0 引言

中压供热是大容量机组供热的一个重要技术措施。传统的中压供热是通过机组再热器冷端调压、再热器热端调温的蒸汽混合调压方式对外供热, 其供热能力随着机组负荷的变化而变化^[1]。但在当前火电机组深度调峰运行方式成为常态化的环境下, 若供热压力不变, 则供热能力受限, 会出现低负荷下供热能力不足或无法供热的问题; 若降低供热压力又会造成供热品质下降, 不符合节能要求, 同时无法满足供热质量要求。

为适应火电机组深度调峰的现状, 同时提高机组低负荷下的供热能力, 本文以扬州第二发电有限责任公司630 MW机组为例, 对其中压调节阀节流运行改造进行分析, 供同类型机组参考。

1 系统概况

扬州第二发电有限责任公司2×630 MW亚临界机组汽轮机为美国西屋电气公司生产的TC4F-980型亚临界、一次中间再热、单轴、反动式、四缸、四排汽、双背压、凝汽式汽轮机, 供热系统采用调压、调温的蒸汽混合调压方式。调节压力时投再热器冷端, 调节温度时投再热器热端, 蒸汽经蒸汽混合器分别汇入厂房供热母管, 通过分汽缸接入供热管网对外供热。正常运行时1台机组主供、另1台辅供。供热系统结构如图 1所示。锅炉给水泵汽轮机(以下简称小机)为美国西屋电气公司生产的EMM32多级型、单缸、单轴、双气源、变转速、变功率、反动式双进汽凝汽式汽轮机。

机组供热流量与再热器冷端至辅汽供汽量之和最大为120 t/h。供热热源分界点设计供热压力为1.5 MPa, 供热温度为330℃; 实际运行中供热压力为1.1~1.5 MPa, 供热温度为330℃。当单机或双机低负荷运行时, 采取降低机组真空及供热压力等措施提高供热能力, 但有时仍不能满足供热用户需求。

2 中压调节阀节流运行的可行性分析 2.1 试验分析

2017-09-16 2号机组停机前进行了中压调节阀节流运行试验。机组负荷300 MW、CCS方式下, 由热控人员在工程师站操作, 将4只中压调节阀开度从100%逐渐关小, 开度大于30%时每次输入步长5%, 开度小于30%时每次输入步长1%, 最终4只中压调节阀开度关至24%, 机组运行正常, 各项参数均在正常范围内。在整个试验过程中, 中压调节阀关至50%时, 有节流效果; 关至30%时, 节流效果明显; 关至28%时, 节流噪声较大, 主要因为该状态下主蒸汽的流速与压比进入共振区; 再继续关小后情况好转^[2-3]。试验前后数据见表 1。

主机轴向位移、推力瓦温度、轴承温度、轴承回油温度、3-11号轴承振幅、高压缸差胀等没有变化。中低压缸差胀、缸胀略有增加(试验时间较短), 1-2号轴承振动略有增加(1y振动增加13.3 μm, 与正常运行状态下一致)。由于未供热, 再热器壁温未发现明显变化。根据试验前后参数比对, 可以基本确定中压调节阀节流供热原则上是可行的^[4-5]。

中压调节阀节流至25%, 在不供热情况下, 再热器冷端压力上升约0.73 MPa, 相当于正常运行状态下的再热器冷端压力^[6-7]。根据以上数据测算, 测算结果见表 2。由表中数据可知, 改造后机组在300 MW负荷下供热流量可增加约50%, 增加供热流量约30 t/h。

2.2 安全性分析

中压调节阀原设计为全开启方式运行, 为确定机组中压调节阀节流运行的风险, 对其安全性进行评估, 评估过程及注意事项如下。

(1) 在供热流量不超限的情况下, 高压缸末级叶片强度合格; 提高高压缸排汽压力, 可使高压缸末级叶片前后压差维持在安全区间内^[8]。

(2) 机组由1个单流高压缸、1个双流中压缸及2个双流低压缸组成。中、低压缸接近对称, 轴向推力非常小。根据高压缸的推力平衡原理, 主蒸汽及抽排汽系统对高压缸的平衡性能影响不大, 但需要关注推力瓦温的变化^[9]。

(3) 中压调节阀没有设置流量特性曲线, 因此不适合设置自动控制逻辑^[10]。为了保证系统的稳定性, 建议采用手动调节。

(4) 为防止因中压调节阀油动机存在阀门前后压差, 导致中压调节阀打不开, 需保证中压调节阀最小开度; 同时为保证EH油压的稳定性, 需严控中压调节阀的开、关速率^[11]。

3 控制策略及改造方案

扬州第二发电有限责任公司630 MW机组DCS控制系统采用爱默生公司生产的OVATION系统。在中压调节阀节流供热工况下采用中压调节阀单阀运行模式。当机组负荷小于350 MW时, 允许中压调节阀节流供热模式投入, 手动控制中压调节阀开度至24%参与供热调节。具体控制策略、逻辑设置及改造方案如下。

(1) 常规运行方式:在启动、停机、带负荷等纯冷凝工况下, 所有中压调节阀同时开启。

(2) 节流供热模式投入条件:CCS方式、240 MW≤机组负荷≤350 MW、汽轮机挂闸、发电机并网, 且供热流量无法满足用户需求、机组未达最大供热流量。

(3) 节流供热模式调节过程:中压调节阀采用单阀运行模式, 手动控制其开度至24%, 参与供热调节(逻辑限制中压调节阀最小开度不小于24%), 提高中压主汽阀前压力, 供热蒸汽混合器压力调整阀自动控制供热流量(供热流量与再热器冷端供辅汽流量之和不大于120 t/h)。

(4) 节流供热模式步长设定:手动操作方式下, 中压调节阀开度大于35%时, 步长不超过5%;中压调节阀开度小于35%时, 步长不超过1%^[12]。

(5) 节流供热模式手动切除条件(任一条件满足):手动切除, 汽轮机跳闸, OPC动作, 负荷≥370 MW, 任一中压调节阀故障(指令反馈偏差超过10%, 此时中压调节阀只接受DEH控制信号, 整个过程由调节系统自动控制^[13])。

(6) 节流供热模式速率条件:中压调节阀节流供热模式下, 在手动切除、负荷≥370 MW或任一中压调节阀故障(指令反馈超过10%)自动切除后, 中压调节阀以15%/min速率自动全开, 机组负荷由CCS自动调整; 不影响汽轮机跳闸和OPC动作对调节阀的控制。

(7) 设置高压缸排汽压比低、中压主汽阀前压力大、中压调节阀开度低的报警值。

4 中压调节阀节流供热运行分析 4.1 节流供热参数分析

2018-01-09T13:37, 2号机组在负荷335 MW、AGC方式下投入中压调节阀节流供热模块, 将4只中压调节阀开度从100%逐渐关小至25%, 机组各参数正常(见表 3)。

中压调节阀关小过程中, 因为高压调节阀开度在46%~75%时, 处于空行程区域, 晃动幅度会变大, 应及时调整汽压正偏置, 减小高压调节阀开度, 直至晃动平稳后再继续关小中压调节阀。

由表 3可以看出, 中压调节阀节流过程中, 各参数均处于正常范围内。调节级压力上升时, 调节级温度未变。高压缸排汽压力上升时, 高压缸排汽温度远低于报警值(370℃)。在中压调节阀开度从30%逐渐关至27.4%过程中高压缸排汽压比下降明显, 但仍高于报警值(2.5)。主机轴向位移、推力瓦温、轴承温度、轴承回油温度、3-11号轴承振动幅值、高压缸差胀等基本没有变化。中低压缸差胀、缸胀基本没有变化, 1-2号轴承振动略有增加(2x振幅增加6 μm)。节流后中压调节阀开度在30%、25%时, 再热蒸汽略有超温现象, 主要因高压缸效率下降、高压缸排汽温度(再热器冷端入口温度)上升引起^[14-15]。

基于以上分析, 中压调节阀节流之前, 机组供热流量约83 t/h (再热器冷端供热蒸汽流量59 t/h, 再热器热端供热蒸汽流量24 t/h, 压力调节阀开度75%, 温度调节阀设定值355℃), 采取中压调节阀节流至25%后, 再热器冷端蒸汽压力上升至2.2 MPa左右, 同时供热蒸汽压力上升0.1 MPa (由1.14 MPa上升至1.24 MPa), 供热蒸汽流量增加约20 t/h。

4.2 经济性分析

中压调节阀节流前后经济性参数对比如表 4所示, 主蒸汽流量由977.61 t/h上升至1062.80 t/h, 增加约85 t/h, 给水流量亦同步上升, 这是因为供热蒸汽流量上升了20 t/h, 同时中压调节阀节流导致节流损失增加, 一、二抽压力上升导致回热抽汽量增加。机组若维持相同负荷, 则需提高主蒸汽流量^[16-17]。由表 4可以看出, 中压调节阀节流后机组煤耗增加约13 g/kWh。

5 建议

针对中压调节阀节流过程中的主蒸汽温度、压力等参数变化情况和节流噪声等问题, 提出以下建议。

(1) 中压调节阀关小过程中, 应注意高压调节阀开度的变化, 适当增加主汽压偏置, 避免因中压调节阀开度在拐点附近来回晃动而影响机组参数稳定及安全。

(2) 中压调节阀关小过程中, 应加强汽轮机在线监测系统中各项参数, 首级压力, 主蒸汽、再热蒸汽压力、温度, 高压缸排汽温度, 各级抽汽及加热器疏水情况的检查和监视。

(3) 中压调节阀节流供热投入后, 应适当增加供热蒸汽混合器压力调节阀开度, 加强对机组各参数及高压缸排汽压比、高压缸排汽温度、高压加热器水位、再热器壁温的监视。

(4) 若再热器冷端及再热器热端压力上升, 可调整供热调节阀开度, 以匹配热用户需求的供热参数。

(5) 中压调节阀节流供热时, 中压调节阀开度在28%左右节流噪声较大, 应避免在此开度下长时间停留。

(6) 在进行高中压主汽阀、调节阀活动性试验前, 应先退出中压调节阀节流供热。

(7) 解除中压调节阀节流供热前, 应先将中压调节阀全开。

(8) 高压缸排汽压比低报警时, 应及时增加供热流量, 必要时退出中压调节阀节流供热。

(9) 机组升负荷至350 MW及以上或降负荷至240 MW及以下时, 应及时退出中压调节阀节流供热。

6 结束语

尽管目前存在机组能耗上升而导致的供电煤耗增加问题, 使得中压调节阀节流供热只作为一种应急手段, 但总体而言, 该技术在满足电网调峰及环保要求的前提下, 在主蒸汽压力、温度不变的情况下, 解决了低负荷时供热不足的难题, 保证了连续供热需求, 为其他供热机组紧急状态下的供热方式提供了参考。