某300 MW 供熱機組凝抽背改造后供熱特性驗證和分析

李 峰

（華電章丘發(fā)電有限公司，山東 濟南 250216）

隨著非水可再生能源裝機容量和發(fā)電量的迅速攀升, 相應發(fā)電量的消納壓力進一步向傳統(tǒng)燃煤機組轉移,燃煤機組調峰壓力日益增大[1]。為了提高電網低谷電力平衡能力,促進節(jié)能減排和能源結構轉型升級,緩解電網調峰與火電機組供熱之間矛盾。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 個火電靈活性改造試點項目,重點推動“三北”地區(qū)火電機組(300 MW 級及以上供熱機組)的靈活性改造[2]。目前來看,針對供熱機組,常見的供熱靈活性改造技術包括新型凝抽背改造、高背壓雙轉子改造、熱水蓄熱和固體蓄熱、電鍋爐技術等。其中,新型凝抽背技術可以在不改動汽機本體的情況下,實現(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荷的條件下,明顯降低機組發(fā)電出力,大幅提升機組供熱期調峰能力和熱電比[1]。該類改造技術投資少、改造范圍小、施工簡單、實效突出,因此在行業(yè)中得到快速推廣和應用[3-8]。左啟堯等[9]對電網調峰背景下汽輪機低壓缸零出力技術現(xiàn)狀綜述進行了系統(tǒng)梳理,包括發(fā)展歷程、理論研究、技術方案、實驗研究等各方面,對該技術進行了較好的總結。

本研究以某市A 發(fā)電公司300 MW 供熱機組為例,對該機組在凝抽背改造后的供熱和調峰能力進行試驗驗證。相關分析結果表明,該機組進行新型凝抽背改造后,供熱能力明顯增強,調峰能力顯著提升,運行經濟性有效提高。

1 機組概況

1.1 技術規(guī)范

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

表1 汽機技術規(guī)范

1.2 新型凝抽背主要改造內容

將供熱抽汽調整蝶閥更換為可關到零位、全密封且零泄漏的液控閥門,以實現(xiàn)切缸運行。改造或更換中低壓連通管。為防止切缸后低壓缸轉子空轉導致鼓風產熱,需要增設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后,通入低壓缸進行冷卻。為避免切缸運行時,低壓缸后缸減溫噴水過量導致低壓末級葉片回流沖刷損傷,需要對后缸噴水系統(tǒng)進行精密調節(jié)控制兩級長葉片附近的蒸汽溫度進行監(jiān)測, 以確保機組安全長期的背壓運行,在末級、次末級動葉之后裝設四個溫度測點。

2 凝抽背改造后機組供熱驗證工況和方法

2.1 驗證工況

機組調整到要求的試驗負荷以后,進行了切缸狀態(tài)下的最小電負荷工況、切缸狀態(tài)下的部分負荷工況、切缸狀態(tài)下的最大電負荷210 MW 工況,以及電負荷210 MW 條件下的正常抽汽工況等多個工況的試驗。

2.2 系統(tǒng)隔離措施

驗證試驗前,機組按照如下要求進行系統(tǒng)隔離。(1)機組采取單元制運行方式,對外汽水門一律關閉;調整對外抽汽流量穩(wěn)定, 并盡量與首站回水流量保持平衡;關閉儀表伴熱用汽或水。(2) 一、二級旁路門關閉嚴密無泄漏。(3) 高、低壓加熱器的旁路門,危急疏水門關閉嚴密無泄漏。(4) 關閉凝結水再循環(huán)門,除氧器再循環(huán)門。(5) 試驗期間鍋爐不排污,不吹灰,不放汽。(6) 回熱系統(tǒng)按設計要求,各加熱器疏水逐級回流,并保持加熱器水位。(7) 關閉一切應關閉的疏水,尤其是鍋爐的疏水和排污管路,且嚴密無泄漏。(8) 試驗時將除氧器和凝汽器的水位切換為手動控制,試驗時允許水位緩慢下降。試驗前將除氧器水位補至較高值,凝汽器熱井水位補至水位計上限可見水位。(9) 各級抽汽間聯(lián)絡門關閉無泄漏。(10) 循環(huán)水泵在滿足設計循環(huán)水流量工況下運行。

2.3 驗證試驗步驟

驗證試驗嚴格按照以下步驟進行:(1) 調整機組閥位、負荷到試驗工況要求值。(2) 嚴格進行系統(tǒng)隔離。(3) 調整鍋爐運行,使汽輪機進汽參數滿足試驗要求,盡可能減少過熱器和再熱器減溫水流量,參數的偏差及波動值符合試驗規(guī)程要求。(4) 檢查運行設備、系統(tǒng)是否正常, 機組各試驗參數和數據采集系統(tǒng)是否正常。(5) 穩(wěn)定運行半小時后開始試驗記錄。

3 熱電特性分析

3.1 熱力計算模型

(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 號高加進水焓,kJ/kg;F1為1 級抽汽量,t/h;h1為1 號高加進汽焓,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 號高加進汽焓,kJ/kg;hd2為2 號高加疏水焓,kJ/kg;hf2為2 號高加進水焓,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) 汽輪機熱耗率

式中:HR為試驗熱耗率,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)電機功率,kW;Qgq為機組供熱量,kJ/h。

式中:Fgq為供熱抽汽量。

3.2 調峰能力評價

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

圖1 不同工況下機組熱電熱性曲線

3.3 機組供熱能力評價

為驗證機組在凝抽背改造后切缸運行供熱能力，本研究分別在最低穩(wěn)燃工況、鍋爐額定蒸發(fā)量工況、各中間工況進行了抽汽能力試驗驗證，改造后機組電負荷、鍋爐蒸發(fā)量、供熱抽汽量對應關系見表2。從表2 可看出，鍋爐蒸發(fā)量1 050 t/h 最大工況下，電負荷最大210 MW 左右，機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，最低電負荷102 MW 左右，此時機組抽汽能力為357 t/h。電負荷可調范圍在102～210 MW，較切缸前變小。

表2 凝抽背切缸運行機組供熱出力情況

3.4 熱耗率變化

在凝抽背切缸運行時，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，相同電負荷下，機組供熱量增大，發(fā)電熱耗率對比抽汽工況下降，機組熱電比進一步提升。本研究分別在最低穩(wěn)燃工況、150 MW、165 MW、180 MW、210 MW 電負荷等5 個工況，分析了凝抽背切缸運行時機組發(fā)電熱耗率，見圖2。抽汽工況210 MW 電負荷時發(fā)電熱耗率為5 791.5 kJ/（kW·h），凝抽背切缸210 MW 電負荷時發(fā)電熱耗率為4 700 kJ/（kW·h），熱耗率下降1 091.5 kJ/（kW·h），機組運行經濟性明顯提升。

圖2 凝抽背切缸運行機組發(fā)電熱耗率變化

3.5 關鍵安全參數控制

通過低壓缸噴水調節(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（設計溫度140 ℃以內），有效保障葉片安全。機組切除低壓缸進汽后，汽輪機各軸承振動、軸向位移等參數無明顯影響，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（正向差脹報警值15.7 mm，跳閘值16.5 mm）。

4 結論

本研究以某市A 發(fā)電公司300 MW 供熱機組為例，對該機組在凝抽背改造后的供熱和調峰能力進行試驗驗證和熱電特性分析，得出以下結論：

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

（2） 切缸運行最大工況下，電負荷為210 MW，機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，切缸運行最低電負荷102 MW，電負荷可調范圍在102～210 MW。

（3） 機組凝抽背改造后，在210 MW 電負荷工況下，切缸運行相比抽汽工況熱電熱耗率下降1 091.5 kJ/（kW·h），機組運行經濟性明顯提升。