灵活性减温减压器改造中抽汽边界参数选择与中压缸压力变化导致排汽温度变化的关系研究与分析

郭忠贵

摘  要：针对机组进行灵活性减温减压器改造中，机组负荷降为额定负荷的参数选择，中压缸排汽压力提高，排汽温度如何变化，温度变化供热管道及设备材质是否满足蒸汽温度要求，最后如何确定中压缸排汽压力和温度，如何确定最低负荷。为此，计算汽轮机各种热平衡图，进行分析研究。

关键词：灵活性减温减压器改造   抽汽边界参数选择    中压缸排汽温度   分析与研究

一、前言

为加快能源技术创新，挖掘燃煤机组调峰潜力，提升我国火电运行灵活性，全面提高系统调峰和新能源消纳能力，国家能源局分别于2016年6月28日和2016年7月28日下发了《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》（国能综电力【2016】397号）和《关于下达第二批火电灵活性改造试点项目的通知》（国能综电力【2016】474号）等文件，先后包括国华准电等22个电厂被确定为国家“提升火电灵活性改造试点项目”。为满足灵活性可行性研究阶段性要求，本次针对灵活性改造热电解耦之减温减压器方案进行进一步可行性研究。但减温减压器改造边界参数的确定是一个非常复杂的过程，涉及到汽轮机热平衡图，需要反复计算，需要锅炉进行主汽抽汽流量安全性计算。汽轮机需要核对不同负荷中压缸抽汽流量的计算，抽汽流量的提高需提高中压缸排汽压力，有焓熵图得知，排汽压力提高对应排汽温度也提高，排汽温度提高对应抽汽管道及设备是否超过使用设计温度等，牵一发动全身。

二、汽机热平衡图计算与中压缸排汽温度的确定

对现状热负荷和近期热负荷，汽机厂给出的热平衡图满足设计要求。

经过计算十几版减温减压器热平衡图，得知，25%额定电负荷热平衡图主汽管道抽汽100t/h，为了满足供热抽汽量，中低压导汽管调节阀被迫关小，中压缸排汽压力上升，排汽温度升高到355℃。25%额定电负荷从主汽管道抽汽100t/h，中压缸排汽温度为355℃，汽机侧的安全问题分析：

中低压导汽管应用范围为壁温≤430℃的蒸汽管道，长期运行无问题;中低压导汽管的供热抽汽管道的抽汽快关阀、电动门适用温度均小于或者等于425℃，长期运行无问题;中缸材质、中压缸末级叶片材质与高压缸、高压缸末级叶片材质相同，满足中缸排汽温度要求。中压转子、中压末级叶片、中压末级叶片销钉、中压末级隔板、低压第1级隔板均经强度核算满足要求。

中低压导汽管的供热抽汽管道使用温度低于或等于350℃，不满足设计要求，需更换部分供热抽汽管道;低压转子材料26Cr2Ni4MoV，即B30A-S，適用温度要求不大于300℃，需要更换低压转子;中低缸导汽管调节阀、安全阀、波纹膨胀节适用温度要求不大于300℃，需要更换。可见，当中压缸排汽温度到300℃以上时，得更换低压缸转子、供热抽汽管道、安全阀膨胀节等附件，投资成本将非常大，更换低压转子更是得不尝失。

从汽轮机的安全性考虑，尽量使中排温度降低到300℃。因此本工程选择满足中排温度在300℃时，汽轮机的电负荷在30%，供热量满足760万平方米的供热需求的方案。

现状热平衡图见如下图1，满足670万平方米的供热需求。

近期热平衡图见如下图2，满足760万平方米的供热需求。

近期热平衡图见如下图3，满足减温减压器设计60%额定负荷的供热需求。

三、锅炉主汽抽汽量安全性校核

1、锅炉按25%额定电负荷工况，主蒸汽管道抽汽100t/h及130t/h的可行性进行核算，并评估锅炉受热面安全性。

本次锅炉热力计算基准如下：

1）、过量空气系数按锅炉50%负荷实际运行值1.337（根据机组2014年8月27日177MW工况的锅炉省煤器出口氧量O2=5.3%计算得到）;

2）、燃用原设计煤质;

3）、空预器入口风温为25℃（一、二次风温加权平均数）。

在机组保证25%额定电负荷的同时从主汽管道抽汽130t/h（汽机侧主汽压力6.6MPa），锅炉存在再热器事故喷水约20.4t/h，再热器烟气侧挡板开度较小，尾部烟气挡板调节已基本达到极限，再热器受热面存在超温风险。机组保证25%额定电负荷的同时从主汽管道抽汽100t/h（汽机侧主汽压力6.6MPa），锅炉存在再热器事故喷水约4.7t/h，再热器烟气侧挡板开度较小，但受热面超温还在可控范围内。机组保证25%额定电负荷的同时从主汽管道抽汽100t/h（汽机侧主汽压力7.5MPa），锅炉无再热器事故喷水，烟气挡板有一定裕度的调节开度，锅炉运行是安全的。

综上所述，机组保证25%额定电负荷的同时从主汽管道抽汽100t/h（汽机侧主汽压力7.5MPa），再热器不存在事故喷水，再热器受热面壁温在允许范围内，但安全裕度较小，实际运行过程中需要密切关注再热器受热面壁温。若实际运行过程中需通过投入再热器事故喷水量调节烟气挡板开度，主汽管道抽汽量可适当增加，但建议实际运行过程中投再热器事故喷水后再热器入口汽温不得低于215℃，或再热器减温水喷水量不得超过32t/h。

2、锅炉按30%额定电负荷工况，主蒸汽管道抽汽100t/h的可行性进行核算，并评估锅炉受热面安全性。

本次锅炉热力计算基准如下：

1）过量空气系数按锅炉50%负荷实际运行值1.337（根据机组2014年8月27日177MW工况的锅炉省煤器出口氧量O2=5.3%计算得到）;

2）燃用原设计煤质;

3）空预器入口风温为25℃（一、二次风温加权平均数）。

在机组保证30%额定电负荷工况下，从主汽管道抽汽100t/h（汽机侧主汽压力7.5MPa），锅炉存在再热器事故喷水约5.5t/h，再热器烟气侧挡板开度在合理范围内，受热面超温还在可控范围内。在机组保证30%额定电负荷工况再热器可以正常稳定的运行。

四. 结论及建议

机组在30%～60%额定电负荷之间从主汽管道抽汽100t/h，汽机侧主汽压力7.5～15MPa、主汽温度540℃;中排压力0.24～0.4MPa;凝汽器绝对压力4.9KPa。锅炉主蒸汽采用两级减温减压后供热，经一级减温减压后参数为1.6MPa/350℃（抽30吨蒸汽供辅汽），再经二级减温减压后参数为0.24～0.4MPa（a） /260℃，与参数为0.24～0.4Pa（a）/295～260℃采暖蒸汽混合为参数0.24～0.4 MPa（a）/260～285℃的供热网首站用蒸汽。

汽轮机电负荷在30～60%，供热量满足760万平方米的供热需求方案，中排温度在300℃以内。这种工况对汽机、锅炉更加有利，灵活性更高;且需要改造的项目少，减少工程投资。

本工程满足30～60%电负荷提供760万平方米采暖面积的供热量的工程设想，是按往年平均供热蒸汽流量下的供热需求，如遇极寒天气供热能力不足，应升负荷运行或降低辅助蒸汽用汽。

参考文献：

北京北重热平衡图，供热抽汽管道及附属设备设计说明书，北京巴威公司锅炉设计说明书。