(shí)發(fā)電熱耗率為4 700 kJ/（kW·h），熱耗率下降1 091.5 kJ/（kW·h），機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性明顯提升。

圖2 凝抽背切缸運(yùn)行機(jī)組發(fā)電熱耗率變化

3.5 關(guān)鍵安全參數(shù)控制

通過低壓缸噴水調(diào)節(jié)末級、次末級葉片溫度，末級葉片溫度40 ℃以下，次末級葉片溫度100 ℃以內(nèi)（設(shè)計(jì)溫度140 ℃以內(nèi)），有效保障葉片安全。機(jī)組切除低壓缸進(jìn)汽后，汽輪機(jī)各軸承振動、軸向位移等參數(shù)無明顯影響，低壓缸差脹由6.75 mm 持續(xù)緩慢上漲，最大升至8.13 mm 后，基本穩(wěn)定在7.5 mm 左右（正向差脹報(bào)警值15.7 mm，跳閘值16.5 mm）。

4 結(jié)論

本研究以某市A 發(fā)電公司300 MW 供熱機(jī)組為例，對該機(jī)組在凝抽背改造后的供熱和調(diào)峰能力進(jìn)行試驗(yàn)驗(yàn)證和熱電特性分析，得出以下結(jié)論：

（1） 在相同供熱負(fù)荷情況下，相比于改造前最小進(jìn)汽流量工況，機(jī)組切缸運(yùn)行發(fā)電功率下降近73.5 MW，機(jī)組調(diào)峰能力顯著提升。

（2） 切缸運(yùn)行最大工況下，電負(fù)荷為210 MW，機(jī)組最大供熱抽汽量為660 t/h，相比抽汽工況提升了160 t/h。最低穩(wěn)燃工況下，切缸運(yùn)行最低電負(fù)荷102 MW，電負(fù)荷可調(diào)范圍在102～210 MW。

（3） 機(jī)組凝抽背改造后，在210 MW 電負(fù)荷工況下，切缸運(yùn)行相比抽汽工況熱電熱耗率下降1 091.5 kJ/（kW·h），機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性明顯提升。