330 MW 汽輪機(jī)組切除低壓缸運(yùn)行的供熱能力和調(diào)峰能力分析

張欽鵬，王學(xué)棟，李 峰

（1.華電章丘發(fā)電有限公司，山東 濟(jì)南 250216；2.華電電力科學(xué)研究院有限公司，浙江 杭州 310030）

0 引言

國內(nèi)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組主要是抽凝機(jī)組，有少量的背壓式機(jī)組和低真空循環(huán)水供熱機(jī)組，遵循“以熱定電”“熱電聯(lián)產(chǎn)”的運(yùn)行模式。由于北方供熱量較大，為了保證供熱質(zhì)量，發(fā)電企業(yè)要求熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組高負(fù)荷運(yùn)行、定負(fù)荷或小負(fù)荷變化范圍運(yùn)行，導(dǎo)致機(jī)組調(diào)峰能力和調(diào)度靈活性變差［1-2］。我國“三北”地區(qū)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組占火電機(jī)組運(yùn)行總?cè)萘康?0%，主力調(diào)峰的大型純凝火電機(jī)組占比僅28%。熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的調(diào)峰能力只有20%左右，遠(yuǎn)小于純凝機(jī)組的40%～60%［3～5］。熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組裝機(jī)占比大和調(diào)峰范圍小，給采暖季節(jié)電網(wǎng)調(diào)峰運(yùn)行和靈活調(diào)度帶來極大困難［6～8］。

隨著城市經(jīng)濟(jì)的發(fā)展和居民采暖質(zhì)量提高，熱電聯(lián)產(chǎn)企業(yè)供熱負(fù)荷逐年提高，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組越來越多，供熱量越來越大，這就要求純凝機(jī)組進(jìn)行供熱改造，熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組通過適當(dāng)?shù)母脑齑胧U(kuò)大供熱量［9～13］。

某公司現(xiàn)有4 臺(tái)機(jī)組，一期為2 臺(tái)145 MW 純凝機(jī)組，已改造為高背壓循環(huán)水供熱機(jī)組；二期3號(hào)、4 號(hào)機(jī)組為2×330 MW 等級(jí)抽凝機(jī)組，單機(jī)額定采暖抽汽量為500 t／h，抽汽參數(shù)為0.5 MPa、268.1 ℃。4 臺(tái)機(jī)組在采暖期的運(yùn)行方式為一期機(jī)組承擔(dān)基本熱負(fù)荷，兩臺(tái)機(jī)組調(diào)峰能力有限，二期機(jī)組采用抽汽供熱方式，受最低抽汽壓力和最小發(fā)電負(fù)荷的限制，機(jī)組調(diào)峰能力依然有限，而且由于供熱需求的快速增長和供熱市場(chǎng)、供熱熱源的調(diào)整，至2019 年底，4臺(tái)機(jī)組的供熱面積增加至2 900 萬m2。為了應(yīng)對(duì)快速增長的供熱需求，緩解熱電矛盾，3 號(hào)汽輪機(jī)進(jìn)行了切除低壓缸運(yùn)行的技術(shù)改造，以此來提高機(jī)組的供熱能力和調(diào)峰能力。

1 機(jī)組技術(shù)規(guī)范和改造內(nèi)容

1.1 機(jī)組技術(shù)規(guī)范

3 號(hào)汽輪機(jī)為亞臨界、單軸、一次中間再熱、雙缸雙排汽、抽汽凝汽式汽輪機(jī)，機(jī)組型號(hào)為C330-16.7／0.5／538／538。切缸改造前技術(shù)規(guī)范如表1 所示。

表1 汽輪機(jī)改造前技術(shù)規(guī)范

1.2 技術(shù)改造內(nèi)容

為了提高供熱能力，3 號(hào)機(jī)組進(jìn)行切除低壓缸運(yùn)行的技術(shù)改造，其系統(tǒng)如圖1 所示，技術(shù)改造內(nèi)容如下。

圖1 汽輪機(jī)切除低壓缸供熱改造

1）更換中低壓缸連通管供熱抽汽蝶閥。根據(jù)切除低壓缸運(yùn)行的技術(shù)要求，更換原中低壓缸聯(lián)通管供熱抽汽蝶閥。新更換的供熱蝶閥采用液壓控制，實(shí)現(xiàn)全關(guān)閉、全密封、零泄漏。

2）增設(shè)低壓缸冷卻蒸汽系統(tǒng)。中低壓缸連通管處閥門更換后低壓缸不進(jìn)汽，但是低壓缸仍然存在漏氣，微量的漏氣在缸內(nèi)流動(dòng)性能較差，為了降低鼓風(fēng)超溫的危險(xiǎn)，增加低壓缸冷卻蒸汽旁路。在中低壓缸連通管抽汽蝶閥前開孔引出DN250 旁路管，旁路管上安裝一個(gè)高精度流量計(jì)和流量控制調(diào)節(jié)閥，然后再引至原中低壓缸連通管后低壓缸進(jìn)汽口上方。少量的冷卻蒸汽通過旁路進(jìn)入低壓缸，將鼓風(fēng)所產(chǎn)生的熱量帶走，同時(shí)開啟排汽缸噴水減溫系統(tǒng)，降低缸溫，防止因超溫膨脹導(dǎo)致出現(xiàn)脹差超限、不平衡振動(dòng)以及密封性能降低等風(fēng)險(xiǎn)。

3）排汽缸噴水減溫系統(tǒng)改造。3 號(hào)機(jī)組排汽缸噴水系統(tǒng)原有一全開全關(guān)的氣動(dòng)兩位閥。機(jī)組切除低壓缸運(yùn)行，背壓供熱方式運(yùn)行，低壓缸排汽量大幅減少，后缸噴水需要長期投運(yùn)，大量蒸汽回流沖刷葉片出汽側(cè)會(huì)造成汽蝕，長期運(yùn)行會(huì)導(dǎo)致應(yīng)力集中，削弱葉片的結(jié)構(gòu)強(qiáng)度，因此對(duì)噴水裝置進(jìn)行改造，將噴水閥更換為具有高精度調(diào)節(jié)功能的閥組，同時(shí)加裝孔板流量計(jì)檢測(cè)運(yùn)行期間的噴水量。

4）末兩級(jí)加裝溫度測(cè)點(diǎn)。汽輪機(jī)在切除低壓缸運(yùn)行的背壓供熱工況，低壓缸內(nèi)少量蒸汽處于鼓風(fēng)狀態(tài)，因此在末級(jí)、次末級(jí)動(dòng)葉之后裝設(shè)4 個(gè)溫度測(cè)點(diǎn)，對(duì)末兩級(jí)長葉片附近的蒸汽溫度進(jìn)行監(jiān)測(cè)，防止低壓缸鼓風(fēng)溫度太高，造成低壓缸葉片熱變形損傷。

5）末級(jí)葉片出汽邊防水蝕處理。根據(jù)觀察到的葉片水蝕情況和金屬探傷結(jié)果，對(duì)末級(jí)葉片出汽邊做防水蝕處理，防止葉片水蝕現(xiàn)象加劇。

1.3 機(jī)組改造后的性能

機(jī)組改造前后采暖抽汽參數(shù)不變，改造前額定采暖抽汽量500 t／h，最大供熱負(fù)荷362.5 MW；改造后設(shè)計(jì)采暖抽汽量640 t／h，最大供熱負(fù)荷463.4 MW。

機(jī)組改造后，在背壓供熱狀態(tài)下運(yùn)行，低壓缸冷卻蒸汽流量大幅減少，不考慮鍋爐低負(fù)荷穩(wěn)燃的條件，機(jī)組最小發(fā)電負(fù)荷為63 MW。相比于改造前鍋爐最小出力，保證對(duì)外供熱負(fù)荷不變的條件下，切缸改造后可使發(fā)電功率下降約75 MW。

2 機(jī)組改造后的性能試驗(yàn)

2.1 機(jī)組性能試驗(yàn)方法

機(jī)組改造后，為了驗(yàn)證機(jī)組性能并與設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)進(jìn)行比較，進(jìn)行了3 號(hào)機(jī)組供熱期的性能試驗(yàn)。性能試驗(yàn)依據(jù)標(biāo)準(zhǔn)GB／T 8117.2《汽輪機(jī)熱力性能驗(yàn)收試驗(yàn)規(guī)程》，機(jī)組在單元制下運(yùn)行，試驗(yàn)時(shí)穩(wěn)定機(jī)組電負(fù)荷和機(jī)爐運(yùn)行參數(shù)。參考汽輪機(jī)熱力特性設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)和改造后的保證性能，確定機(jī)組試驗(yàn)負(fù)荷為100 MW、210 MW 和260 MW，進(jìn)行正常抽凝運(yùn)行、切除低壓缸運(yùn)行兩種狀態(tài)下的性能試驗(yàn)。由試驗(yàn)數(shù)據(jù)計(jì)算機(jī)組發(fā)電出力、供熱能力和供熱量，以確定切除低壓缸運(yùn)行的最小、最大電負(fù)荷和最大抽汽能力，并將試驗(yàn)結(jié)果與設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)進(jìn)行比較，抽凝工況與背壓工況試驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行比較，作為機(jī)組性能分析的依據(jù)。

2.2 機(jī)組改造后的性能試驗(yàn)結(jié)果

機(jī)組改造后，正常抽汽運(yùn)行和切除低壓缸運(yùn)行典型工況下的性能試驗(yàn)結(jié)果見表2。

2.3 試驗(yàn)結(jié)果分析

2.3.1 切除低壓缸運(yùn)行的發(fā)電出力和機(jī)組調(diào)峰區(qū)間

機(jī)組切除低壓缸運(yùn)行的最低試驗(yàn)負(fù)荷為102 MW，此工況下機(jī)組進(jìn)汽量為553 t／h，達(dá)到鍋爐額定蒸發(fā)量1 025 t／h 的53.9%，稍大于純凝最低穩(wěn)燃工況下的鍋爐熱負(fù)荷。機(jī)組切缸運(yùn)行時(shí)的最大試驗(yàn)負(fù)荷為210 MW，此時(shí)計(jì)算的主蒸汽流量為1 095 t／h，已經(jīng)超過鍋爐的額定蒸發(fā)量。

表2 330 MW 機(jī)組抽凝運(yùn)行和切除低壓缸運(yùn)行的試驗(yàn)結(jié)果

由此計(jì)算機(jī)組改造前后調(diào)峰區(qū)間的變化，改造前純凝工況運(yùn)行的最大負(fù)荷為335 MW，最低穩(wěn)燃負(fù)荷為165 MW，調(diào)峰區(qū)間為170 MW；改造后切缸運(yùn)行狀態(tài)，最大電負(fù)荷為210 MW，最低電負(fù)荷為102 MW，調(diào)峰區(qū)間為108 MW，供熱量增加，調(diào)峰區(qū)間變小。考慮到切缸改造后，機(jī)組可以在純凝、抽汽、背壓3 種方式下靈活切換，因此在不考慮供熱能力和供熱負(fù)荷的條件下，機(jī)組實(shí)際的調(diào)峰區(qū)間為102～335 MW，調(diào)峰能力為233 MW，調(diào)峰區(qū)間比改造前的170 MW增大63 MW，同時(shí)機(jī)組在切缸狀態(tài)下運(yùn)行，最低電負(fù)荷降低了63 MW，更有利于機(jī)組調(diào)峰運(yùn)行，增加了低負(fù)荷調(diào)度的靈活性。

2.3.2 最大供熱能力

機(jī)組改造后，在帶工業(yè)抽汽的情況下，切缸運(yùn)行的最大試驗(yàn)負(fù)荷為210 MW，此時(shí)計(jì)算的主蒸汽流量為1 095 t／h，機(jī)組最大采暖抽汽量為653 t／h，超過設(shè)計(jì)值640 t／h，機(jī)組采暖供熱量為476.2 MW，超過設(shè)計(jì)值463.4 MW。

2.3.3 抽凝工況和切除低壓缸工況的比較分析

機(jī)組正常抽凝工況下運(yùn)行，在額定蒸發(fā)量1 024 t／h工況下，機(jī)組最大電負(fù)荷259 MW，最大采暖抽汽量為588 t／h；在切除低壓缸工況下，在主蒸汽流量1 095 t／h 超過鍋爐額定蒸發(fā)量條件下，機(jī)組電負(fù)荷210 MW，最大采暖抽汽量653 t／h，切除低壓缸運(yùn)行導(dǎo)致機(jī)組發(fā)電功率降低約50 MW，采暖抽汽量增大65 t／h，供熱能力增加46.8 MW。比較210 MW 負(fù)荷下切缸工況和正常抽凝工況，正常抽凝工況的抽汽量為488 t／h，切除低壓缸工況，機(jī)組采暖抽汽量約增大165 t／h，供熱能力增加117.4 MW。

2.3.4 熱耗率的比較分析

機(jī)組切除低壓缸工況，有少量的蒸汽通過冷卻蒸汽旁路進(jìn)入低壓缸起到冷卻作用，其他的中壓缸排汽直接對(duì)外供熱，加熱熱網(wǎng)循環(huán)水，汽輪機(jī)的冷源損失大幅度減少，兩個(gè)切除低壓缸工況的熱耗率為4 860.4 kJ／kWh 和4 794.6 kJ／kWh，切除低壓缸工況的熱耗率比抽凝工況的熱耗率低996.9 kJ／kWh，原因是相同電負(fù)荷條件下，機(jī)組切除低壓缸工況的抽汽量增大約165 t／h。

2.4 機(jī)組切除低壓缸運(yùn)行的安全性

2.4.1 切除低壓缸運(yùn)行的安全指標(biāo)

機(jī)組切除低壓缸進(jìn)汽后，汽輪機(jī)各軸承振動(dòng)、軸向位移等安全指標(biāo)無明顯變化，低壓缸差脹由6.75 mm持續(xù)緩慢上漲，最大升至8.13 mm，運(yùn)行中基本穩(wěn)定在7.50 mm 左右。

2.4.2 存在的問題

機(jī)組切除低壓缸運(yùn)行，需開啟5 號(hào)低加危急疏水，疏水管道異常振動(dòng)。原因是切除低壓缸運(yùn)行，6號(hào)低加停止進(jìn)汽，低加疏水泵入口壓頭不足，不能正常運(yùn)行，導(dǎo)致5 號(hào)低加疏水不暢，需長時(shí)間開啟危急疏水，危急疏水流速高，不能充滿管道，疏水汽化，造成5 號(hào)低加危急疏水管道異常振動(dòng)。

2.5 全廠供熱安全性分析

在額定蒸發(fā)量條件下，3 號(hào)機(jī)組切除低壓缸運(yùn)行，抽汽量增大65 t／h，供熱能力增加46.8 MW；在電負(fù)荷210 MW 工況，采暖抽汽量增大165 t／h，供熱能力增加117.4 MW。2019—2020 年度供熱期全廠最大供熱量為2020 年1 月18 日的89 256 GJ（全天平均熱負(fù)荷1 033.1 MW），3 號(hào)機(jī)組切除低壓缸運(yùn)行，在額定蒸發(fā)量工況和電負(fù)荷210 MW 工況，供熱能力的提高導(dǎo)致全廠供熱安全系數(shù)提高了4.53%和11.36%，機(jī)組切缸運(yùn)行模式有利于低負(fù)荷調(diào)峰，并維持較大的供熱能力。

2020 年1 月8 日、9 日全廠供熱量分別為86 256 GJ、86 951 GJ，全天平 均 熱負(fù)荷 分別為998.3 MW 和1 006.4 MW，進(jìn)行4 臺(tái)機(jī)組供熱運(yùn)行方式優(yōu)化試驗(yàn)。1 號(hào)機(jī)組高背壓最大電負(fù)荷125 MW 工況運(yùn)行，供熱量204.4 MW；2 號(hào)機(jī)組高背壓最大電負(fù)荷125 MW 工況運(yùn)行，高溫循環(huán)水和采暖抽汽總供熱量211.2 MW；3 號(hào)機(jī)組電負(fù)荷210 MW 工況下切除低壓缸運(yùn)行的最大供熱量為476.2 MW；4 號(hào)機(jī)組最大電負(fù)荷251 MW 工況下采暖抽汽量為280 t／h，采暖供熱量205.3 MW，4 號(hào)機(jī)組的采暖抽汽量還沒有達(dá)到最大值500 t／h。以上4 臺(tái)機(jī)組運(yùn)行工況下的總供熱量為1 097.1 MW，已經(jīng)超過最大單日平均熱負(fù)荷，滿足了熱網(wǎng)的需要?？紤]3 號(hào)、4 號(hào)機(jī)組容量相同，抽凝工況運(yùn)行的最大抽汽量相同，并把3 號(hào)機(jī)組抽凝狀態(tài)最大出力工況的供熱量429.4 MW 作為4 號(hào)機(jī)組的供熱能力，4 臺(tái)機(jī)組滿負(fù)荷工況下的最大供熱能力為1 321.2 MW，是2020 年1 月9 日熱負(fù)荷的1.313倍，尚有31.3%的安全裕量。

3 結(jié)語

330 MW 抽凝機(jī)組進(jìn)行了切除低壓缸運(yùn)行的技術(shù)改造，改造后，機(jī)組可以在背壓、抽凝、純凝3 種運(yùn)行方式下靈活切換，增加了機(jī)組相同電負(fù)荷工況下的供熱量，同時(shí)提升了機(jī)組供熱工況下低負(fù)荷調(diào)度的靈活性。機(jī)組切除低壓缸運(yùn)行的最低試驗(yàn)負(fù)荷為102 MW，此工況下機(jī)組進(jìn)汽量達(dá)到鍋爐額定蒸發(fā)量53.9%，稍大于純凝最低穩(wěn)燃工況下的鍋爐熱負(fù)荷，機(jī)組最低電負(fù)荷降低了63 MW；改造后，機(jī)組調(diào)峰區(qū)間為102～335 MW，調(diào)峰能力為233 MW，調(diào)峰區(qū)間比改造前的170 MW 增大63 MW；機(jī)組最大采暖抽汽量為653 t／h，最大采暖供熱量為476.2 MW，均超過設(shè)計(jì)值。機(jī)組切除低壓缸運(yùn)行，在鍋爐額定蒸發(fā)量工況下，采暖抽汽量增大65 t／h，供熱能力增加46.8 MW；在電負(fù)荷210 MW 工況，采暖抽汽量增大165 t／h，供熱能力增加117.4 MW，相對(duì)于單日全廠最大供熱負(fù)荷，以上兩個(gè)工況機(jī)組供熱能力的提高導(dǎo)致全廠供熱安全系數(shù)增加4.53%和11.36%，機(jī)組切缸運(yùn)行模式有利于低負(fù)荷調(diào)峰，并維持較大的供熱能力，或在相同電負(fù)荷工況下，增大機(jī)組供熱量，提高全廠供熱安全系數(shù)。