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        350 MW三菱機組低壓缸零出力運行應用研究

        2022-12-06 13:06:56袁春峰趙晏博暢志兵
        東北電力技術 2022年11期
        關鍵詞:供熱量抽汽調峰

        袁春峰,趙晏博,暢志兵

        (1.國電電力發(fā)展股份有限公司,北京 100101;2.三河發(fā)電有限責任公司,河北 廊坊 065201;3.中國礦業(yè)大學(北京)化學與環(huán)境工程學院,北京 100083)

        我國“三北”地區(qū)棄風、棄光現(xiàn)象嚴重,新能源消納問題突出,同時“三北”地區(qū)冬季氣溫低,供熱需求高、周期長,導致供熱機組在采暖期須采用以熱定電的模式運行,參與電網(wǎng)調峰的能力偏弱。為了提高新能源的消納能力,同時滿足地區(qū)供熱需求,亟待提高火電機組的靈活性和調峰潛力。

        提高供熱機組靈活性的改造技術有熱水儲熱改造、電鍋爐改造、汽輪機旁路改造、光軸改造、高背壓改造和低壓缸零出力改造等[1],其中低壓缸零出力改造是將低壓缸原進汽管道密封,新增旁路管道通入少量冷卻蒸汽帶走低壓轉子的鼓風熱量,可將原低壓缸做功蒸汽用于供熱、減少冷源損失,提高機組的供熱抽汽能力和調峰能力,有效解決低壓缸冷卻蒸汽流量受限、調峰能力受限和供熱抽汽能力受限的“三限”問題[2]。國內(nèi)西安熱工研究院有限公司于2017年5月提出切除低壓缸進汽的供熱專利技術[3-4],同年第1臺300 MW熱電機組改造完成,至今已有幾十個改造成功的案例。期間,行業(yè)內(nèi)專家進行了零出力改造案例研究[5],針對施工方案[6-7]、熱電特性[8-9]、安全性[10-12]和經(jīng)濟性[13-14]等進行了分析研究。

        某電廠1號機組和2號機組采用2臺日本進口三菱TC-2F型汽輪機,2號機組前期已安裝6臺47.1 MW溴化鋰吸收式熱泵,為了進一步提高機組的抽汽能力,在缺乏足夠設計數(shù)據(jù)參考的前提下,完成了1號機組的低壓缸零出力改造。本文基于1號機組和2號機組在采暖期的實際運行狀況,對1號機組低壓缸零出力的安全性進行評價,并且針對熱網(wǎng)不同的熱負荷需求,制定實施兼顧熱網(wǎng)供熱和電網(wǎng)調峰的雙機組聯(lián)合供熱方式,確保社會效益和經(jīng)濟效益最大化。

        1 機組零出力改造

        某電廠1號機組和2號機組為日本三菱重工TC-2F型亞臨界凝汽式汽輪機,末級葉片高度為1029 mm。前期2臺機組完成打孔抽汽改造,改造后額定采暖抽汽流量為300 t/h、供熱量為260 MW,具體技術參數(shù)如表1所示。為了提高供熱能力、實現(xiàn)能量梯級利用,2號機組設置6臺47.1 MW熱泵機組回收利用循環(huán)水余熱,1號機組設置1臺16.6 MW背壓機回收利用采暖抽汽余壓。

        表1 汽輪機主要技術參數(shù)

        為進一步提高機組的供熱能力和靈活性,1號機組完成了低壓缸零出力改造,改造內(nèi)容主要包括替換中低壓連通管路閥門、增設冷卻蒸汽旁路;增設低壓缸減溫噴水流量測點和流量控制閥;增設低壓缸葉片溫度測點、中壓缸排汽壓力和溫度測點、低壓缸進汽壓力和溫度測點;完成低壓缸末級葉片耐磨層噴涂。改造完成后的供暖系統(tǒng)如圖1所示,1號機組在零出力工況下,僅保留少量中壓缸排汽用作冷卻蒸汽,多數(shù)蒸汽經(jīng)背壓機做功或直接進入熱網(wǎng)加熱器與熱網(wǎng)循環(huán)水換熱,2號機組中壓缸抽汽驅動熱泵回收凝汽器冷卻水余熱,用于預熱部分熱網(wǎng)循環(huán)水。

        圖1 雙機組供暖系統(tǒng)

        2 機組零出力供熱安全性評價

        在某供熱期開始1號機組投入低壓缸零出力前后以及該供熱期結束1號機組退出低壓缸零出力前后的狀態(tài)參數(shù)如表2所示。投入低壓缸零出力供熱前,1號機組功率為149.6 MW,主蒸汽流量為630 t/h、抽汽流量為294 t/h,次末級溫度為45.8 ℃,末級溫度為20.5 ℃;將中低壓連通管蝶閥完全關閉投入低壓缸零出力運行,1號機組功率為139.3 MW,主蒸汽流量為735 t/h,抽汽流量為497 t/h,在冷卻蒸汽流量和減溫噴水流量分別為27.2 t/h和11.0 t/h下,次末級溫度為40.4 ℃,末級溫度為16.8 ℃。退出低壓缸零出力供熱前,1號機組功率為139.4 MW,主蒸汽流量為714 t/h,抽汽流量為512 t/h,次末級溫度為100.4 ℃,末級溫度為20.9 ℃;將中低壓連通管蝶閥開度增至15.1%、關閉減溫噴水閥退出切缸運行,1號機組功率為140.1 MW,主蒸汽流量為629 t/h,抽汽流量為365 t/h,次末級溫度為58.2 ℃,末級溫度為24.1 ℃。結合軸振和瓦振可以判斷,低壓缸零出力投入和退出過程中機組未出現(xiàn)顫振和超溫風險。

        表2 低壓缸零出力投入和退出過程的狀態(tài)參數(shù)及變化量

        1號機組在切缸模式下、不同負荷工況的運行參數(shù)如表3所示,在中低壓缸旁路調節(jié)閥開度50%~65.8%、冷卻蒸汽流量23.8~26 t/h、減溫噴水閥開度5%、噴水流量5~7.4 t/h下,次末級溫度為46.3~80.2 ℃、末級溫度為13.3~16.3 ℃,低壓缸次末級和末級溫度正常,且軸振和瓦振均在正常范圍內(nèi),說明在切缸運行期間機組能夠安全、穩(wěn)定運行,一定程度上可避免葉片的斷裂現(xiàn)象[15]。

        表3 低壓缸零出力模式下不同負荷的運行參數(shù)

        3 雙機組聯(lián)合供熱模式

        圖2和圖3分別為1號機組非零出力工況和零出力工況下,雙機組聯(lián)合供熱量隨著2號機組發(fā)電功率的變化關系。由圖2、圖3可知,當1號機組發(fā)電功率(供熱抽汽量)一定時,聯(lián)合供熱量隨著2號機組發(fā)電功率先增大后減少,增大趨勢是因為隨著2號機組主蒸汽流量的增大,發(fā)電功率和供熱抽汽量均增大,減小趨勢是在2號機組主蒸汽流量基本不變的情況下,供熱抽汽量隨著發(fā)電功率的增大而減少。當2號機組發(fā)電功率(供熱抽汽量)一定時,聯(lián)合供熱量也隨著1號機組發(fā)電功率先增大后減少。

        圖2 非零出力工況下雙機組供熱量

        圖3 零出力工況下雙機組供熱量

        在保證安全穩(wěn)定運行的前提下,1號機組可以在低壓缸零出力和非零出力2種工況下運行,2號機組可以將6臺熱泵投入運行,考慮發(fā)電、供熱和調峰3種盈利模式,制定雙機組聯(lián)合供熱模式:①2號機組單獨供熱,6臺熱泵逐臺投入,調節(jié)熱泵運行臺數(shù);②1號機組非切缸運行+2號機組熱泵全運行,控制1號機組供熱抽汽流量;③1號機組切缸運行+2號機組熱泵全運行,控制1號機組供熱抽汽流量;④1號機組切缸運行+2號機組熱泵運行,控制熱泵運行臺數(shù);⑤1號機組非切缸運行,調節(jié)供熱抽汽流量,或2號機組熱泵逐臺退出,調節(jié)熱泵運行臺數(shù)。

        為了實現(xiàn)社會效益和經(jīng)濟效益最大化,根據(jù)用戶的熱量需求,制訂并實施如下供熱方案。

        a.供熱初期。當熱量需求低于800 GJ/h,采取供熱模式①,2號機組負荷175~290 MW即可滿足要求;當熱量需求為800~1400 GJ/h,采取供熱模式②,投入1號機組供熱,保證2號機組調峰靈活性;當熱量需求為1400~1900 GJ/h,1號機組負荷為130~310 MW,2號機組負荷為175~290 MW,2號機組的6臺熱泵既能高效運行,1號機組還可參與調峰。

        b.供熱中期。當熱量需求高于1900 GJ/h,采取供熱模式③,1號機組投入切缸運行模式,負荷為140~200 MW,2號機組負荷為175~310 MW;在春節(jié)期間,將部分供熱需求切至2期供熱,采取供熱模式④,1號機組切缸深調至120 MW,2號機組切除部分熱泵調至300 MW,充分釋放2臺機組頂峰壓谷資源。

        c.供熱末期。隨著熱量需求降低,積極采取供熱模式②,提前實現(xiàn)1號機組深度調峰;臨近供熱期結束,采取供熱模式⑤,1號機組非切缸調節(jié)或2號機組熱泵逐臺退出調節(jié)。

        1號機組低壓缸零出力供熱項目完成后,最大抽汽能力從300 t/h升至725 t/h,機組供熱瞬時值由780 GJ/h升至1885 GJ/h。雙機組在供熱期的供熱量同比增加226萬GJ,供熱面積增加610萬m2,供電煤耗降低96.15 g/kWh,并為電網(wǎng)提供125 MW的調峰能力,實現(xiàn)節(jié)水33萬t,取得了較好的社會效益和經(jīng)濟效益。

        4 結論

        a.某電廠350 MW進口三菱機組在投入和退出低壓缸零出力過程中未出現(xiàn)顫振和超溫現(xiàn)象,將切缸工況用于實際供熱期,維持冷卻蒸汽流量23.8~26 t/h、減溫噴水流量5~7.4 t/h下,末級葉片最高溫度為80.2 ℃,且軸振和瓦振在正常范圍內(nèi),機組能夠安全、穩(wěn)定運行。

        b.針對不同的供熱需求,制訂并實施了5種雙機組聯(lián)合供熱模式,通過調節(jié)1號機組切缸/非切缸工況下的供熱抽汽流量以及2號機組熱泵的投運臺數(shù),雙機組在供熱期的供熱量同比增加226萬GJ,供電煤耗降低96.15 g/kWh,并為電網(wǎng)提供125 MW的調峰能力。

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