翟博

（內(nèi)蒙古大唐國際托克托發(fā)電有限責(zé)任公司，內(nèi)蒙古 呼和浩特 010000）

近年來，隨著社會的不斷發(fā)展，城市規(guī)模逐步擴張，新的建筑不斷擴建，導(dǎo)致中國大部分地區(qū)，尤其是北方城市供熱負荷需求大幅度增長[1]。然而，原有的供熱機組所能提供的最大供熱負荷，已難以滿足城市的發(fā)展和人們的需求[2]。雖然可以通過新建或擴建供熱熱源來緩解這一問題，但是考慮到環(huán)保、成本、擴建場地等多方面原因，國家并不鼓勵熱源的新建及擴建。加之目前發(fā)電機組過剩，許多發(fā)電機組不能滿負荷運行，甚至部分發(fā)電機組處于停機狀態(tài)，因此將現(xiàn)有的發(fā)電機組改造為熱電聯(lián)產(chǎn)機組勢在必行[3]。

中國凝汽式汽輪機改造為供熱機組的案例最早可以追溯至20世紀70年代，由于當時經(jīng)濟水平相對落后，對熱源需求較少，因此相應(yīng)的改造案例較少。近年來隨著經(jīng)濟水平的提高，人們對熱負荷的需求也不斷提升，掀起了純凝機組改供熱機組的浪潮。加之目前機組“大容量、高參數(shù)”的特點，供熱改造的機組不僅僅局限于中小型機組，30萬kW、60萬kW甚至100萬kW機組也在進行供熱改造。目前純凝機組改熱電聯(lián)產(chǎn)機組的方案主要有純凝機組改背壓供熱方案、純凝機組打孔抽汽供熱改造方案、純凝機組改低真空循環(huán)水供熱方案[4-7]。其中純凝機組打孔抽汽供熱改造方案又分為調(diào)整抽汽和非調(diào)整抽汽2種[8]。

針對純凝機組改供熱機組的方案，國內(nèi)外諸多專家在經(jīng)濟性、可行性和安全性方面做了深入研究，取得了較多成果。但每個改造方案均具有明顯的特點，而每個機組運行狀況不同，因此不具有普遍性。本文以某330 MW純凝燃煤機組為例，結(jié)合機組運行參數(shù)及有關(guān)技術(shù)指標，通過現(xiàn)場試驗，對機組供熱改造后試驗數(shù)據(jù)分析進行探討，為該類機組實施供熱改造提供參考依據(jù)。

1 改造方案

1.1 改造前機組概況

某電廠2×330 MW純凝機組于2005年投產(chǎn)發(fā)電，機組型號為亞臨界、一次中間再熱、單軸、三缸雙排汽、冷凝式汽輪機組，其主要參數(shù)如表1所示。

表1 改造前330 MW純凝機組基本參數(shù)

1.2 供熱系統(tǒng)

根據(jù)熱負荷調(diào)研，主要用于該地區(qū)居民和企事業(yè)單位集中供熱，綜合采暖設(shè)計熱指標為51.2 W/m2。為了能夠保證用戶供熱效果，減少工程投資，降低運行成本，提高系統(tǒng)運行的安全可靠性，本工程供熱系統(tǒng)主要采用三級管網(wǎng)系統(tǒng)。其系統(tǒng)構(gòu)成為電廠供熱首站→中繼熱力站→用戶熱力站→用戶。結(jié)合國家有關(guān)規(guī)定及該地區(qū)供熱實際情況以及當?shù)赜脩粜枨?，最終確定本項目供熱介質(zhì)為高溫?zé)崴?/p>

1.3 汽輪機改造方案

本次供熱改造的重點是將原有的純凝機組改造為供熱機組，綜合考慮節(jié)能效益、經(jīng)濟效益、安全效益、環(huán)保效益方面，最終確定在中低壓缸連通管上打孔抽汽供采暖用汽，抽汽為可調(diào)整抽汽。

具體改造方案如下：①在中低壓缸連通管上打孔抽汽，抽汽為可調(diào)整抽汽；②連通管重新設(shè)計，增設(shè)液控蝶閥，在連通管上蝶閥前加裝抽汽管；③抽汽管路上設(shè)置1個氣動逆止閥和1個快關(guān)閥；④對必需的機組控制系統(tǒng)進行相關(guān)改造。

為解決連通管段之間因熱受力產(chǎn)生的膨脹，采用波紋膨脹節(jié)式連通管，通過波紋膨脹節(jié)的柔性來吸收熱膨脹。連通管所受彎矩的大小，取決于膨脹節(jié)的柔性。同時為解決波紋膨脹節(jié)由內(nèi)壓而引起的巨大軸向力，需要在連通管上增加一組相同波數(shù)的膨脹節(jié)。

在安全性上，充分考慮到抽汽對中壓缸末級葉片的影響，在葉片允許的承受范圍之內(nèi)，并保證了低壓缸最小進汽流量，所以額定抽汽量為300 t/h，最大抽汽量為400 t/h是安全可靠的。

改造后，每臺機組的采暖供熱能力預(yù)期為300 t/h，正常供熱時，單臺機組共抽汽270.4 t/h，可滿足3.558×106m2的供熱面積，供熱量為184.1 MW。如果其中一臺機組故障時，另一臺機組可滿足100%的供熱負荷需求。改造后單臺機最大供熱面積可達約7.98×106m2，即408.5 MW的供熱量。

1.4 改造后機組概況

改造后330 MW調(diào)整抽氣機組基本參數(shù)如表2所示。

表2 改造后330 MW調(diào)整抽氣機組基本參數(shù)

1.5 汽輪機性能試驗

機組性能試驗參照GB 8117.2—2008《電站汽輪機熱力性能試驗驗收規(guī)程》進行。水和水蒸汽以及其他性能參數(shù)將采用工業(yè)用水和水蒸汽熱力性質(zhì)計算公式IAPWS-IF97計算得到。流量測量主要參照國家標準GB/T 2624—2006《用安裝在圓形截面管道中的差壓裝置測量滿管流體流量》。分別測得機組改造后供電負荷為285 MW、250 MW和165 MW的工況下抽汽量分別為100 t/h、125 t/h和200 t/h的抽汽量下的機組參數(shù)。

2 試驗數(shù)據(jù)分析

2.1 機組熱耗變化特性

3種試驗工況不同供熱抽汽量下的熱耗如圖1所示。從圖1中可以看出，在機組負荷不變的情況下，隨著供熱抽汽量的增大，熱耗反而降低；在機組供熱抽汽量不變的情況下，隨著機組負荷的降低，熱耗反而升高。

圖1 采暖抽汽流量與熱耗的關(guān)系

這是由于發(fā)電負荷和供熱抽汽量的變化會導(dǎo)致熱電比的變化，進而對熱耗產(chǎn)生一定的影響。抽汽凝汽式汽輪機產(chǎn)生的電量可以認為由機組抽汽部分發(fā)電和凝汽部分發(fā)電2個部分組成。當機組發(fā)電負荷固定的情況下，供熱抽汽量增大，系統(tǒng)補水量也會增加，這會造成發(fā)電量增加，如果生產(chǎn)運行時發(fā)電量固定，機組抽汽部分發(fā)電份額增大，則機組凝汽部分的發(fā)電份額就可以減少，機組熱電比增大，最終使機組熱耗降低。當供熱抽汽量固定的情況下，發(fā)電負荷的降低，最終導(dǎo)致了機組熱耗降低。

2.2 機組汽耗變化特性

3種試驗工況不同供熱抽汽量下的汽耗如圖2所示。從圖2中可以看出，在發(fā)電負荷不變的情況下，隨著供熱抽汽量的增大，汽耗隨之增大；在供熱抽汽量相同的情況下，隨著發(fā)電負荷的升高，汽耗反而降低。汽輪機汽耗的影響因素有很多，比如蒸汽壓力、蒸汽溫度以及凝汽器真空度等。當汽輪機蒸汽壓力降低，而其他運行條件不變時，機組做功能力降低，為了維持負荷和轉(zhuǎn)速，汽輪機進汽流量勢必要增加，并且還會造成非調(diào)節(jié)級各級級前壓力升高，而蒸汽在末級葉片中焓降增大，因此末幾級的負荷就會增加。若蒸汽壓力降低較多時，汽輪機的的葉片應(yīng)力以及轉(zhuǎn)子承受的壓力就會急劇增大，發(fā)生斷葉片的可能性就會增大，同時增大汽輪機的汽耗量，末幾級過負荷最為嚴重，軸向推力也相應(yīng)增大，甚至超過軸承的承載能力。

圖2 采暖抽汽流量與汽耗的關(guān)系

當蒸汽溫度發(fā)生變化時，同樣會對汽耗發(fā)生影響。提高蒸汽溫度，相同壓力下的單位質(zhì)量的工質(zhì)循環(huán)凈功增大，循環(huán)熱效率提高，汽耗降低，對整個裝置有利。當蒸汽壓力不變時，蒸汽溫度降低，焓降就會減少，導(dǎo)致蒸汽做功減少，汽輪機汽耗增加，增大末幾級的葉片的沖蝕，威脅機組的安全運行。

汽輪機內(nèi)的凝汽器真空度升高，會使排汽壓力和排汽溫度同時降低，汽輪機的冷源損失就會減少。真空度越高，蒸汽中的熱能轉(zhuǎn)變?yōu)闄C械能的效率就越高，從而使汽耗量減少。如果真空度降低，就會導(dǎo)致排汽壓力升高，排汽的溫度也會隨之升高，汽輪機的冷源損失就會增大。如果要維持汽輪機一定負荷，勢必增加蒸汽流量，就會導(dǎo)致汽輪機汽耗量加大。因此，機組的汽耗是受多方面影響的，改造后的機組出現(xiàn)的規(guī)律趨勢是多種因素共同作用的結(jié)果。

2.3 機組發(fā)電煤耗和供電煤耗變化特性

3種試驗工況不同供熱抽汽量下的發(fā)電煤耗和供電煤耗如圖3和圖4所示。由圖中可以看出，發(fā)電煤耗與供熱抽汽量之間的變化趨勢和供電煤耗比與供熱抽汽量之間的變化趨勢相同。當發(fā)電負荷相同的情況下，機組發(fā)電煤耗和供電煤耗隨著供熱抽汽量的增大而降低；相同供熱抽汽量的情況下，隨著發(fā)電負荷的升高，機組發(fā)電煤耗和供電煤耗隨之降低。

圖3 采暖抽汽流量與發(fā)電煤耗的關(guān)系

圖4 采暖抽汽流量與供電煤耗的關(guān)系

發(fā)電標準煤耗指火電廠每發(fā)1 kW·h電能所消耗的標煤量，是火電廠能源利用效率的主要指標。其計算公式為：發(fā)電標準煤耗=發(fā)電耗標煤量/發(fā)電量。而供電煤耗又稱供電標準煤耗，是火電廠每向外提供1 kW·h電能平均耗用的標煤量。它是按照火電廠供電量計算的耗煤指標，是火電廠的重要考核指標之一。

影響機組煤耗的因素同樣有很多，其中最主要的2個因素是機組的負荷率和汽輪機熱耗。經(jīng)過歷史數(shù)據(jù)計算，汽輪機熱耗每增加1%，供電煤耗也相對增加1%，在其他條件不變的情況下，汽輪機熱耗降低，機組供電煤耗也相應(yīng)降低[9-10]。通過分析機組汽耗的變化可知，當發(fā)電負荷相同的情況下，汽耗隨著供熱抽汽量的增大而增加。因此，當其他條件不變時，煤耗變化與熱耗的變化規(guī)律相同。此外，相同供熱抽汽量的情況下，機組負荷率越低，鍋爐利用效率越低，進而使汽輪機熱耗增加，廠用電率增加，造成煤耗增大。

但是就發(fā)電來說，汽機的抽汽被抽出對外供熱，排入凝汽器的流量減少，熱力循環(huán)的冷源損失降低，機組熱耗下降，效率升高。抽出的蒸汽沒有直接參與后面幾級葉片的做功，也沒有以回?zé)岱绞絺鳠岬綗崃ρh(huán)中。因此，在一定的主蒸汽流量或者機組熱耗量下，供熱抽汽量越大，發(fā)電煤耗和供電煤耗越低，熱電廠的發(fā)電成本也就降得更低。

3 結(jié)論

本文通過汽輪機的性能試驗獲得了機組在典型工況下的各項關(guān)鍵性能參數(shù)，并對機組改造后的運行性能進行了相關(guān)分析。結(jié)果表明，在發(fā)電負荷相同的情況下，隨著供熱抽汽量的增大，熱電比、供熱分攤比、汽耗隨之增大，熱耗、機組發(fā)電煤耗和供電煤耗則隨之降低；在供熱抽汽量相同的情況下，隨著發(fā)電負荷的升高，熱電比、供熱分攤比、汽耗、機組發(fā)電煤耗和供電煤耗隨之降低，熱耗則隨之升高。