亚临界机组提升供热能力的研究

周仁米， 罗海华

(浙江浙能技术研究院有限公司， 杭州 311121)

根据2015年12月11日国家环保部、发改委联合下发《全国实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》的通知，要求到2020年全国现役机组平均供电煤耗不超过310 g/(kW·h)。据不完全统计，我国仅300 MW等级亚临界机组就有约880台，当前全国平均供电煤耗324.5 g/(kW·h)，节能减排压力巨大。亚临界机组通过技术改造实现集中供热，提高了能源使用效率，降低了发电机组供电煤耗；但近年来发电负荷逐年走低，纯凝机组负荷波动直接影响抽汽压力和抽汽流量[1]，时常出现机组发电负荷低导致机组供热能力不足或蒸汽品质不达标等问题。纯凝机组频繁轮流调停也会造成电厂热源工业蒸汽供应量、供汽压力突降，直接影响蒸汽用户的生产，可能造成供热用户的巨大经济损失。为提高亚临界机组供热能力及供热可靠性，有必要开展亚临界机组供热能力提升研究。

1 多汽源协同工业供汽改造研究

1.1 提升再热抽汽供热量改造

再热冷段抽汽供热后，相应减少进入到再热器的蒸汽量，易引起末两级再热器超温。再热冷段抽汽量提升主要取决于锅炉再热器，为减少投资规模，再热冷段抽汽改造基于现有条件开展供热改造，尽可能减少对锅炉受热面改造，再热冷段抽汽量提升难度较大。再热热段抽汽从再热器后抽汽，不减少进入锅炉再热器的蒸汽量，再热热段抽汽量不受锅炉再热器超温限制。但再热热段抽汽量过大会导致高压缸排汽压比过大，可能引起高压缸次末级以及末级叶片的断裂。再热热段抽汽量主要受限于汽轮机高压缸末级叶片强度及汽轮机轴向推力等。

根据弗留格尔公式[2]，级组的流量与级组前后压力平方差的平方根成正比。高压缸排汽压力越低，级组前后压力平方差越大，级组流量越大。增大高压缸末级压差可助于提高高压缸蒸汽流量，从而增加再热热段抽汽供热量。

纯凝机组大流量供热后，高压缸排汽压力降低，高压缸末级压差增大，会引起高压缸末级叶片应力及轴向推力的增加。为保护高压缸末级叶片的安全，高压缸排汽压力不能低于下限跳机值(见图1)，否则会引起高压缸末级叶片断裂。

图1 改造前高压缸排汽压力控制线

采取以下措施对高压缸进行重新优化设计，降低高压缸排汽压力下限，增大高压缸安全排汽压比，提高机组再热热段抽汽供热能力：

(1) 高压缸级数由11级增加至12级，对高压缸焓降进行重新分配，减少末级叶片承担的焓降。

(2) 优化高压缸内缸结构，采用新型叶型，增加末级动叶截面轴向宽度10 mm，轴向宽度达到50 mm，增加高压缸末级动叶强度。

高压缸优化改造后，高压缸排汽压力随调节级压力控制曲线见图2。

图2 改造后高压缸排汽压力控制线

高压缸优化改造前后排汽压力额定及排汽压力下限的对比见图3。

图3 高压缸优化改造前后对比

从图3可以得出：高压缸优化改造后，高压缸排汽压力下限降低0.3～0.7 MPa，调节级压力越低，高压缸排汽压力下限下降越大。降低高压缸排汽压力安全下限，降低许用供热压力，增加高压缸排汽流量，可提高纯凝机组再热段工业供汽能力80～100 t/h。

再热热段抽汽量提升后，通流级反动度及部分轮毂上承受的压力发生变化，从而引起轴向推力发生变化。汽轮机正负推力瓦面积均为1 360 cm2，允许比压(轴瓦作面上单位面积所承受载荷)最大可达2.45～2.74 MPa，折算成推力为333～373 kN。若机组从高压缸排汽口后抽走再热冷、热段蒸汽总质量流量190 t/h后，在THA工况下，汽轮机轴向推力为13.17 kN，与改造前33.10 kN相比变化了19.93 kN，在允许范围以内。

1.2 主蒸汽供热改造

主蒸汽供热改造技术是指从机组的主蒸汽高压旁路(简称高旁)管路上接出一路高温高压蒸汽，减温水源从锅炉给水母管上接取，经旁路快速启闭阀及温度、压力调节装置至新建的高旁热力站供热集箱，作为热源的供热备用，供热蒸汽参数调整至用户参数(2.0 MPa、300 ℃)之后供至热用户。

主蒸汽大流量抽汽供热后，再热器蒸汽流量基本上等量减少，再热器蒸汽在锅炉吸热大幅度减少，造成锅炉再热器超温。特别是锅炉在低负荷运行时，再热汽过热度小，再热器入口喷水后的蒸汽温度基本接近饱和温度，喷水进入再热器系统后汽化效果差，会对墙式再热器受热面造成损害，存在运行的安全隐患。

机组在BMCR、90%THA、75%THA、50%THA抽汽工况及不抽汽工况进行热力计算，结果表明：

(1)主蒸汽抽汽质量流量达到128.2 t/h后，锅炉再热器受热面壁温仍然有较大的安全裕量，屏式再热器、末级再热器受热面的管子不进行更换改造。

(2)锅炉在低负荷(50%THA以下)运行时，再热器入口蒸汽温度206 ℃，对应的饱和温度为203.9 ℃，再热器入口蒸汽温度基本接近饱和温度，喷水进入再热器系统后汽化效果差，会对墙式再热器受热面造成损害，必须在锅炉再热器减温器升级改造并且同时加强再热器受热面管子壁温监视与控制。

锅炉低负荷主蒸汽参与抽汽供热后，为减少再热器入口蒸汽喷水减温汽化效果差对墙式再热器受热面的影响，必须在墙式再热器出口与屏式再热器入口之间连接管上加装4套二级再热器减温器，同时在新增二级再热器减温器前后加装温度测点用于监测再热汽温变化。

再热器二级减温水水源抽自给水泵中间抽头，二级减温水质量流量按60 t/h进行设计及设备选型，减温器本体管道要求直径为457 mm、壁厚为20 mm，材质为SA-106B,减温水管道要求直径为60 mm、壁厚为8 mm和直径为76 mm、壁厚为9 mm，材质为20G。

主蒸汽抽汽供热改造后，再热器二级减温水将作为运行操作调节再热气温的主要方式。主蒸汽抽汽供热后，控制屏式再热器入口温度，在 BMCR工况下屏式再热器入口温度大于357 ℃，增加喷水量，屏式再热器入口温度小于357 ℃时，减少喷水量。增加和减少的喷水流量必须根据实际情况调整，其他工况同理。

2 再热冷、热段联合抽汽供热能力试验

机组稳定在某一负荷，记录此时冷再供热和热再供热蒸汽流量。缓慢增加再热管路供汽量，每次增加不超过10 t/h，每次稳定运行10 min，检查主机轴向位移、差胀、轴承振动、推力瓦温度、支撑轴承温度、高压缸排汽压力限制、中压缸排汽压力、低压缸排汽压力等参数。如再热蒸汽供热流量增加时出现异常报警，则停止试验，降低供热流量至正常。

再热冷段抽汽供热后，进入再热器蒸汽量减少，易引起再热器壁温超温，试验过程中加强锅炉蒸汽参数、减温水、超温情况监视，锅炉再热器超温时可以采用再热器喷水减温、烟气挡板调节汽温、减少再热冷段抽汽量来及时调整。再热热段大流量抽汽供热后，通流级反动度及部分轮毂上承受的压力发生变化，会引起轴向推力发生变化，必须加强主机轴向位移、差胀、轴承振动、推力瓦温度、支撑轴承温度等监视，如果主机轴向位移或者其他指标报警时，可适当减少再热冷、热段联合抽汽量[3]。

同时，再热冷、热段联合大流量抽汽后，高压缸末级叶片级间压差增大，引起高压缸末级隔板扰度增大以及高压缸末级叶片弯应力增加，试验过程中应加强高压缸排汽压比监视。如果高压缸压比过大导致报警，可采取关小中压调节阀来调节高压缸排汽压力或者减少再热冷、热段联合抽汽量。另外，还必须加强除盐水箱、热井补水、凝结水溶氧等参数监视。通过试验测试出机组在高、中、低负荷下，再热冷、热段联合供汽能力。

机组再热冷、热再联合抽汽供热能力试验数据见表1。

表1 机组再热冷、热段联合抽汽供热能力

根据试验数据及分析得出：

(1) 机组在220 MW、260 MW及以上负荷时，能够提供总供热质量流量为150 t/h 、170 t/h；当机组负荷继续提高时，单机总供热质量流量仍能适当提高。

(2) 当机组降负荷低至200 MW，为维持供热压力要求，中压调门需关小至40%左右，总供热质量流量可达140 t/h左右。

3 多汽源协同供汽经济运行策略

3.1 冷、热段优先抽汽经济运行

通过采用等效焓降法对再热段抽汽供热进行热经济性分析，冷段抽汽和热段抽汽均导致机组做功减少，冷段抽汽对应的系统实际吸热量减少得更多，且冷源损失较少，导致汽轮机绝对内效率较高，且冷段抽汽下的机组绝对内效率比热抽方式更高，即冷段抽汽对应的抽汽供热机组热经济性好。主蒸汽做功损失较大，导致供热经济性较差。不同抽汽源供热经济性优劣排名：再热冷段>再热热段>主蒸汽。以对外输出同样100 t/h中压蒸汽为例，再热冷段抽汽供热可降低机组供电煤耗12.08 g/(kW·h)，再热热段抽汽供热可降低机组供电煤耗10.43 g/(kW·h)[4]。

为提高供热对机组的经济性影响，尽可能增大再热冷、热段抽汽量，减少主蒸汽供汽量，极大提高供热对机组的经济性影响。

3.2 热段协同冷段抽汽调汽温

机组低负荷时，再热冷段抽汽温度低，冷再供热联箱温度偏低，而再热热段抽汽温度高，适量提高再热热段抽汽温度，通过再热热段抽汽同再热冷段抽汽混温调整，实现冷、热段汽源协同调整供热汽温。

3.3 主蒸汽协同供热实现纯凝机组热电负荷解耦

在纯凝机组发电负荷低、供热流量小、外界供热需求量大时，通过主蒸汽抽汽弥补发电负荷低时再热冷、热段供热流量缺口，实现纯凝机组大流量供热热电负荷解耦，提升机组发电负荷灵活性。

3.4 提升冷、热段抽汽供热安全性

常规再热冷、热段抽汽供热受汽轮机及其系统的影响，汽轮机及其系统解列会中断冷、热段抽汽供热，通过主蒸汽抽汽改造，可以实现停机不停炉，连续不断对外供热，提升冷、热段抽汽供热安全性。

4 结语

结合汽轮机通流改造，增加高压缸末级动叶片及隔板轴向宽度，提高高压缸末级动叶片及隔板强度，降低高压缸排汽压力控制值，提高纯凝机组再热冷、热段长输供热能力。在常规再热冷、热段抽汽供热基础上，增设等流量主蒸汽抽汽减温减压应急备用供热方式，形成多点热源协同供热系统，实现纯凝机组的热电解耦，增强纯凝机组超低负荷工况下供热能力，提高纯凝机组长输供热灵活性及安全性。