一种大型纯凝汽轮发电机组对外供热改造新模式

薛智

（广东珠海金湾发电有限公司，广东省 珠海市 519060）

0 引言

广东珠海金湾发电公司3、4号2 600 MW超临界机组，锅炉为上海锅炉厂引进技术生产的超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、Π型露天布置、固态排渣、全钢架悬吊结构。锅炉燃用神府东胜煤，炉后尾部布置两台转子直径为13 492 mm的三分仓容克式空气预热器。汽轮机组是由上海汽轮机有限责任公司制造的 N600-24.2/566/566超临界B191成熟机型，为具有一次中间再热、三缸四排汽、单轴凝汽式汽轮机。发电机为上海汽轮发电机有限公司生产的三相交流隐极式同步发电机，型号为QFSN-600-2，冷却方式为水氢氢，即定子绕组采用水内冷方式，转子绕组和定子铁心用氢内冷方式，励磁方式采用自并励静止可控硅励磁。2010年，两台机组通过改造实现了对周边工业园区的供热，供热方式为：再热蒸汽经减温减压进行对外供热[1]，设计供热参数为：1.6 MPa，320 ℃，单台机组设计最大供汽量为100 t/h。

但随着工业园区供热需求的不断增大，用热需求峰值已突破160 t/h，而由于广东省电网总体处于供大于求的局面，火电机组负荷率不断下降，公司两台发电机组中经常有一台处于调度停运状态，仅有一台发电机组对外供电，现有单台机组100 t/h的供热能力已无法满足供热管网的用热需求。同时，国家三部委联合印发了《全面实施燃煤电厂超低排放和节能减排改造工作方案》，要求新建机组供电标煤低于300 g/(kW·h)，到2020年，现役燃煤300 MW发电机组改造后平均供电标煤低于310 g/(kW·h)；现役燃煤 600 MW发电机组改造后平均供电标煤低于300 g/(kW·h)，东、中部地区提前至2017年和2018年达标。对纯凝机组进行供热改造[2]，在大流量供热时供电煤耗将出现明显的降低，是纯凝机组实现煤耗达标的重要途径[3]，比汽轮机通流改造经济性更优。且根据《广东省热电联产机组节能发电调度管理办法》，对纯凝机组改造后年平均热电比达到20%以上的机组，按同类型热电联产机组调度，也即实现“以热定电”，使机组的基础电量和利用小时数得到较大幅度的提高。由此可见，实施供热增量改造，提高单台机组的对外供热量，不仅能为工业园区提供高效清洁的高品质蒸汽，履行社会责任[4]，同时也可以提高经济效益，是实现煤电机组经营困境的有效途径，具有非常重要的意义。

1 提高机组对外供热能力的技术措施

由于热网用户供热蒸汽压力需求为 1.3 MPa以上，考虑管输损失，电厂出口蒸汽必须达到1.5～1.6 MPa。在上海汽轮机厂B191成熟机型的各段抽汽中，四段抽汽在100%THA工况下的蒸汽压力只有0.95 MPa，三段抽汽在80%额定负荷以下的蒸汽压力将低于 1.5 MPa，都不能满足供热管网的需求。二段抽汽即冷再蒸汽在50%负荷时的蒸汽压力为1.99 MPa，但根据上海汽轮机厂的核算，考虑到对汽轮机高压末级叶片的安全和机组推力平衡的影响，为保证汽轮机长期连续安全运行，从再热器冷段或热段抽汽对外供热的抽汽总量不能高于100 t/h，在40%额定负荷以下时抽汽量更是不能高于50 t/h，因此通过增大汽轮机二段抽汽量增加对外供热的方法并不可行。同样，汽轮机一段抽汽也存在抽汽量限制[5]，能对外供热的抽汽裕量比二段抽汽更小，不能满足增加对外供热量的需求[6]。

除以上一、二、三、四段抽汽供热之外，可考虑的低压供热增量技改方法还有一段抽汽通过压力匹配器引射中排蒸汽、高压旁路改造、主蒸汽经背压机做功后排汽供热[7]等，但都存在热力系统较为复杂、投资大导致投资回收周期长等问题[8]，技术经济性较差。

本文提出一种供热增量改造新模式，即退出#1高加或#1、#2高加全部退出，原一段抽汽或一段、二段抽汽全部在高压缸做功后，从再热器冷段抽出，作为新增的对外供热蒸汽。根据机组中、低负荷高压加热器相关参数分析可知，450 MW工况时，#1、#2高加停运后，可从再热冷段增加抽汽约165 t/h，冷再蒸汽参数为3.0 MPa、288 ℃，最终给水温度由 256.7 ℃降至 191.9 ℃，降低近65 ℃；300 MW工况，#1、#2高加停运后，可从再热冷段增加抽汽约 90.6 t/h，冷再蒸汽参数为2.0 MPa、299 ℃，最终给水温度由 241.3 ℃降至174.8 ℃，降低约66 ℃。由此可见，停运#1、#2高加，可明显增加再热冷段抽汽能力。但与此同时，给水温度也大幅降低。

2 退出#1、#2高加对 SCR投入的影响分析

通常选择性催化还原(selective catalytic reduction，SCR)装置的最佳反应温度范围为320～400 ℃，对于特定的装置，催化剂的设计温度范围稍有变化，我公司SCR催化剂运行温度范围取310～400 ℃。经省煤器分级改造后，机组在450MW至250MW过程中，SCR入口烟气温度由355℃降低至322℃，总体可以满足脱硝装置的运行要求。为了验证#1、#2高加停运对锅炉脱硝装置的影响，选取一台机组进行了停运#1、#2高加对SCR入口烟气温度影响试验，结果见表1。

由表1可见，在300 MW工况下，1号高加停运后，给水温度降低23.1 ℃，SCR入口烟气温度为 332.9 ℃，烟气温度降低近 5.7 ℃；#1、#2高加同时停运后，给水温度降低55.6 ℃，SCR入口烟气温度为321.1 ℃，较停运1号高加SCR入口烟气温度继续降低11.8 ℃，较加热器正常运行时的烟气温度降低 17.5 ℃，但可保证 SCR正常投入运行。在更恶劣的250 MW工况下，停运1号高加后，给水温度为209.1 ℃，SCR入口烟气温度318.0 ℃。据此推测，250 MW工况下，#1、#2高加同时停运，SCR入口烟气温度降继续降低约8～10 ℃，达到SCR催化剂允许运行的温度下限值。但考虑到250 MW为超出机组正常负荷调度范围的深度调峰非正常工况，可以提前通过减少吹灰等运行措施提高SCR入口烟温，并且机组在进行省煤器分级改造时，已预留了给水旁路的接口。如果将给水旁路系统接好后，可使SCR入口烟气温度提高约15 ℃。这样即使在250 MW的非正常深度调峰工况下，#1、#2高压加热器退出后通过投入备用的给水旁路系统，也可确保SCR正常投入运行。

表1 机组不同工况下停运高压加热器时锅炉烟气温度列表Tab. 1 List of boiler flue gas temperature under different working conditions when the HP heater is stopped

3 退出#1、#2高加对汽轮机高压缸末级叶片安全性的影响分析

B191机型的高压末级、次叶片结构型式为自带围带T型叶根。上海汽轮机厂进行了以下两种强度工况的核算：1）工况1。阀门全开，切除#1、#2高加，高排抽汽量200t/h；2）工况2。阀门全开，切除#1高加，高排抽汽量100 t/h。对高压末三级动叶而言，强度工况为最危险工况，即在阀门全开时，高压缸末三级叶片所受到的推力最大，如果该强度工况下应力核算通过，则在所有工况下均认为可安全运行。

在强度工况 1，末三级动叶片应力考核结果如表2所示。

考核结果显示，当4阀全开时，在高排抽汽200 t(切除#1、#2高加)，高压末三级动叶强度合格，但是末级动叶叶根激励指数为1.04，接近允许的极限值，因此要求机组高排抽汽量应控制在200 t/h以下。

在强度工况 2，末三级动叶片应力考核结果如表3所示。

考核结果显示，当高排抽汽100 t/h(仅切除#1高加)时，高压末级动叶强度基本合格，但是末级动叶叶根激励指数达到了1.00的极限值，因此当#1高加切除时，要求机组高排抽汽量应严格控制在100 t/h以下。

综上所述，机组在抽汽工况运行时，相对纯凝汽工况而言，其工况更复杂、更恶劣，尤其是高压末三级动叶。在上述强度工况下，高压末三级动叶仍在安全范围内，可确保安全连续运行。但抽汽工况下末级叶根激励指数已接近许用值，实际运行时需严格控制非调整抽汽总量，以保证高压末几级叶片的运行安全。通过对动叶片强度工况下的强度和应力计算，切除#1高加时，高排最大抽汽量为 100 t/h(冷再、热再合计抽汽量)。因机组之前进行的供热改造已从再热器抽汽达到100 t/h，因此仅切除#1高加已无法增加对外供热量。而同时切除#1、#2高加，高排最大抽汽量可达到200 t/h，满足机组增加对外供热量的要求。

表2 强度工况1末三级动叶片应力考核结果Tab. 2 Results of stress assessment of the last three dynamic blades under strength condition 1

表3 强度工况2末三级动叶片应力考核结果Tab. 3 Results of stress assessment of the last three dynamic blades under strength condition 2

4 退出#1、#2高加对汽轮机轴向推力的影响分析

B191机型由单流高压缸，单流中压缸和双流低压缸组成。调节级采用与高压缸汽流方向一致的顺流布置，高中压合缸。低压缸对称双流，推力相互抵消，自然平衡。高压缸轴封左右对称，推力自然平衡。因此，推力平衡仅为高中压缸的推力及平衡活塞之间的平衡[9]。由于机组已经运行较长时间，上海汽轮机厂采用同比计算的方法进行推力核算，以纯凝运行各阀点工况为基准，分别计算高排抽汽100 t/h、切除#1高加高排抽汽、切除#1和#2高加高排抽汽几种工况下，对汽轮机轴向推力的影响，取4种工况作为推力计算校核工况，轴向推力计算结果如表4所示。

表4 轴向推力计算结果表(配可倾瓦推力轴承)Tab. 4 The axial thrust calculation results(with tilting pad thrust bearing)

从计算结果可以看出，以纯凝工况为基准，仅切除#1号高加，高排抽汽100 t/h，推力会向调阀端增大，随着负荷越大，增大的幅度越大；如切除#1、#2号高加，高排抽汽200 t/h，推力会向调阀端增大，随着负荷越大，增大的幅度越大。但对推力的影响是“仅切除#1号高加，高排抽汽100 t/h”的工况时最大。因此，在实行供热增量改造后，运行中需监视轴向推力的变化，尤其在高负荷抽汽工况下。

5 退出#1、#2高加对机组经济性影响

停运#1、#2高加，将引起各负荷状态下给水温度降低，从而降低机组的回热效果，引起机组发电煤耗升高[10]，从表 5的计算可知，100%、75%、50%电负荷工况下，停运#1、#2高加将使得最终给水温度分别下降67、63、64 ℃，机组发电煤耗升高5.1～5.6 g/(kW·h)。纯凝状态下，均摊至全年平均发电煤耗将升高约5.3 g/(kW·h)。

表5 停运#1、#2高加对机组经济性的影响Tab. 5 The influence on unit economy of stopping the #1 HP heater

停运#1、#2高加，虽然在纯凝状态下均摊至全年平均发电标煤耗将升高约5.3 g/(kW·h)，按机组年利用小时数4 500 h、标煤价为900元/t计算，单台机组每年的增加的燃料成本约为1 288万元。按每吨供热的边际利润为 40元、全年对外供热6 000 h测算，单台机组额外增加的100 t/h对外供热量为公司贡献的边际利润为 2 400万元，经济效益显著。

6 结论

要实现压力为1.5 MPa左右的低压对外抽汽供热改造，目前国内多数纯凝机组采用的方法是从再热器冷段或热段抽汽外供，但供热量受到汽轮机允许抽汽量的限制。为达到以最小的改造实现对外供热量倍增的效果，退出#1、#2高加，将原一段、二段抽汽从再热器冷段抽出作为对外供热蒸汽是一种创新性的模式。通过理论测算和现场试验，该方法对机组给水温度、脱硝投入的影响都是可控的，对汽轮机高压缸末级叶片安全性和汽轮机组轴向推力的影响经核算也是在安全裕度之内的，经济效益经评估也是显著的。证明退出#1、#2高加，实现对外供热量倍增的方法是可行的，可供纯凝机组实施大流量低压供热改造时借鉴。