陳健，羅海華，應(yīng)堅(jiān)定，周仁米

(1.浙能臺(tái)州發(fā)電廠(chǎng)，浙江 臺(tái)州 318016； 2.浙能技術(shù)研究院有限公司，杭州 311121)

純凝機(jī)組多汽源工業(yè)供汽試驗(yàn)研究

陳健1，羅海華2，應(yīng)堅(jiān)定1，周仁米2

(1.浙能臺(tái)州發(fā)電廠(chǎng)，浙江 臺(tái)州 318016； 2.浙能技術(shù)研究院有限公司，杭州 311121)

介紹了國(guó)產(chǎn)300 MW等級(jí)純凝機(jī)組再熱蒸汽及主蒸汽管道抽汽改造方案，通過(guò)理論計(jì)算與試驗(yàn)，得到每臺(tái)機(jī)組再熱冷、熱段不同負(fù)荷工況抽汽量，表明300 MW等級(jí)純凝機(jī)組通過(guò)多汽源聯(lián)合工業(yè)供汽改造，可實(shí)現(xiàn)單機(jī)最大供熱170 t/h、1.5 MPa的工業(yè)蒸汽，為其他300 MW等級(jí)阿爾斯通、東方汽輪機(jī)類(lèi)型純凝機(jī)組供熱改造提供經(jīng)驗(yàn)。

純凝機(jī)組；工業(yè)中壓抽汽；再熱蒸汽；主蒸汽；供熱改造

表1 再熱冷段各工況理論抽汽量計(jì)算

1 主要設(shè)備概況

某廠(chǎng)現(xiàn)有4臺(tái)300 MW級(jí)火力發(fā)電機(jī)組，其中#7，#8機(jī)組為北京巴布科克·威爾科克斯有限公司亞臨界自然循環(huán)汽包爐和通用電氣阿爾斯通公司-北京重型電機(jī)廠(chǎng)合作生產(chǎn)的三缸雙排汽、一次中間再熱凝汽式汽輪機(jī)N350-17.75/540/540，#9，#10機(jī)組為哈爾濱鍋爐廠(chǎng)有限責(zé)任公司生產(chǎn)的亞臨界控制循環(huán)汽包爐和東方汽輪機(jī)廠(chǎng)有限公司生產(chǎn)的兩缸雙排汽一次中間再熱凝汽式汽輪機(jī)N330-16.7/538/538。工業(yè)園區(qū)供熱用戶(hù)蒸汽參數(shù)要求為壓力1.5 MPa、溫度300 ℃。

2 純凝機(jī)組多汽源抽汽對(duì)機(jī)組影響分析

2.1 再熱冷段理論抽汽量

再熱冷段抽汽由高壓缸排汽管路接出，排汽溫度符合熱用戶(hù)需求，只需通過(guò)減壓裝置將再熱蒸汽調(diào)整到用戶(hù)需要參數(shù)。抽汽量主要受限于鍋爐再熱器超溫[1]，為防止鍋爐再熱器超溫，需在再熱前噴水減溫，噴水減溫后，一般要求過(guò)熱度至少60 ℃，否則蒸汽與水的溫差偏小，很難保證減溫水全部加熱汽化，汽水混流不但會(huì)引起管道流動(dòng)中的水沖擊，引發(fā)管道汽水兩相流。更為嚴(yán)重的是，減溫水未被汽化則有部分蒸汽未被減溫，進(jìn)入再熱器會(huì)引起有些管道過(guò)熱超溫而爆管。

再熱冷段抽汽后，再熱器蒸汽減少，減少蒸汽在再熱器吸收的熱量由減溫水吸熱來(lái)代替，可得：

(1)

在再熱抽汽后，噴入減溫水，設(shè)定混合后的蒸汽過(guò)熱度為60 ℃，此時(shí)蒸汽焓值設(shè)為h60時(shí)得：

(2)

式中：ΔQrh為減溫噴水在再熱器中的吸收的熱量，MJ/h；Dch為再熱冷段可抽汽量，t/h；hrh為再熱后蒸汽焓值，kJ/kg；hrl為再熱前蒸汽焓值，kJ/kg；Djw為減溫水量，t/h；hjw為減溫水焓值，kJ/kg；DH為再熱冷段蒸汽量，t/h。

聯(lián)合上述(1)、(2)公式，可求得在保證混合后再熱蒸汽過(guò)熱度為60 ℃時(shí)理論再熱冷段抽汽量計(jì)算公式(3)。

(3)

根據(jù)公式(3)計(jì)算各臺(tái)機(jī)組再熱冷段理論抽汽量Dch見(jiàn)表1。

2.2 再熱熱段理論抽汽量確定

再熱熱段抽汽供熱較再熱冷段相比，蒸汽溫度較高，需通過(guò)減溫減壓裝置將再熱蒸汽調(diào)整到用戶(hù)需要參數(shù)[2]。再熱熱段抽汽量主要受限于汽輪機(jī)高壓缸末級(jí)葉片強(qiáng)度以及汽輪機(jī)軸向推力等。經(jīng)核算，當(dāng)再熱汽抽汽量大于100 t/h時(shí)#7，#8機(jī)需對(duì)汽輪機(jī)部件進(jìn)行優(yōu)化設(shè)計(jì)[3]，以降低高壓缸排汽壓力下限控制值，增大高壓缸安全排汽壓比。

(1)高壓缸級(jí)數(shù)由11級(jí)增加至12級(jí)，對(duì)高壓缸焓降進(jìn)行重新分配，優(yōu)化各級(jí)葉片承擔(dān)的焓降。

(2)優(yōu)化高壓缸內(nèi)缸結(jié)構(gòu)，增加末級(jí)葉片寬度從而增加高壓缸末級(jí)動(dòng)葉強(qiáng)度。

高壓缸優(yōu)化改造后，高壓缸排汽壓力允許下限值降低0.3～0.7 MPa，如圖1所示，從而再熱汽允許抽汽量增加。

圖1 高壓缸優(yōu)化改造前、后高排壓力下限值對(duì)比

2.3 主蒸汽供熱對(duì)機(jī)組影響分析

在#9，#10機(jī)組各設(shè)計(jì)一路從主蒸汽管路上接出高溫高壓汽源，從給水母管引出減溫水。汽源經(jīng)減溫減壓后供汽量150 t/h。主蒸汽供熱由于經(jīng)濟(jì)性較差，作為全廠(chǎng)供熱備用汽源，只在緊急情況下投運(yùn)。

2.3.1 抽汽對(duì)汽輪機(jī)影響

(1)抽汽口流速校核：通過(guò)東方汽輪機(jī)廠(chǎng)對(duì)回?zé)岢槠軓竭M(jìn)行核算，抽汽口流速VWO工況(汽輪機(jī)閥門(mén)全開(kāi)工況)核算見(jiàn)表2。

表2 抽汽口流速(VWO工況)核算

注：以上數(shù)據(jù)取自東方汽輪機(jī)廠(chǎng)《300 MW機(jī)組供熱改造可行性報(bào)告》。

由上表可知，在抽汽口流速(VWO工況)下，除四抽及七八抽外，其余各級(jí)抽口流速均正常，四抽及七八抽也只是稍微偏高，且VWO工況為最大工況，其余負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，流速將會(huì)降低,故抽汽口直徑可以滿(mǎn)足供熱改造需求。

(2)葉片強(qiáng)度校核：各級(jí)級(jí)次的級(jí)功率均下降，汽輪機(jī)葉片強(qiáng)度足夠。主蒸汽管路抽汽改造前后汽輪機(jī)葉片級(jí)功率變化見(jiàn)表3。

表3 主蒸汽管路抽汽改造前后汽輪機(jī)葉片級(jí)功率變化

注：以上數(shù)據(jù)取自東方汽輪機(jī)廠(chǎng)《300 MW機(jī)組供熱改造可行性報(bào)告》。

2.3.2 抽汽對(duì)鍋爐影響

通過(guò)哈爾濱鍋爐廠(chǎng)熱力計(jì)算，#9，#10機(jī)組鍋爐最大蒸發(fā)量(BMCR)抽汽供熱工況、50%熱耗率驗(yàn)收工況(THA)抽汽工況理論數(shù)據(jù)分析見(jiàn)表4。

表4 主蒸汽管路抽汽供熱運(yùn)行工況分析

圖2 全廠(chǎng)供熱系統(tǒng)

名稱(chēng)BMCR抽汽工況50%THA抽汽工況主蒸汽流量/(t·h-1)1086．90437．49主蒸汽壓力/MPa17．5516．72主蒸汽溫度/℃541541再熱蒸汽流量/(t·h-1)729．60250．43再熱器出口汽壓/MPa3．5811．598再熱器出口汽溫/℃541518再熱器進(jìn)口汽壓/MPa4．0621．686再熱器進(jìn)口汽溫/℃304206飽和溫度/℃251．0203．9墻式再熱器出口溫度/℃357283屏式再熱器出口溫度/℃467438末再出口溫度/℃541518

注：以上數(shù)據(jù)取自哈爾濱鍋爐廠(chǎng)《300 MW機(jī)組鍋爐供熱改造熱力計(jì)算》。

結(jié)果表明：(1)主蒸汽抽汽128.2 t/h后，鍋爐再熱器受熱面壁溫有較大的安全裕量，屏式再熱器、末級(jí)再熱器受熱面的管子不需改造。(2)鍋爐在低負(fù)荷(50%THA以下)運(yùn)行時(shí)，再熱器入口蒸汽溫度206.0 ℃，對(duì)應(yīng)的飽和溫度為203.9 ℃，再熱器入口蒸汽溫度基本接近飽和溫度，噴水進(jìn)入再熱器系統(tǒng)后汽化效果差，會(huì)對(duì)墻式再熱器受熱面造成損害。需在墻式再熱器出口與屏式再熱器入口之間連接管上加裝二級(jí)再熱汽減溫器，同時(shí)在新增二級(jí)再熱器減溫器前后加裝溫度測(cè)點(diǎn)用于監(jiān)測(cè)再熱汽溫變化。

2.3.3 多點(diǎn)熱源協(xié)同供汽熱網(wǎng)

經(jīng)再熱冷段、再熱熱段和主蒸汽備用汽源改造全廠(chǎng)供熱網(wǎng)如圖2所示。#7，#8機(jī)再熱冷段(熱段)抽汽接至四期再熱冷段(熱段)供熱聯(lián)箱，#9，#10機(jī)再熱冷段(熱段)抽汽接至五期再熱冷段(熱段)供熱聯(lián)箱，#9，#10機(jī)主蒸汽抽汽接至備用汽源供熱聯(lián)箱。對(duì)外供熱管線(xiàn)共2條，第3條管線(xiàn)在建中。

3 再熱冷、熱段協(xié)同抽汽供熱試驗(yàn)研究

3.1 再熱冷、熱段聯(lián)合抽汽供熱能力試驗(yàn)方法

從供熱經(jīng)濟(jì)性來(lái)說(shuō)供熱應(yīng)優(yōu)先考慮再熱冷段抽汽，但再熱冷段抽汽供熱后易引起再熱器壁溫超溫[3]。抽汽過(guò)程中需加強(qiáng)鍋爐再熱器超溫情況監(jiān)視，再熱器超溫時(shí)可以采用再熱器噴水減溫、煙氣擋板調(diào)節(jié)汽溫或者減少再熱冷段抽汽量來(lái)及時(shí)調(diào)整。再熱熱段大流量抽汽供熱后，通流級(jí)反動(dòng)度及部分輪轂上承受的壓力發(fā)生變化，會(huì)引起軸向推力發(fā)生變化[4]，須加強(qiáng)主機(jī)軸向位移、差脹、軸承振動(dòng)、推力瓦溫、支撐軸承溫度、高壓缸末級(jí)葉片級(jí)間壓差等監(jiān)視，如果主機(jī)軸向位移或者其他指標(biāo)報(bào)警時(shí)，可適當(dāng)減少再熱冷、熱段聯(lián)合抽汽量。如果高壓缸排汽壓比過(guò)大時(shí)，可關(guān)小中壓調(diào)節(jié)閥來(lái)調(diào)節(jié)或者減少再熱冷、熱段聯(lián)合抽汽量[5]。

3.2 再熱冷、熱段協(xié)同抽汽供熱試驗(yàn)結(jié)果

3.2.1#7，#8機(jī)組再熱冷、熱段協(xié)同抽汽供熱

#7，#8機(jī)組再熱冷、熱再聯(lián)合抽汽供熱能力試驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)表5，根據(jù)試驗(yàn)數(shù)據(jù)結(jié)果分析。

(1)機(jī)組在205～300 MW負(fù)荷時(shí)#7，#8機(jī)再熱冷、熱段聯(lián)合抽汽供熱能力達(dá)到139～172 t/h；當(dāng)機(jī)組負(fù)荷繼續(xù)提高時(shí)，須保證鍋爐蒸發(fā)量不能超限。

(2)當(dāng)機(jī)組降負(fù)荷低至176 MW，為維持供熱壓力和中低壓缸冷卻流量的需要，需關(guān)小中壓調(diào)門(mén)開(kāi)度至30%左右，供熱流量可達(dá)130 t/h左右。

表5 #7，#8機(jī)組再熱冷、熱段聯(lián)合抽汽供熱能力

3.2.2#9，#10機(jī)組再熱冷、熱段協(xié)同抽汽供熱

#9，#10機(jī)組再熱冷、熱再聯(lián)合抽汽供熱能力試驗(yàn)數(shù)據(jù)見(jiàn)表6，根據(jù)試驗(yàn)數(shù)據(jù)及分析結(jié)果，有以下結(jié)論：

(1)機(jī)組在220～277 MW負(fù)荷時(shí)，能夠提供中壓總供熱流量為147～178 t/h；當(dāng)機(jī)組負(fù)荷繼續(xù)提高時(shí)，須保證鍋爐蒸發(fā)量不能超限。

(2)當(dāng)機(jī)組降負(fù)荷低至175 MW，為維持供熱壓力和中低壓缸冷卻流量的需要，需關(guān)小中壓調(diào)節(jié)閥開(kāi)度至40%左右，供熱流量可達(dá)136 t/h左右。

表6 #9，#10機(jī)組再熱冷、熱段聯(lián)合抽汽供熱能力

4 結(jié)束語(yǔ)

某廠(chǎng)對(duì)4臺(tái)300 MW等級(jí)2種機(jī)型純凝機(jī)組實(shí)施多汽源供熱改造，通過(guò)相關(guān)理論及試驗(yàn)，得到了2種不同機(jī)型純凝機(jī)組中壓供熱改造方案以及試驗(yàn)方法，實(shí)現(xiàn)了單機(jī)再熱抽汽170 t/h供熱能力，同時(shí)#9，#10機(jī)主蒸汽管路備用汽源改造后能保證機(jī)組供熱安全裕量，為周邊工業(yè)園區(qū)提供清潔、穩(wěn)定、可靠蒸汽，促進(jìn)了當(dāng)?shù)毓I(yè)經(jīng)濟(jì)的發(fā)展。

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(本文責(zé)編：齊琳)

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2017-05-11；

2017-07-10

TM 621

A

1674-1951(2017)08-0017-04

陳健(1975—)，男，浙江臨海人，工程師，主要從事汽輪機(jī)設(shè)備管理方面的工作(E-mail:13819689229@139.com)。