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    135 MW機組新型凝抽背供熱技術(shù)分析及試驗驗證

    2020-11-27 11:14:46鄭立軍劉國弼汪曉龍
    發(fā)電設(shè)備 2020年6期
    關(guān)鍵詞:水蝕鼓風(fēng)抽汽

    劉 帥, 夏 明, 鄭立軍, 俞 聰, 劉國弼, 汪曉龍, 曾 軍, 王 隆

    (1. 華電電力科學(xué)研究院有限公司, 杭州 310030;2. 新疆華電哈密熱電有限公司, 新疆哈密 839000)

    熱電機組采暖抽汽供熱,絕大多數(shù)采用中壓缸排汽作為供熱汽源,在小容積流量下低壓缸長葉片會發(fā)生如鼓風(fēng)超溫、葉片顫振斷裂和葉片水蝕等危害,因此國產(chǎn)機組低壓缸有最小進汽流量下限的設(shè)計理念。受低壓缸最小進汽流量的限制,在供熱量一定的情況下,機組發(fā)電負荷不可低于某一下限值,這種“以熱定電”的運行模式限制了供熱機組在冬季供熱期間的深度調(diào)峰能力,同時也使其無法實現(xiàn)供熱能力最大化。

    為了提高機組的運行靈活性和使供熱能力最大化,國內(nèi)出現(xiàn)了凝汽抽汽背壓式的熱電機組(簡稱NCB機組)[1],其主要特點為在中壓缸和低壓缸中間設(shè)計加裝了同步自動轉(zhuǎn)換檔離合器(簡稱SSS離合器),同時將發(fā)電機設(shè)計在高壓缸前端,根據(jù)熱電負荷的需求,利用SSS離合器切除低壓缸(簡稱切缸),高中壓缸以背壓方式單獨運行,全部排汽用于供熱。低壓轉(zhuǎn)子低速旋轉(zhuǎn)處于熱備用狀態(tài),當(dāng)需要恢復(fù)低壓缸運行時,將低壓轉(zhuǎn)子與高壓轉(zhuǎn)子銜接實現(xiàn)同頻運轉(zhuǎn)。與傳統(tǒng)抽汽式熱電機組相比,NCB機組既實現(xiàn)了抽汽供熱能力最大化,又有效提高了運行靈活性。但是,由于我國當(dāng)時電力行業(yè)大發(fā)展的特殊背景,NCB機組并沒有被廣泛應(yīng)用,當(dāng)前服役的機組依然是傳統(tǒng)抽汽式熱電機組。

    近年來,我國以光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電為主的可再生能源機組迅速增長,大力發(fā)展可再生能源是我國未來能源戰(zhàn)略的重要組成部分。為配合可再生能源機組發(fā)電并網(wǎng)以及消除峰谷差日益增大對電網(wǎng)安全的影響,電網(wǎng)對火電機組的調(diào)峰次數(shù)和品質(zhì)提出了更高的要求。在供暖季,受系統(tǒng)熱力特性的限制,熱電廠均采取“以熱定電”的模式運行,而供熱負荷隨時間變化緩慢,為保證供熱質(zhì)量,機組基本不具備調(diào)峰能力,穩(wěn)定的供熱需求和頻繁的調(diào)峰需求之間存在矛盾。

    由于廠房以及本體改造等客觀因素限制,在中壓缸和低壓缸中間加裝SSS離合器,將現(xiàn)役機組改造成為NCB機組的難度較大。因此,研究在不加裝SSS離合器的前提下直接切缸進汽具有非常重要的意義。筆者以某公司135 MW機組為例,以兩個采暖季的實際運行效果為依據(jù)證實了國產(chǎn)熱電機組切缸進汽運行的可行性[2-8]。

    1 機組概況

    該135 MW機組汽輪機型號為N135-13.24/535/535,超高壓、中間再熱反動式、雙缸雙排汽、高中壓合缸、單軸、反動凝汽式汽輪機, 低壓轉(zhuǎn)子由2×5個壓力級組成,末級動葉長度為700 mm。機組于2001年服役,2009年通過連通管打孔抽汽方式改造為熱電聯(lián)產(chǎn)機組,機組主要參數(shù)見表 1。

    表1 汽輪機設(shè)計參數(shù)

    2 新型凝汽抽汽背壓式供熱技術(shù)分析

    新型凝汽抽汽背壓式供熱技術(shù)(簡稱新型凝抽背供熱技術(shù))是對國內(nèi)熱電機組抽汽供熱運行理念的重大突破,它不同于加裝了SSS離合器的NCB機組,該技術(shù)可以在低壓轉(zhuǎn)子不脫離、整體軸系始終同頻運轉(zhuǎn)的情況下,通過中低壓缸連通管上新加裝的全密封、零泄漏的供熱蝶閥啟閉動作,實現(xiàn)機組凝汽、抽汽、背壓(切缸)三種工況的靈活切換。

    切缸運行屬于極小流量工況,不在程序準確計算范圍內(nèi),圖1為蘇聯(lián)哈爾科夫工學(xué)院針對某汽輪機末級葉片動應(yīng)力隨相對容積流量k(變工況后的容積流量與標(biāo)準工況下的容積流量的比)和背壓p變化的試驗測量數(shù)據(jù)。由圖1可以看出:當(dāng)k=0.2~0.3時,隨著k的減小,動應(yīng)力大大增加;k=0.05~0.1時,動應(yīng)力達最大值;k進一步減小時,動應(yīng)力急劇下降;當(dāng)k=0.03~0.05時,動應(yīng)力達到零;到k=0~0.03時,末級葉片已經(jīng)沒有動應(yīng)力了。在高背壓、小容積流量的情況下,末級葉片的脫流規(guī)律及動應(yīng)力變化規(guī)律基本相同。由此判斷針對每臺低壓缸,其切缸運行的冷卻蒸汽流量必須小于額定排汽流量的3%才能保證機組安全運行。

    BMCR—鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量。

    冷卻蒸汽也要考慮鼓風(fēng)熱是否能被帶走,達不到要求會造成葉片頂端過熱或差脹超限,帶走鼓風(fēng)熱的有效手段是適當(dāng)?shù)卦黾永鋮s蒸汽流量和降低冷卻蒸汽溫度,僅通過調(diào)節(jié)流量的單一手段不一定能實現(xiàn)切缸運行,因此設(shè)計具有減溫功能的冷卻蒸汽系統(tǒng)是行之有效的手段。

    切缸運行,排汽溫度需要缸后噴水投運才可控制在合理范圍內(nèi),汽流回流會將部分水滴夾帶到葉片出汽邊造成水蝕損傷,但是分析認為此時的汽流數(shù)量級非常小(相對于抽凝低負荷運行),并且是被前幾級鼓風(fēng)加熱后的過熱蒸汽,自身夾帶水滴的能力非常有限,因此判斷切缸運行葉片出汽邊水蝕損傷不嚴重。

    3 切缸進汽的技術(shù)措施

    3.1 低壓缸冷卻蒸汽旁路系統(tǒng)設(shè)計

    切缸進汽主要是依靠中低壓缸連通管上新加裝的全密封、零泄漏的供熱蝶閥啟閉動作實現(xiàn)低壓缸進汽與不進汽的靈活切換,如果僅依靠這個閥門來控制冷卻蒸汽流量,那么是無法實現(xiàn)完全的切缸要求的。分析原因為供熱蝶閥口徑較大,當(dāng)開啟角度較小時,由于前后壓差較大,難以實現(xiàn)高精度的調(diào)節(jié)要求;加裝供熱蝶閥不能對冷卻蒸汽溫度進行調(diào)節(jié)。因此, 最終加裝了一條具有減溫減壓功能的冷卻蒸汽旁路系統(tǒng),用于熱電機組切缸進汽運行工況(見圖2)。

    M—電動調(diào)節(jié)閥;PT—壓力測點;TE—溫度測點。

    3.2 低壓缸安全運行溫度監(jiān)測

    切缸進汽時,極少量冷卻蒸汽在末兩級長葉片處處于鼓風(fēng)狀態(tài),冷卻蒸汽溫度非常高,為了準確監(jiān)測低壓缸末兩級動葉葉頂處的冷卻蒸汽溫度,保證整個試驗數(shù)據(jù)的完整性,設(shè)計在末兩級動葉后共加裝四個溫度測點,實現(xiàn)低壓缸內(nèi)溫度場的實時監(jiān)測。

    4 試驗驗證

    該135 MW機組于2017年12月初成功實施該改造方案,2017年12月26日投入連續(xù)切缸運行,到2019年春季采暖季結(jié)束已經(jīng)成功運行了兩個采暖季,累計切缸時間約6 000 h。于2019年8月停機進行了開缸檢查。

    4.1 鼓風(fēng)發(fā)熱試驗驗證

    該135 MW機組THA工況低壓缸排汽質(zhì)量流量為270 t/h,則冷卻蒸汽質(zhì)量流量上限為8.1 t/h,兼顧小旁路冷卻蒸汽質(zhì)量流量隨負荷波動的可能性,以5 t/h作為小旁路冷卻蒸汽質(zhì)量流量的控制目標(biāo)值引入低壓缸;THA工況中壓排汽溫度為260 ℃,為了有效控制缸內(nèi)溫度場,試驗方案將溫度限制在160 ℃以內(nèi),試驗期間共嘗試了110 ℃、130 ℃及160 ℃三種工況。

    機組于2017年12月26日投入切缸試驗,第一次切缸控制冷卻蒸汽溫度目標(biāo)值為130 ℃,08:00:00進入切缸狀態(tài),此時機組的低壓差脹為4.42 mm,24 h后差脹穩(wěn)定在3.42 mm,次末級溫度穩(wěn)定在110 ℃;隨后調(diào)整低壓缸進汽溫度至1.0 ℃,24 h后低壓差脹穩(wěn)定在2.81 mm,次末級溫度穩(wěn)定在120 ℃左右;最后將冷卻蒸汽溫度調(diào)整到160 ℃,24 h后低壓差脹穩(wěn)定在5.21 mm,次末級溫度穩(wěn)定在130 ℃。

    圖3、圖4分別為次末級溫度、低壓差脹隨冷卻蒸汽溫度的變化趨勢。

    圖3 次末級溫度隨冷卻蒸汽溫度變化趨勢

    圖4 低壓差脹隨冷卻蒸汽溫度變化趨勢

    由圖3、圖4可以看出:隨著冷卻蒸汽溫度的降低,低壓差脹降低,但是次末級溫度先降低后升高,說明并不是冷卻蒸汽溫度越低次末級溫度就越低。分析認為隨著冷卻蒸汽溫度的降低,低壓級的鼓風(fēng)起點前移,但是冷卻蒸汽溫度的降低使得整個缸內(nèi)溫度場下降,因此低壓末兩級處的鼓風(fēng)溫度逐漸降低;隨著冷卻蒸汽溫度的進一步降低,低壓級的鼓風(fēng)起點進一步前移,此時低壓級的鼓風(fēng)空間變大,綜合作用下,末兩級處的鼓風(fēng)溫度反而升高;首級之后的高溫蒸汽始終處于葉片的上半段,與轉(zhuǎn)子并沒有直接接觸,僅有低壓缸入口對稱分流空間處蒸汽始終與轉(zhuǎn)子接觸,因此隨著溫度的降低,轉(zhuǎn)子的膨脹量也隨之降低。最終確定以130 ℃作為低壓缸冷卻蒸汽溫度的目標(biāo)值,并連續(xù)切缸至采暖季結(jié)束。

    4.2 水蝕損傷試驗驗證

    圖5為末級動葉葉頂進汽邊切缸前后水蝕損傷對比,切缸前該機組已經(jīng)運行20 a,已經(jīng)有了一定的水蝕損傷,但是并不嚴重;經(jīng)過兩個采暖季的切缸運行之后,開缸發(fā)現(xiàn)進汽邊的水蝕損傷幾乎沒有變化。試驗證實:切缸進汽,葉頂處蒸汽是被鼓風(fēng)加熱后的過熱蒸汽,不會對葉片進汽邊進一步造成水蝕損害。

    圖5 末級動葉葉頂進汽邊水蝕

    圖6為末級動葉葉根出汽邊切缸前后水蝕損傷對比。

    由圖6可以看出:水蝕損傷狀況也幾乎沒有進一步增長,這充分說明切缸不會對葉片出汽邊造成進一步的水蝕損害。

    圖6 末級動葉葉根出汽邊水蝕

    圖7為切缸后低壓首級葉片的實拍照片。由圖7可以看出:首級葉片也沒有損傷,說明噴水減溫后的冷卻蒸汽沒有給首級葉片造成損傷。

    圖7 切缸后低壓首級葉片水蝕

    4.3 葉片顫振試驗驗證

    為了驗證切缸后葉片內(nèi)部損傷,特意做了著色探傷,并未發(fā)現(xiàn)內(nèi)部有裂紋等損傷出現(xiàn),說明連續(xù)兩個采暖季的切缸運行不會造成葉片裂紋損傷。由該135 MW機組開缸后關(guān)于葉片顫振所反映出的情況可以看出:只要冷卻蒸汽流量控制合理,切缸進汽運行不會對葉片造成危險,國產(chǎn)熱電機組完全可以適應(yīng)切缸進汽的運行工況。

    5 切缸運行熱耗計算

    切缸供熱工況運行時,采集了機組80 MW、75 MW、65 MW、55 MW和45 MW工況下的熱力參數(shù),并進行了測算,結(jié)果見表2。

    表2 熱力試驗主要計算結(jié)果

    表2(續(xù))

    6 結(jié)語

    通過對熱電機組新型凝抽背供熱技術(shù)分析和某135 MW機組長達兩個采暖季的試驗驗證,證實了國產(chǎn)機組切缸進汽運行的可行性,通過技術(shù)手段完全可以規(guī)避葉片的水蝕、顫振以及鼓風(fēng)所導(dǎo)致的金屬材料過熱損傷和低壓差脹超限危害,為火電靈活性改造起到了一定的示范作用。

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