李中堯,董曙君,呂曉娟
(內(nèi)蒙古京能康巴什熱電有限公司,內(nèi)蒙古鄂爾多斯 017010)
常規(guī)的取暖小鍋爐燃燒不夠充分,且無環(huán)保措施,既浪費能源,又污染環(huán)境。特別是在我國北方,冬季供暖至關(guān)重要,集中供熱[1]已經(jīng)成為大趨勢。同時,為了解決汽輪機冷源損失導致發(fā)電廠效率低的問題,熱電聯(lián)產(chǎn)[2]應(yīng)運而生。
我公司熱網(wǎng)系統(tǒng)自投運以來,疏水管路供熱能力仍受到多方面因素的制約,特別是當環(huán)境溫度過低時,供熱效果不盡人意,亟需加以解決,以滿足居民對供熱的需求。
目前提高供熱機組供熱能力的措施大多為引進新技術(shù)、新設(shè)備,如引進高背壓乏汽凝汽器[3]、增加熱網(wǎng)加熱器臺數(shù)[4]、進行光軸和切缸[5]改造等。以上措施耗時較長、耗資較高。
本文以我公司現(xiàn)有設(shè)備潛能的挖掘、利用率和性能的提升為例,提高機組供熱能力,利用現(xiàn)有設(shè)備實現(xiàn)了熱網(wǎng)系統(tǒng)供熱機組供熱能力的提高。
以1號供熱機組為例,我公司熱網(wǎng)系統(tǒng)如圖1所示,抽汽系統(tǒng)如圖2所示。熱網(wǎng)系統(tǒng)利用汽輪機的5段抽汽加熱,將水升溫后送入熱網(wǎng)提供給用戶,回水通過循環(huán)泵升壓后繼續(xù)受熱,進入下一個循環(huán)。每臺供熱機組設(shè)有兩臺熱網(wǎng)加熱器,兩臺機組的四臺熱網(wǎng)加熱器采用并聯(lián)運行方式。同時,兩臺機組共設(shè)有四臺熱網(wǎng)循環(huán)泵(三運一備),每臺熱網(wǎng)循環(huán)泵均設(shè)有液力耦合器,通過控制熱網(wǎng)循環(huán)泵的運行臺數(shù)對循環(huán)水流量進行粗調(diào),通過液力耦合器無級變速調(diào)節(jié)泵轉(zhuǎn)速,進而對循環(huán)水流量進行細調(diào)。熱網(wǎng)系統(tǒng)補水通過外網(wǎng)通惠熱力公司根據(jù)供回水壓力酌情進行。
如圖2所示,我公司熱網(wǎng)系統(tǒng)利用汽輪機的5段抽汽加熱,5段抽汽來自中壓缸排汽端下部的兩個直徑為1 000 mm的對稱抽汽口,6號低壓加熱器(見圖2中“6號低加”)汽源來自汽輪機6段抽汽,6段抽汽來自低壓缸三級后部的兩個抽汽口。當供熱量增大時,5段抽汽量相應(yīng)增大,造成低壓缸的進汽量降低,6段抽汽壓力降低,使得6號低壓加熱器正常疏水不暢,造成6號低壓加熱器液位升高。為了維持6號低壓加熱器液位正常,需部分開啟6號低壓加熱器事故疏水,但這又降低了加熱器的換熱效率,因為疏水直接進入凝汽器,疏水潛熱被循環(huán)水帶走,增加了冷源損失,使汽輪機的熱耗率增加;另外,事故疏水的開啟一定程度上使機組背壓升高,也降低了機組效率。因此,6號低壓加熱器事故疏水的開啟對機組運行的安全性和經(jīng)濟性有一定的影響。
圖1 熱網(wǎng)系統(tǒng)
圖2 抽汽系統(tǒng)
機組運行期間,若將中壓缸排汽壓力控制得過低,會使中壓缸末級葉片過負荷,即中壓缸末級葉片前后壓差增大、受力增大,直至超過設(shè)計值,產(chǎn)生裂紋斷裂。中壓缸排汽壓力過低,還會使中壓缸末級葉片處于干、濕蒸汽交替區(qū),具備發(fā)生應(yīng)力腐蝕的條件。汽輪機長期運行過程中,受到應(yīng)力和腐蝕性介質(zhì)[6]的共同作用,使得葉輪反T形槽內(nèi)壁上方根部形成微裂紋。隨著裂紋的擴展,裂紋面積越來越大,剩余承載面積越來越小,當剩余承載面積不足以承受葉片離心力的作用時,葉輪將以剪切的方式瞬時斷裂,從而導致輪緣的脫落。一旦葉輪斷裂,將造成機組振動大,發(fā)生停機,嚴重時還會因汽輪發(fā)電機組軸系嚴重失衡、發(fā)生劇烈振動,導致軸和軸瓦嚴重磨損,以及導致軸封和氫氣密封系統(tǒng)失效。隨后,潤滑油和氫氣大量泄漏,這些可燃物接觸空氣后,一旦遇到正常運行的勵磁系統(tǒng)火花和高溫的軸系轉(zhuǎn)動部位,即可發(fā)生劇烈的燃燒甚至爆炸。
受客觀因素的影響,我公司無法繼續(xù)燃用設(shè)計煤種,需摻燒煤泥及低熱值煤。煤泥和低熱值煤的發(fā)熱量較設(shè)計煤種偏低。燃用設(shè)計煤種時,在滿負荷情況下總煤量約為180 t/h左右,四臺磨煤機出力即可滿足制粉要求。而目前實際情況是,煤發(fā)熱量時高時低,煤泥摻燒不夠均勻,當燃用發(fā)熱量較低的煤種時,煤發(fā)熱量低至3 200 kcal/kg,甚至更低,在滿負荷時總煤量可超過250 t/h。如表1所示,我公司磨煤機額定出力為47.05 t/h,最大出力為59.03 t/h,實際運行時若燃用發(fā)熱量較低的煤種,磨煤機出力還未達到額定出力時,就可能出現(xiàn)磨煤機出口溫度降低、磨煤機進出口差壓增大現(xiàn)象,嚴重時還會發(fā)生堵磨現(xiàn)象,造成安全隱患。為了保證制粉系統(tǒng)及機組安全運行,總煤量要求不超過230 t/h,且在這一前提下,必須適當降低機組電負荷或熱負荷。
表1 制粉系統(tǒng)設(shè)備參數(shù)與規(guī)范
目前我公司1號機組6號低壓加熱器的正常疏水可以在機組純凝方式下正常調(diào)整,不用開啟事故疏水。但如章節(jié)2.1所示,當機組在供熱方式下運行時,將導致6號低壓加熱器疏水不暢、疏水沿路管路阻力增加,出現(xiàn)熱耗率增加、機組效率降低等問題。因此,對1號、2號機組6號低壓加熱器正常疏水管路布置位置進行改造。
如圖3所示,首先降低6號低壓加熱器正常疏水管路標高,將原有6號低壓加熱器至7號低壓加熱器正常疏水管路由目前的爬坡4 m高度降低至1 m;其次將低壓加熱器出口管道存在的爬坡4 m高度的“U”型彎取消,消除管路中存在的水阻和汽阻,減少彎頭同時也是為了使管路阻力減少。
我公司所在地的大氣壓約為87.2 kPa,根據(jù)大氣壓與重力加速度對應(yīng)表可知,我公司所在地的重力加速度為9.803 14 N/kg。6號低壓加熱器至7號低壓加熱器正常疏水管路由目前的爬坡4 m高度降低至1 m,相當于降低了3 m水柱的阻力,換算成壓力為
即爬坡高度的降低,將使6號低壓加熱器至7號低壓加熱器正常疏水管路阻力降低約0.009 8 MPa,而改造前6號低壓加熱器疏水出現(xiàn)疏水不暢現(xiàn)象時的6抽壓力為0.09 MPa左右,從數(shù)量級上來看,0.009 8 MPa的壓降(10%以上)對于6號低壓加熱器疏水的影響是可觀的。
采集機組不同電負荷工況運行數(shù)據(jù),獲取機組在安全運行、最大供熱條件下的最大抽汽量,得到與機組不同發(fā)電功率匹配的最大供熱抽汽能力。如圖4所示,抽汽工況下,為防止因低壓缸末級葉片排汽容積流量太小而進入鼓風狀態(tài)[7],要求低壓缸進汽壓力不低于0.03 MPa,低壓缸排汽溫度不大于80℃。同時,為了保證中壓缸末級葉片的安全性、可靠性,抽汽壓力不得低于中壓缸排汽壓力限定值。機組其他參數(shù),如軸振、瓦溫、軸向位移、差脹等不能超限。
根據(jù)機組運行狀態(tài),分別進行8 8%T H A、8 3%T H A(設(shè)計最大采暖抽汽工況)、70%THA、60%THA、50%THA電負荷工況下的最大供熱出力試驗。試驗期間保證系統(tǒng)與外界良好隔離,無額外汽水交換。根據(jù)試驗工況要求,進行相應(yīng)的汽輪機參數(shù)調(diào)節(jié)。試驗過程中保持參數(shù)穩(wěn)定0.5 h不變,記錄機組運行參數(shù)。
我公司1 號、2 號機組最大供熱出力試驗于2019年03月23日進行。開展了5個工況的試驗,試驗期間嚴格按照試驗方案進行,主、輔機各項參數(shù)正常,試驗過程中運行參數(shù)穩(wěn)定,滿足試驗要求。通過試驗,檢驗了不同負荷工況下機組的最大抽汽量。在試驗時出現(xiàn)了熱網(wǎng)加熱器液位波動和6號低壓加熱器液位升高的現(xiàn)象,為保證機組安全運行,此時終止抽汽試驗。同時,2號機組在260 MW工況下出現(xiàn)鍋爐煤量超限和給水泵小機供汽調(diào)門全開的現(xiàn)象,限制了機組的抽汽量。
圖3 低壓加熱器系統(tǒng)
圖4 調(diào)節(jié)級壓力與中壓缸排汽壓力限制值
試驗數(shù)據(jù)如表2和表3所示。
通過以上數(shù)據(jù),得出1號、2號機組在試驗負荷下的最大抽汽量,如表4所示。
根據(jù)以上試驗結(jié)果和分析結(jié)果,得出我公司最大供熱量限制應(yīng)按照主汽流量上限1 120 t/h進行調(diào)整,如表5所示。這比較符合實際情況,機組實際運行中的負荷及供熱能力都能得到滿足。主、輔機設(shè)備出力,如鍋爐煤量、給水泵小機低調(diào)門開度、引風機小機轉(zhuǎn)速、引風機小機振動也能控制在安全范圍內(nèi)。基于表5所示的數(shù)據(jù)繪制機組最大供熱量表格,可供值班員參照調(diào)整熱網(wǎng)參數(shù)。
表2 1號機組試驗數(shù)據(jù)
表3 2號機組試驗數(shù)據(jù)
表4 最大抽汽量
入爐煤發(fā)熱量過低,不僅使制粉系統(tǒng)出力受限,制約機組出力,還會使鍋爐排渣量增大,導致干渣機過負荷或頻繁發(fā)生故障,造成機組限負荷或發(fā)生不安全事件。我公司根據(jù)煤發(fā)熱量及灰熔點特性,多次試驗摻燒搭配情況,并結(jié)合發(fā)熱量與總煤量對應(yīng)關(guān)系以及結(jié)焦情況,總結(jié)出合理的煤泥摻燒方案。由于高熱值煤的灰熔點偏低,因此在機組供熱期間,1 號原煤倉上高熱值煤,其他原煤倉(尤其4號和5號原煤倉)不允許直接上高熱值煤,如需調(diào)整入爐煤熱值,可用2 號或3 號原煤倉通過圓形煤場高熱值煤與條形煤場混煤進行摻配,4 號和5 號原煤倉只能上混煤或低熱值煤,防止上層磨煤機燃用高熱值煤,加重鍋爐結(jié)焦程度。同時,機組熱負荷在7 5%以下時,必須保證入爐煤熱值在3 500 kcal/kg左右;機組熱負荷在7 5%以上時,必須保證入爐煤熱值在3 700 kcal/kg左右。通過較長時間的觀察發(fā)現(xiàn),此方案效果良好。
熱網(wǎng)系統(tǒng)供熱機組供熱能力受限有多方面的原因,有原有設(shè)計安裝工藝的影響,有燃煤熱值偏差的影響,同時也有機組實際最大供熱能力數(shù)據(jù)模糊的情況。針對這類問題,首先要分析查找制約因素,對設(shè)計安裝工藝進行可行性改造;其次要根據(jù)機組目前運行情況,在保證安全的前提下多次反復試驗,掌握機組的運行特性;最后制定科學的技術(shù)措施,實現(xiàn)機組供熱能力的進一步提升。
表5 不同負荷下各參數(shù)的控制值