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    火電機組靈活性改造及供熱能力變工況特性計算研究

    2023-01-11 13:00:27
    機械管理開發(fā) 2022年7期
    關鍵詞:文水縣背壓熱網

    郝 建

    (山西國金電力有限公司, 山西 呂梁 032100)

    引言

    “碳中和”已經成為了一個熱門詞匯。我國已經率先作出了承諾,對降低碳排放量的具體年限、屆時應該達到的目標均作出了具體規(guī)劃[1]。為了達到這一目標,我國正在大力發(fā)展風力發(fā)電、水力發(fā)電,以期清潔可再生能源發(fā)電能夠逐漸取代傳統的火力發(fā)電。但新能源具有隨機性、間歇性和不穩(wěn)定性等特點,決定了火力發(fā)電在短時間內不可能退出歷史舞臺。為緩解火電機組供熱及供電等矛盾,需對火電機組進行靈活性改造。

    1 電力機組靈活性改造工程項目概況

    1.1 項目基本情況

    改造工程位于山西省呂梁市文水縣,需改造的火力發(fā)電廠汽輪機為東方汽輪機廠生產的超臨界、一次中間再熱、三缸兩排汽(雙抽)、單軸、表面式間接空冷凝汽式汽輪機CCJK350/260-24.2/1.0/0.4/566/566。其中,高壓汽缸內有1 個調節(jié)級和9 個壓力級;中壓汽缸內有8 個壓力級;低壓缸有2×4 個壓力級;全機結構共26 級。除了汽輪機之外,還配備了2 臺50%B-MCR 汽動給水泵、1 臺30%B-MCR 電動定速給水泵?;痣姍C組運行期間,需與1 215 t/h 超臨界、一次中間再熱、CFB 鍋爐(循環(huán)流化床鍋爐)及350 MW 全空冷發(fā)電機配套,而鍋爐與汽輪機熱力系統采用單元布置。1 號機組在2015 年9 月轉商業(yè)運行,2 號機組在2016 年12 月轉商業(yè)運行。

    1.2 項目改造的必要性

    除了國家宏觀層面的戰(zhàn)略構想之外,開展本工程也符合文水縣的總體供熱需求。自2015 年9 月開始,國金電廠向文水縣城進行集中供熱,目前已持續(xù)供熱6 個采暖季。經過近幾年的發(fā)展,文水縣城集中供熱面積已超過原《集中供熱專項規(guī)劃》中的面積;隨著環(huán)保形式的日益嚴峻,文水縣擬實施縣城周邊六個鄉(xiāng)鎮(zhèn)村的集中供熱。

    集中供熱既提高了能源利用效益和經濟效益,又減少了對周邊供熱用戶鍋爐的投資,減少了煤堆場的用地及運煤的成本,可以節(jié)省大量的人力和物力,從而大大降低企業(yè)的生產成本,提高企業(yè)的經濟效益。因此,深入挖掘機組供熱潛力,更大程度提高機組供熱保障能力,為集中供熱提供穩(wěn)定可靠的熱源是企業(yè)的迫切需求。通過對國金電廠的機組供熱潛力進行評估后發(fā)現,有全面改造的價值,故決定開展本工程。

    2 電力機組靈活性改造方案

    2.1 機組改造前的供熱情況

    2.1.1 供熱系統及運行方式

    改造前,電廠的熱網循環(huán)水系統采用閉式循環(huán)、間接供熱方式,以水為熱媒。熱網回水先經熱網循環(huán)泵升壓,后經4 臺加熱器加熱,并聯運行布置。此外,熱負荷的調節(jié)采用質、量雙軌并行調節(jié)的方式,主要過程為:通過調節(jié)五段抽汽蝶閥開度來實現對熱網首站加熱器進汽量和參數的調整,進而實現外界熱負荷的變化。與此同時,針對循環(huán)水泵的控制方式為“液耦調速”,能夠根據熱負荷的變化情況,對熱網循環(huán)的水量進行控制,最終達到對整體熱量的控制。

    2.1.2 運行工況

    相關數據顯示,在2018 年冬—2019 年春的供熱季,整個文水縣城的供熱總面積達到518 萬m2,加上部分集中供熱區(qū)域,總面積為534 萬m2。國金電廠的熱網循環(huán)水量極寒期維持在4 150 t/h,供、回水溫度為107℃/52 ℃,供熱負荷為265.5 MW。按534 萬m2面積折算采暖熱指標為49.7 W/m2。

    2.2 改造要點

    2.2.1 溫度監(jiān)測系統改造

    切缸運行時,通流內部的溫度場、流場紊亂,為確保機組運行安全,須增加必要的溫度、壓力測點。對低壓缸進汽管路增加不少于2 個0~200 kPa 進汽壓力測點(絕壓)和2 個進汽溫度測點(E 型熱電偶),壓力測點安裝與真空測點安裝角度保持一致。同時增加1個中壓缸排汽壓力測點。低壓缸排汽口、次末級出口每側布置3 個E 型熱電偶溫度測點,共計6 個溫度測點。對低壓缸末兩級葉片進行監(jiān)測,同時增加相應的邏輯保護系統。

    2.2.2 供熱抽汽補充管路改造

    原汽輪機5 號抽汽口為5 號低加的回熱抽汽與供熱抽汽共用,抽汽母管尺寸為DN1000,在工業(yè)抽汽退出的情況下,熱網抽汽管路無法滿足最大的抽汽能力。具體而言:在中排蝶閥前新增抽汽管路,并與原抽汽管路合并后引入熱網首站,抽汽母管進行擴容改造,改造后為DN1400,滿足切缸后最大供熱能力要求。

    2.2.3 真空系統優(yōu)化改造

    兩臺100%容量的雙級水環(huán)式真空泵(型號為TC11),入口設計極限背壓為3.49 kPa,實際運行中已接近4 kPa,不能滿足切缸運行條件,故需增設輔助抽真空設備,使背壓進一步降低至2~4 kPa,使機組達到安全、經濟運行的目的。

    3 電力機組靈活性改造后供熱能力變工況特性計算

    3.1 切缸/低背壓運行改造后機組熱力特性分析

    完成機組改造后,為了防止低壓缸末段兩級葉片出現“鼓風”情況,導致葉片超溫或者能力超過限度,必須引入一定量的蒸汽,對低壓缸進行冷卻。將機組供熱低壓缸進氣流量控制在40 t/h 時,如果保證主汽流量相同,相較于改造前,切缸的電負荷能夠減少19.5 MW,供熱抽氣量能夠增加99 t/h,供熱負荷量能夠增加69 MW。

    3.2 改造前、后深度調峰能力對比

    機組抽汽供熱能力為250 MW 時,改造前電負荷達到185 MW,改造后電負荷可降至135 MW;機組抽汽供熱能力為350 MW 時,改造前電負荷達到260 MW,改造后電負荷可降至200 MW??傮w而言,經過改造后,低壓缸進氣消耗量大幅度降低,在一定程度上提高了機組深度調峰能力以及供熱能力。在保證供熱負荷相同的條件下,改造后的調峰能力相較于改造前的提升區(qū)間在50~60 MW 之間。

    3.3 機組改造后供熱的經濟性

    3.3.1 非調峰時段背壓降低帶來的節(jié)能收益

    按照2018—2019 年供熱季的統計數據表明,完成切缸改造后,以保證間冷塔處于安全運行狀態(tài)作為前提條件,且采用低背壓運行模式,節(jié)能收益更高。具體而言,改造前,機組冬季運行平均背壓約為8 kPa,平均發(fā)電煤耗取320 g/kW·h,平均負荷率取70%。改造后,供熱期間非調峰時段,機組運行背壓可平均降低4 kPa 運行,運行背壓降低,折算對應影響電負荷為6.6 MW,在供熱期間非調峰時段節(jié)約標煤約為4 562 t。按照標煤單價397 元計算,節(jié)能收益約為181.11 萬元。

    3.3.2 深度調峰補償收益

    結合有關政策,在考慮環(huán)保指標的情況下,由于脫硝環(huán)保指標無法量化,故鍋爐的最低負荷降低至設置為43%機組最大連續(xù)出力工況對應的主蒸汽流量。此時,低壓缸切缸后最小進汽流量為40 t/h,發(fā)電負荷可降至115 MW(深度調峰時長按供熱初末期2 個月,按2 h/d 計算,按最低價計算)。若不考慮環(huán)保指標,則需注重直流爐的轉態(tài)特性,故鍋爐的最低負荷可降低至30%機組最大連續(xù)出力工況對應的主蒸汽流量,低壓缸切缸后最小進汽流量為40 t/h,發(fā)電負荷可降至85 MW(計算方法同上)[1-3]。

    4 結論

    1)按照切缸/低背壓運行技術改造后,低壓缸冷卻蒸汽流量消耗大幅度降低,機組深度調峰能力顯著提高,在一定程度上切實提高了機組的供熱能力。

    2)成本方面的結果:改造資金投入總量不超過400 萬元(具體值為:398.23 萬元),只需運行一個冬天(單個供熱季)就能夠全部收回成本。

    3)低背壓運行改造技術應用期間,可能出現的鼓風、水蝕、顫振等問題都是可控的,不會導致改造過程被迫中斷,該技術具備可行性。

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