330MW機(jī)組低壓缸零出力改造及熱電特性分析

史衛(wèi)剛，李軍輝

(河北西柏坡發(fā)電有限責(zé)任公司，石家莊 050400)

目前，在我國(guó)大力提高火電機(jī)組運(yùn)行靈活性的政策背景下，受自身熱電耦合特性、低壓缸冷卻蒸汽流量設(shè)計(jì)限值、“以熱定電”運(yùn)行方式的影響[2]，常規(guī)抽汽凝汽式供熱機(jī)組的電調(diào)峰能力有限，很難適應(yīng)電網(wǎng)深度調(diào)峰需求，供熱抽汽能力也受到一定影響[1]。

與高背壓供熱、光軸供熱改造等供熱改造方案相比[3]，低壓缸零出力供熱技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)供熱機(jī)組在抽汽凝汽式運(yùn)行方式與高背壓運(yùn)行方式的靈活切換，使機(jī)組同時(shí)具備高背壓機(jī)組供熱能力大、抽汽凝汽式供熱機(jī)組運(yùn)行方式靈活的特點(diǎn)，避免了高背壓供熱改造(雙轉(zhuǎn)子)和光軸改造方案采暖期需更換兩次低壓缸轉(zhuǎn)子和備用轉(zhuǎn)子存放保養(yǎng)問(wèn)題，機(jī)組運(yùn)行時(shí)的維護(hù)費(fèi)用大大降低，同時(shí)大幅降低低壓轉(zhuǎn)子的冷卻蒸汽消耗量，提高汽輪機(jī)電調(diào)峰能力、供熱抽汽能力和供熱經(jīng)濟(jì)性[4]。以下基于某330 MW汽輪機(jī)的情況，詳細(xì)分析機(jī)組低壓缸零出力的改造方案，并分析了改造后對(duì)機(jī)組性能的影響。

1 概述

某機(jī)組為哈爾濱汽輪機(jī)廠有限責(zé)任公司生產(chǎn)的C330/264-16.7/538/538型亞臨界、一次中間再熱、兩缸兩排汽、單軸、抽汽凝汽式汽輪機(jī)。其中，最大抽汽流量為545.4 t/h，采暖熱負(fù)荷為410 MW，變工況下，通過(guò)調(diào)整中低壓缸連通管蝶閥的開度，控制熱網(wǎng)供汽流量及低壓缸進(jìn)汽流量。隨著城市的發(fā)展，供熱需求日益擴(kuò)大，機(jī)組抽汽供熱能力已不能滿足供熱需求，為了增大機(jī)組的供熱能力，滿足地區(qū)供熱發(fā)展需要，保持機(jī)組競(jìng)爭(zhēng)力，響應(yīng)國(guó)家火電靈活性改造政策要求，同時(shí)提升機(jī)組運(yùn)行的靈活性，需對(duì)該機(jī)組進(jìn)行低壓缸零出力改造。

2 低壓缸零出力改造方案

低壓缸零出力供熱技術(shù)是在低壓缸高真空運(yùn)行條件下，切除低壓缸原進(jìn)汽管道進(jìn)汽，通過(guò)新增旁路管道通入少量的冷卻蒸汽，用于帶走低壓缸零出力供熱后低壓轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)動(dòng)產(chǎn)生的鼓風(fēng)熱量，并給凝汽器適量補(bǔ)充凝結(jié)水，實(shí)現(xiàn)了機(jī)組低壓缸“零出力”運(yùn)行。

2.1 汽輪機(jī)本體改造

2.1.1 供熱蝶閥及供熱管道改造

為了滿足低壓缸零出力供熱技術(shù)的運(yùn)行需求，將原不能完全密封的供熱蝶閥更換為可完全密封的液壓蝶閥，液壓蝶閥接口尺寸與改造后中低壓連通管規(guī)格保持一致。

經(jīng)過(guò)計(jì)算，供熱管道管徑由Φ800 mm更換為Φ1 200 mm管道，保證管道能夠滿足足夠的供熱抽汽流量。

2.1.2 低壓缸運(yùn)行監(jiān)視測(cè)點(diǎn)完善

機(jī)組低壓缸零出力運(yùn)行時(shí)，低壓缸通流部分運(yùn)行條件大幅偏離設(shè)計(jì)工況，處于極低容積流量條件下運(yùn)行，為充分監(jiān)視低壓缸通流部分運(yùn)行狀態(tài)，確保機(jī)組安全運(yùn)行，需增加或改造以下運(yùn)行監(jiān)視測(cè)點(diǎn):增加低壓缸末級(jí)、次末級(jí)動(dòng)葉出口溫度測(cè)點(diǎn)(4個(gè));增加低壓缸進(jìn)汽壓力測(cè)點(diǎn)(2個(gè))和溫度測(cè)點(diǎn)(2個(gè));更換原5段抽汽壓力、6段抽汽壓力、7段抽汽壓力、8段抽汽壓力和低壓缸排汽壓力變送器為高精度絕壓變送器(6個(gè))。

2.1.3 低壓缸末級(jí)葉片抗水蝕金屬耐磨層噴涂處理

小容積流量工況運(yùn)行時(shí)，低壓缸末兩級(jí)處于鼓風(fēng)工況運(yùn)行，導(dǎo)致低壓缸末兩級(jí)后溫度和低壓排汽缸溫度升高，為降低低壓排汽缸溫度，需要持續(xù)投入噴水減溫，維持低壓排汽缸溫度在安全范圍內(nèi)。而小容積流量條件下，末級(jí)葉片出現(xiàn)的渦流會(huì)卷吸減溫水至動(dòng)葉流道，加劇動(dòng)葉出汽邊根部區(qū)域水蝕情況，威脅機(jī)組安全運(yùn)行[5]。因此，對(duì)低壓缸末級(jí)葉片實(shí)施金屬耐磨層噴涂處理。

耐水蝕涂層材料選擇德國(guó)進(jìn)口TA粉(Ni Cr金屬陶瓷粉末)進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)超音速火焰噴涂防護(hù)處理，粉末粒度為250～350目;涂層總厚度為0.10～0.20 mm;實(shí)施噴涂防護(hù)處理的范圍為低壓缸末級(jí)動(dòng)葉片出汽邊水蝕區(qū)域。

2.2 低壓通流部分冷卻蒸汽系統(tǒng)

為帶走低壓轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)動(dòng)產(chǎn)生的鼓風(fēng)熱量，需通入少量的冷卻蒸汽，因此，新增低壓缸通流部分冷卻蒸汽系統(tǒng)。冷卻蒸汽汽源取自中壓缸排汽，接入點(diǎn)為低壓缸進(jìn)汽口(中低壓連通管上供熱蝶閥后適當(dāng)位置)，冷卻蒸汽管路上設(shè)置調(diào)節(jié)閥和流量孔板。改造方案原則性熱力系統(tǒng)示意見圖1。冷卻蒸汽系統(tǒng)應(yīng)相應(yīng)的設(shè)置蒸汽壓力、溫度、流量測(cè)點(diǎn)，且相關(guān)測(cè)點(diǎn)均需接入機(jī)組DCS系統(tǒng)。

圖1 低壓缸零出力改造方案原則性熱力系統(tǒng)示意

2.3 低壓缸噴水減溫系統(tǒng)改造

原低壓缸噴水減溫系統(tǒng)沒有流量測(cè)點(diǎn)，噴水減溫控制閥門調(diào)節(jié)特性較差，不能有效的對(duì)噴水減溫流量進(jìn)行控制、調(diào)節(jié)。為便于調(diào)節(jié)和監(jiān)視切除低壓缸運(yùn)行時(shí)低壓缸噴水減溫流量，對(duì)原低壓缸噴水減溫系統(tǒng)增加流量測(cè)點(diǎn)和調(diào)節(jié)閥。

為了增加減溫效果，將原低壓缸排汽缸內(nèi)噴水裝置整體更換為霧化噴頭式噴水裝置，沿低壓缸排汽口周向布置6～8個(gè)霧化噴嘴?？紤]到霧化噴嘴的運(yùn)行壓損一般比噴淋頭大，應(yīng)增加彎管的直徑，增加低壓缸噴水管管徑至DN45。

3 改造后機(jī)組性能分析

汽輪機(jī)低壓缸零出力改造后同改造前相比，將低壓缸原做功蒸汽用于供熱，一方面相對(duì)增大了機(jī)組抽汽供熱能力，降低了機(jī)組電負(fù)荷，同時(shí)機(jī)組發(fā)電煤耗相對(duì)降低;另一方面，如果保持機(jī)組抽汽供熱量同改造前保持不變，則對(duì)應(yīng)的機(jī)組主蒸汽流量下降，機(jī)組電負(fù)荷下降，增大了機(jī)組電負(fù)荷調(diào)峰能力，同時(shí)機(jī)組發(fā)電煤耗降低。

3.1 供熱能力對(duì)比分析

低壓缸零出力供熱改造前后，不同工況下機(jī)組發(fā)電及供熱抽汽能力核算結(jié)果見表2，改造前后機(jī)組供熱特性如圖2所示。

表2 改造前后機(jī)組抽汽供熱能力對(duì)比分析結(jié)果

圖2 改造前后機(jī)組供熱特性對(duì)比

由表2看出，在機(jī)組不同主蒸汽流量條件下，改造后機(jī)組抽汽量增加了約120 t/h，抽汽供熱能力增大約87 MW，對(duì)應(yīng)供熱面積增大約188萬(wàn)m2，100%MS、75%MS和50%MS工況下，采暖熱負(fù)荷分別增加了20.73%、28.62%和46.52%，不同工況下發(fā)電煤耗降低40.6～71.3 g/k Wh。

3.2 調(diào)峰能力對(duì)比分析

改造前、后機(jī)組電負(fù)荷調(diào)峰能力對(duì)比分析以抽汽供熱量相等為對(duì)比基準(zhǔn)，改造前后電負(fù)荷調(diào)峰能力對(duì)比分析結(jié)果如圖3和表3所示。

圖3 改造前后機(jī)組調(diào)峰能力對(duì)比

表3 改造前、后機(jī)組電負(fù)荷調(diào)峰能力對(duì)比分析結(jié)果

由圖3和表3可看出，在保證對(duì)外供熱負(fù)荷不變的條件下，低壓缸零出力改造后比改造前可使發(fā)電功率下降約50 MW，100%MS、75%MS和50%MS工況下，發(fā)電功率分別下降了27.74%、35.24%和43.43%，大大提高了機(jī)組的調(diào)峰能力。

4 改造效果

某330 MW供熱機(jī)組于2018年11月完成低壓缸零出力改造，機(jī)組運(yùn)行穩(wěn)定。2018年12月開展變機(jī)組電負(fù)荷的試驗(yàn)研究，試驗(yàn)過(guò)程中，在機(jī)組低壓缸冷卻蒸汽流量保持約22 t/h的條件下，通過(guò)調(diào)整鍋爐蒸發(fā)量改變機(jī)組發(fā)電機(jī)負(fù)荷和供熱負(fù)荷，觀察鍋爐負(fù)荷變化對(duì)機(jī)組切除低壓缸進(jìn)汽運(yùn)行參數(shù)的影響。不同負(fù)荷下機(jī)組主要運(yùn)行參數(shù)見表4。

表4 不同主蒸汽流量工況切除低壓缸進(jìn)汽運(yùn)行試驗(yàn)結(jié)果

在切除低壓缸進(jìn)汽狀態(tài)，機(jī)組處于背壓機(jī)狀態(tài)工作，機(jī)組的發(fā)電功率、供熱抽汽流量與主蒸汽流量成正比，發(fā)電功率和供熱抽汽流量隨主蒸汽流量變化曲線如圖4所示。

圖4 發(fā)電功率和供熱抽汽量隨主汽流量變化曲線

由表4和圖4可知，在不同工況下，汽輪機(jī)排汽壓力在2.4～3 k Pa，次末級(jí)和末級(jí)葉片的溫度均在合理范圍內(nèi)，機(jī)組在機(jī)組供熱能力大幅度提高，機(jī)組最大供熱抽汽流量達(dá)到663 t/h，供熱熱負(fù)荷達(dá)到495 MW，對(duì)應(yīng)供熱面積約1 077萬(wàn)m2。

在機(jī)組深度調(diào)峰方面，在保證356 t/h供熱抽汽流量的條件下，機(jī)組發(fā)電負(fù)荷可降至98.7 MW。由供熱抽汽流量與主蒸汽流量、發(fā)電負(fù)荷關(guān)系曲線可知，隨著主蒸汽流量降低，機(jī)組發(fā)電負(fù)荷可進(jìn)一步降低，在機(jī)組400 t/h主蒸汽流量條件下，機(jī)組發(fā)電負(fù)荷可降至約80 M W。

5 結(jié)論

分析某330 MW機(jī)組低壓缸零出力的改造方案，提出了汽輪機(jī)本體、低壓通流部分冷卻蒸汽系統(tǒng)和低壓缸噴水減溫系統(tǒng)的改造方案，并通過(guò)改造后的熱力性能試驗(yàn)分析了低壓缸零出力改造對(duì)機(jī)組性能的影響。

a.對(duì)低壓缸零出力供熱改造，需要進(jìn)行供熱蝶閥改造、完善低壓缸運(yùn)行監(jiān)視測(cè)點(diǎn)、末級(jí)葉片抗水蝕金屬耐磨層噴涂處理、設(shè)置低壓通流冷卻蒸汽系統(tǒng)以及低壓缸噴水減溫系統(tǒng)改造等技術(shù)措施。

b.改造后機(jī)組抽汽量增加約120 t/h，抽汽供熱能力增大約87 MW，且大幅降低了發(fā)電煤耗;在保證對(duì)外供熱負(fù)荷不變的條件下，改造后可使發(fā)電功率下降約50 MW，提高了機(jī)組的調(diào)峰能力。

c.性能試驗(yàn)結(jié)果表明，機(jī)組最大供熱抽汽流量可達(dá)663 t/h，機(jī)組發(fā)電負(fù)荷可降至約80 MW，大幅度提高了機(jī)組供熱能力和調(diào)峰能力。