低压缸“零出力”技术在抽凝供热机组上的应用

低压缸“零出力”技术在抽凝供热机组上的应用
刘启军
【期刊名称】《《吉林电力》》
【年(卷),期】2019(047)005
【总页数】5页(P1-4,52)
【关键词】抽凝供热机组; 低压缸“零出力”; 深度调峰; 技术改造
【作者】刘启军
【作者单位】中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司长春130021【正文语种】中文
【中图分类】TM621.3
随着我国新能源装机容量不断增长,尤其风电和光伏的迅速发展,对电网中的火电机组深度调峰能力提出了更高的要求.我国北方的燃煤热电联产机组主要包括大型抽凝供热机组和背压机组.大型机组抽凝供热技术是国家鼓励的热电联产技术,其参数高、供热能力强、运行经济性好、单位造价低,同时非采暖期可以纯凝发电方式运行,目前是北方冬季采暖集中供热的主力热源.
大型抽凝供热机组在承担北方冬季采暖任务时,面临两方面的问题,一是随着大型抽凝供热机组所承担的集中供热面积不断增加,其本身的供热能力不足,需要通过技术改造增加其供热能力;二是北方冬季供暖期新能源消纳问题突出,在保证供热的前提下抽凝供热机组需要降低发电出力,以便消纳新能源,减少弃风弃光率.为此国家提出
了火电机组灵活性改造的要求,各发电集团纷纷响应,采取各种改造办法.近两年来,汽轮机低压缸"零出力"技术以逐步得到各方关注.
1 低压缸"零出力"技术介绍
我国北方地区采暖用大型抽凝供热机组的采暖抽汽参数基本在0.245~0.400 MPa,采暖抽汽一般由汽轮机中压缸排汽引出,其调节方式采用导汽管蝶阀和抽汽管道上的调节阀联合调节,机组最大采暖抽汽量受低压缸最小安全流量限制,如某350 MW 抽凝供热机组低压缸最小安全流量控制在140 t/h.近两年国内一些电力科研单位和主机厂通过利用理论分析和数值模拟技术,尝试在各种大型抽凝供热机组上进行低压缸"零出力"改造.
低压缸"零出力"技术是将原连通管和带有通流孔或者机械限位的供热蝶阀更换为新的连通管和能够完全密封的蝶阀,并在连通管上增设一路旁路以通过少量的低压缸冷却蒸汽量,系统图见图1.
图1 低压缸"零出力"供热系统
低压缸"零出力"运行时关闭连通管蝶阀,切断低压缸进汽,汽轮机中压缸排汽全部送入热网加热器,低压缸通过新增设的连通管旁路仅保留少量的冷却蒸汽.此时主汽轮机以背压方式运行,不但提高了机组的供热能力(或者在供热量不变时,减少了发电功率)和运行的灵活性,而且提高了机组运行经济性.目前该技术已经在国内135 MW 超高压、200 MW超高压、300 MW亚临界、350 MW超临界和600 MW等级机组上成功应用.
2 低压缸"零出力"技术改造对汽轮机安全性的影响分析
低压缸小容积流量运行产生的主要问题是水蚀和叶片颤振问题.低压缸在小容积流量下,其原有的流场被破坏,汽流在动叶根部和静叶出口顶部出现汽流脱离,形成倒涡流区[1].末级和次末级叶顶部位在小容积流量下被长期冲刷会导致水蚀.同时末级叶片根部出现的倒涡流区,会携带湿蒸汽区和喷水雾化不好产生的水滴冲刷末级叶片
根部产生水蚀.
低压缸小容积流量运行时叶片表面蒸汽流发生脱离现象,形成涡流并导致自激振动,即失速颤振,导致叶片动应力增大.文献[2]指出:随着相对容积流量的减小,叶片的动应力逐渐增加,相对容积流量减小到某一数值时,动应力达到最大峰值,随后随着相对容积流量的进一步减小,动应力值又回落到安全区域.国内的汽轮机厂和科研机构也对几种不同长度的叶片进行了动应力特性试验,不同长度的叶片其动应力峰值所对应的相对容积流量不同,同一叶片其对应的背压越高,动应力峰值越大[2-3].根据以上叶片特性,通过合理控制切缸后进入低压缸的蒸汽流量,既可以带走低压缸鼓风热量,又可以避开叶片动应力峰值区域.为保证低压缸"零出力"工况下低压缸长叶片的运行安全性,可采用数值分析方法对小容积流量下末级叶片安全性进行校核分析.
低压缸末两级处于鼓风工况运行,导致末两级后温度和低压排汽缸温度升高,为避免由于温度升高引起的汽缸变形,进而引起动静部件中心线不一致而产生摩擦、振动等问题,需降低低压缸排汽缸温度,持续投入喷水减温,维持低压缸排汽缸温度在安全范围内.而小容积流量条件下,末级叶片出现的涡流会卷吸减温水至动叶流道,加剧动叶出汽边根部区域水蚀情况,威胁机组安全运行,因此,建议对低压缸末级叶片实施金属耐磨层喷涂处理.
3 低压缸"零出力"改造技术
3.1 低压缸运行监测系统改造
汽轮机在低压缸"零出力"运行时,低压缸通流部分运行条件大幅偏离设计工况,处于小容积流量条件下运行.为充分监视低压缸通流部分运行状态,确保机组安全运行,应改造以下运行监视测点[4].
a.增加低压缸末级、次末级动叶出口温度测点.
b.增加中压缸排汽压力和温度测点.
c.增加低压缸进汽压力和温度测点.
d.更换低压缸几个抽汽口和低压缸排汽压力变送器为高精度绝压变送器.
e.安装一套叶片振动监测系统,对低压缸末级叶片进行实时振动监测.
3.2 低压缸喷水系统改造
为了保证低压缸"零出力"运行期间排汽缸温度在安全范围内,低压缸喷水减温系统需全程投入,为满足低压缸排汽缸对喷水量、喷水雾化效果、喷水角度、温度控制精度等相关要求,需对原低压缸喷水减温系统进行改造.
3.3 低压缸冷却蒸汽系统改造
低压缸"零出力"改造需切断低压缸进汽,原有导汽管上的蝶阀不能满足关断要求,需更换一台严密性较高的具有关断和调节功能的新阀门.
根据低压缸"零出力"的技术方案要求,新增加一套低压缸冷却蒸汽系统,冷却蒸汽取自中压缸排汽,接入点可以选择中低压缸连通管上供热蝶阀后适当位置[4].冷却蒸汽管路上设置关断阀、调节阀和流量孔板,并设置蒸汽压力、温度测点,相关测点均接入机组分散控制系统(DCS).为保证低压缸的冷却效果,其进汽温度不易过高,可以在冷却蒸汽进入低压缸前进行喷水减温处理,但从低压缸防水击、保证运行安全性角度考虑,不推荐采用喷水减温方案.从目前机组的实际运行情况看,只要控制好低压缸合适的冷却蒸汽流量及低压缸喷水减温设施,可以保证低压缸各个位置不超温. 3.4 热力系统的相应改造
低压缸"零出力"工况运行时偏离了原有设计工况,因此与之相关的辅助热力系统也需要同时进行改造.
a.凝汽器循环水系统改造.优化循环水泵的运行方式及调速措施,可根据机组具体情况考虑循环水泵高低速、变频、设置小流量等循环水泵运行方式,同时需考虑冷却塔的运行方式,防止冷却塔结冰.
b.凝结水系统改造.热网疏水回到除氧器或者凝结水系统管道,低压缸"零出力"运行时若凝汽器热井中水量变化较大,核对原有凝结水泵是否满足小流量下运行方式的
要求,同时要考虑满足轴封冷却器所需最小冷却流量要求;热网疏水回到凝汽器,低压缸"零出力"运行时若凝汽器热井水量变化较小,无需对凝结水泵系统进行改造.
c.热网系统改造.校核原有热网首站中的系统和设备是否满足所需最大供热能力的要求,如热网首站中的管道通流能力、热网加热器的换热能力、热网疏水泵容量、热网循环水泵的容量等.
d.低压加热器疏水系统改造.低压缸切除运行后,低压缸几级抽汽处于停运状态,此时中压缸末级抽汽所对应的低压加热器疏水无法采用原有的逐级自流方式,需直接回收到凝汽器,建议中压缸末级抽汽对应的低加疏水新增一路直接回凝汽器的管线,管线上设置可连续调节的疏水调节阀,并保留原有的低压加热器事故疏水系统不变.
e.凝汽器抽真空系统.汽轮机末级叶片随着流量的减小,动应力逐渐增大.背压对末级叶片动应力有较大影响,背压越低,在小容积流量时末级叶片动应力峰值越低[3].降低低压缸"零出力"运行时凝汽器运行背压是保证安全运行的有效措施,一般推荐运行背压为2~4 k Pa.如原有凝汽器抽真空设备不能满足要求,可以增加罗茨真空泵组或射汽式真空泵等设备.
4 低压缸"零出力"技术改造后对机组运行的影响分析
常规的抽凝式供热汽轮机设计时为了保证抽汽供热时低压缸通流及排汽缸运行的安全性,设置了低压缸最小通流量限制.以国内设计制造的350 MW超临界供热机组为例,其抽汽供热运行时一般要求低压缸的通流量不低于150 t/h.低压缸"零出力"改造后,切断了低压缸进汽,仅保留极少量的冷却蒸汽,在汽轮机进汽量不变时,增加了采暖抽汽量;在保证供热量不变时,随着进汽量的降低,减小了汽轮机发电功率.
4.1 改造前后机组供热及调峰能力分析
以350 MW超临界供热机组为例,改造前350 MW超临界供热机组在汽轮机最大连续功率(TMCR)工况进汽量时的最大采暖抽汽供热能力约为500 t/h.进行低压缸"零出力"改造后,在TMCR工况进汽量时的最大采暖抽汽供热能力可达到650 t/h
左右.如果保持供热抽汽量为400 t/h不变时,即机组对外供热负荷不变,低压缸"零出力"改造使机组发电功率下降约70 MW,增加了机组深度调峰能力,具体数据见表1、表2.
4.2 改造后供热期经济性分析
机组进行低压缸"零出力"改造后,采暖期运行时减小了凝汽器的冷源损失,提高了汽轮机的热效率,使采暖期汽轮机组的发电标煤耗率降低.对于三北地区参与冬季深度调峰的热电联产机组,低压缸"零出力"改造后增加了机组深度调峰的能力.低压缸"零出力"改造所带来的收益主要为深度调峰给电厂带来的政策性收益.
表1 350 MW超临界供热机组改造前后最大供热能力对比项改造前改造后主蒸汽流量/(t.h-1)目1 057 1 057发电机功率/MW 281 250采暖抽汽量/(t.h-1)500 650
表2 350 MW超临界供热机组改造前后调峰能力对比改造前改造后主蒸汽流量/(t.h-1)项目810 600发电机功率/MW 220 150采暖抽汽量/(t.h-1)400 400
以北方某地一台350 MW超临界供热机组为例,采暖期共169天,按采暖期室外温度不同将整个采暖期分为三个阶段,分别为:初末期,供热持续时间为43天,供热蒸汽量为236 t/h;次寒期,供热持续时间为64天,供热蒸汽量为314 t/h;严寒期,供热持续时间为62天,供热蒸汽量为400 t/h.
未进行低压缸"零出力"改造前,机组由于受到低压缸最小通流量限制和最小运行功率限制,采暖期无法参与火电机组深度调峰.尤其在次寒期和严寒期,由于供热蒸汽流量大,机组发电功率无法降至50%负荷以下,因此还要承担调峰分摊补偿金额.进行低压缸"零出力"改造后,机组在满足整个采暖期供热蒸汽量需求的前提下,发电功率均可降至50%负荷以下,不但无需分摊调峰补偿金额,而且可以获得深度调峰补贴.改造前后机组发电出力情况见表3.
表3 改造前后机组的发电出力情况项目初末期次寒期严寒期改造前发电功率
/MW 175 185 220改造后100 115 150改造前发电负荷率/%50 53 63改造后29 33 43
根据《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》政策规定:深度调峰期间机组负荷率降为40%~50%时,调峰电量的补偿电价上限为0.4元/(k W.h);负荷率降为40%以下,调峰电量的补偿电价上限为1.0元/(k W.h).采暖期内机组每天深度调峰时间按
4 h计算,则整个采暖期深度调峰收益如下.
a.严寒期62天,机组深度调峰时间发电负荷率为43%,介于40%~50%.调峰电量的补偿电价按0.4元/(k W.h)计算,则严寒期深度调峰收益为248 X 104元.
b.次寒期64天,机组深度调峰时间发电负荷率为33%,负荷率在40%以下.调峰电量的补偿分两部分计算,负荷率在40%~50%时调峰电价按0.4元/(k W.h)计算,负荷率在40%以下时调峰电量的补偿电价按1.0元/(k W.h)计算,则次寒期深度调峰收益为998 X 104元.
c.初末期43天,机组深度调峰时间发电负荷率为29%,负荷率在40%以下.调峰电量的补偿分两部分计算,负荷率在40%~50%时调峰电价按0.4元/(k W.h)计算,负荷率在40%以下时调峰电量的补偿电价按1.0元/(k W.h)计算,则次寒期深度调峰收益为929 X 104元.
综上所述,一台350 MW超临界采暖供热机组在一个采暖期内,参与深度调峰所获得的调峰电量电价补贴约为2 175 X 104元.参考类似单台机组低压缸"零出力"改造的总投资费用为2 000 X 104元至2 500 X 104元,如果维持目前的深度调峰政策,大约一年多可收回投资,其经济效益比较可观.
5 结论
低压缸"零出力"改造是近几年在国内开始应用的新技术.低压缸"零出力"改造后可以提高机组的供热能力,增加机组的运行灵活性,满足机组深度调峰的需求,机组可以以抽凝背三种方式运行,且可以灵活切换.由于我国的大型抽汽供热机组在设计之初并
未考虑此种特殊运行工况,改造势必会对现有机组造成一定的损害,改造前要进行充分的可行性分析论证,使技术方案周全、可靠,尽量减小对现有汽轮机使用寿命的损耗,因此需要重点关注以下几点.
a.依据现有汽轮机低压缸通流设计数据建立数学模型,进行小流量下的低压缸通流部分稳定流场分析.
b.结合小流量下低压缸稳定流场分析,对低压缸末级和次末级叶片进行动应力和振动特性分析.根据分析结果合理确定安全可靠的最小低压缸冷却流量、末级和次末级叶片的加强处理措施.
c.完善低压缸及汽轮机本体等测点及监控系统.
d.根据低压缸"零出力"改造后其他辅助系统的运行工况变化,核对相应辅助系统和设备是否满足改造要求并做相应改造.
参考文献:
【相关文献】
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