综合利用轴封溢流热能助力低温省煤器投运

方国权

(浙能阿克苏热电有限公司, 新疆 阿克苏 843000)

习近平总书记在第七十五届联合国大会上指出,“中国将提高国家自主贡献力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和”。在2020年中央经济工作会议上,这项目标被列为2021年的重点任务。截至2006年,我国煤炭保有资源量为10 345亿t,剩余探明可采储量约占世界的13%,列世界第3位[1];已探明的石油、天然气资源储量相对不足,油页岩、煤层气等非常规化石能源储量潜力较大。这就导致我国能源主要供应源为火力发电厂,在运行过程中要消耗大量煤炭。据相关部门统计,全国烟尘排放量的70%、二氧化硫排放量的85%、氮氧化物排放量的85%、二氧化碳排放量的80%都来自于燃煤[2]。目前国家对经济发展转型进行了重大部署,将节能减排作为一项长期的重要基本国策。2021年,国家发展改革委员会颁布的《全国煤电机组改造升级》要求推动煤电行业实施节能改造、供热改造和灵活性改造“三改联动”,严控煤电项目,持续优化能源电力结构和布局,深入推进煤电清洁、高效、灵活、低碳、智能化高质量发展,努力实现我国煤电行业碳达峰目标。为响应国家号召,早日实现碳达峰、碳中和,根据浙能阿克苏热电有限公司(以下简称“本公司”)实际情况,进行灵活性改造,提高机组运行经济性。根据新疆维吾尔族自治区“十四五 ”规划要求,到“十四五 ”末公司供电煤耗应小于300 g/kWh,而本公司现阶段供电煤耗314 g/kWh,因此本公司必须持续推进节能、供热的改造和优化,完成新疆维吾尔族自治区“十四五 ”末期对公司供电煤耗的要求。

1 设备概述及现状

本公司汽轮机型号为CCZK350/289.6-24.6/1.5/0.4/569/569。采用东方汽轮机公司生产的2×350 MW超临界、一次中间再热、单轴、高中压分缸、三缸双排汽、直接空冷、双抽汽凝汽式汽轮机[3]。汽轮机高压缸为双层缸、水平中分面法兰结构,高中压缸分别单独/对置配置[4]。汽轮机采用自密封汽封系统。正常运行时,高、中压缸轴端汽封漏汽和中联阀内档漏汽作为低压轴封供汽,多余部分溢流至排汽装置[5]。轴封蒸汽备用汽源一路接自主蒸汽,一路接自再热冷段蒸汽,一路接自辅汽,可供启动和低负荷时使用。

2台机组自投产以来,轴封母管温度在430～515 ℃,温度测点经校准准确。根据汽轮机热平衡图,100%热耗率验收(Turbine Heat Acceptance,THA)工况轴封溢流量为10.5 t/h。1#机组在2018年9月进行大修,检查发现高压导汽管密封失效,漏汽至轴封母管。2#机组在2019年10月进行大修,检查发现高压缸前轴封端盖螺栓3个(共4个)脱落,漏汽至夹层加热,最终流向高压缸排汽,造成高压缸排汽温度升高。2台机组大修后,轴封母管温度仍偏高,未见好转,经分析认为,汽机本体高中压缸分缸布置,高中压缸轴封内腔室排除4路轴封漏汽,而低压缸仅有1个,往低压缸轴封补汽2路,低压缸轴封汽量无法完全消纳高中压缸轴封外泄量,且运行时间2年以上轴封齿略有磨损,二者结合使得轴封溢流蒸汽量大、温度高。轴封溢流热能损失无法回收,且排汽装置连续输入热源,均影响机组经济性。经计算,若全部利用后,回收功率在8 MW左右,节能空间巨大。咨询东方汽轮机厂公司可知,轴封漏汽量偏高,应进行轴封结构改造,但轴封结构改造成本过大且影响主机轴系变化,而单独增加1台加热器成本较小,且对主机无任何影响,但目前尚无此技改先例。

结合准东系列煤掺烧以及烟气酸露点控制要求,认为低温省煤器投运条件长期不满足。当前本公司锅炉掺烧准东系列煤比例为50%,该系列煤种全水分(Mt)在21%～30%,造成烟气含水量偏大。由于烟气含水蒸气,烟气温度在水露点温度以下时会析出水雾,酸与水结合会形成强酸,因此对低温省煤器管排造成严重的低温腐蚀。经试验分析,管壁最低温度(进水温度)高于烟气水露点25 K时,可防止低温省煤器管排发生严重的低温腐蚀。由掺烧50%比例准东系列煤的入炉煤质分析计算,可得烟气水蒸气露点温度为42 ℃,内部通水的低温省煤器管排外壁温必须大于67 ℃,低温省煤器管排内外温差2 K,因此低温省煤器管排进水温度需高于65 ℃。但机组多数运行时间下低温省煤器管排进水温度低于65 ℃,不能满足投运条件,低温省煤器长期停运且存在腐蚀加剧的现状。改造前机组低压回热系统如图1所示。热网疏水冷却器布置在7#低压加热器前,由于热网加热器疏水温度在62 ℃左右,远低于设计值90℃,加上热网疏水冷却器的换热温差和疏水压差不够,所以长期未能投入使用。这都是低温省煤器进水温度较低的原因。

图1 改造前的低压回热系统

2 热能回收改造方案

针对低温省煤器凝结水温度无法满足投运要求和主机轴封溢流热量损失大的现状,本公司提出了以下改造要求:一是充分回收主机轴封溢流的热量,同时由于主机轴封母管压力较低,一般为30～40 kPa(表压),所以轴封溢流改造必须满足轴封母管压力自动控制正常,且不能出现轴封带水的条件;二是在变负荷工况下使凝结水温度满足低温省煤器入口凝结水温度最低65 ℃的投运条件,并且水温尽可能保持在较低值,既能最大利用烟气余热,又能避免低温腐蚀。

2.1 回路改造

改造思路为增加1台加热器(即轴封溢流冷却器),回收主机轴封溢流的热量加热凝结水,满足低温省煤器的投运水温要求。考虑到轴封溢流冷却器出口凝结水温度提高后,根据疏水排挤原理,若将轴封溢流冷却器放在7#低压加热器之前,7#低压加热器抽汽量将减少,所以7#低压加热器出口水温升高有限,低温省煤器入口凝结水温仍不满足去工况投运要求。因此,在构想轴封溢流冷却器放在低温省煤器凝结水管路之前,应同步设计轴封溢流冷却器汽水侧相关连锁保护。

改造方案为拆除热网疏水冷却器,保留轴封加热器,通入轴封溢流蒸汽加热凝结水及汽侧疏水排向排汽装置。经计算,低温省煤器入口凝结水温能够提升8～9 K,满足最低65 ℃的投运条件,低温省煤器能够全工况投运。改造后的低压回热系统如图2所示。

图2 改造后的低压回热系统

2.2 轴封溢流加热器逻辑保护

2.2.1 轴封溢流冷却器凝结水旁路阀

(1) 允许开 轴封溢流蒸汽电动阀关闭;

(2) 允许关 轴封溢流冷却器凝结水进口、出口电动阀均开;

(3) 保护开 轴封溢流冷却器液位三高(510 mm)模拟量三取二延时5 s;

(4) 自动开 轴封溢流冷却器凝结水进出口电动阀任一关闭(开信号消失,延时5 s发3 s脉冲)。

2.2.2 轴封溢流冷却器凝结水进出口电动阀

(1) 允许开 轴封溢流冷却器未出现液位三高(510 mm);

(2) 允许关 轴封溢流冷却器凝结水旁路阀全开;

(3) 保护关 轴封溢流冷却器液位三高(510 mm)模拟量三取二延时3 s。

2.2.3 轴封溢流蒸汽电动阀

(1) 允许开 轴封溢流冷却器未出现液位三高及轴封溢流冷却器凝结水进出口电动阀开启;

(2) 允许关 轴封溢流蒸汽至排汽装置电动阀已开启;

(3) 保护关 轴封溢流冷却器液位三高(510 mm)模拟量三取二延时3 s;

(4) 自动关 轴封溢流冷却器凝结水进出口电动阀任一关闭(开信号消失,延时5 s发3 s脉冲)。

2.2.4 轴封溢流蒸汽至排汽装置电动阀

(1) 允许关 轴封溢流蒸汽电动阀已开启;

(2) 保护开(任一条件满足) 一是轴封溢流冷却器液位三高(510 mm)模拟量三取二延时3 s,二是轴封溢流蒸汽电动阀开信号消失且轴封母管压力大于45 kPa。

2.2.5 轴封溢流冷却器正常疏水调节阀

轴封溢流冷却器液位两高(470 mm)模拟量三取二延时3 s,轴封溢流冷却器正常疏水调节阀全开。

2.2.6 轴封溢流冷却器事故疏水调节阀

轴封溢流冷却器液位三高(510 mm)模拟量三取二延时3 s,轴封溢流冷却器事故疏水调节阀全开。

3 低温省煤器及轴封溢流冷却器的投运

3.1 低温省煤器水侧蒸汽冲洗

低温省煤器长期退出运行,进一步加剧了其换热管组内部腐蚀、脏污。机组停运状态下大流量循环冲洗和运行状态下热态循环冲洗效果均不理想,二氧化硅、铁离子含量偏高,若并入系统极易造成给水系统滤网脏堵。

鉴于低温省煤器长期未投入使用内部腐蚀严重且存积脏污较多的问题,经材质耐受温度分析,对低温省煤器管组水侧进行一次低压蒸汽吹扫,进而提高低温省煤器出口水质指标,确保汽机侧轴封溢流改造项目成功实施后,低温省煤器安全、稳定并入系统。

3.2 轴封溢流冷却器水侧冲洗

轴封溢流冷却器水侧与凝结水系统一起投运,并通过5#低压加热器出口开车放水阀来排污冲洗。

水的流向为:凝结水→7#低压加热器旁路→轴封溢流冷却器水侧→低温省煤器旁路→6#低压加热器旁路→5#低压加热器水侧→开车放水阀。当水质指标中铁和二氧化硅均合格后,冲洗结束。

3.3 轴封溢流冷却器汽侧冲洗及投运

轴封溢流冷却器汽源为轴封母管溢流管路引出。由于轴封母管压力仅33±5 kPa且轴封溢流冷却器进汽管存在3 m左右的竖直管道,当汽源压力较低时,无法对轴封溢流冷却器进行冲洗,故增加临时冲洗管路(2台机组的辅汽母管A放汽一、二次阀后接至轴封溢流冷却器进汽管),采用辅汽对轴封溢流冷却器进汽侧进行冲洗。

由于辅汽母管A放汽管路管径较小,流量不足以对轴封溢流冷却器进汽侧进行连续冲洗,故先对轴封溢流冷却器进汽侧憋压30 min,再通过轴封溢流冷却器正常疏水调节阀前、事故疏水调节阀前放水一、二次阀排水15 min,反复对轴封溢流冷却器进汽侧进行冲洗,直至水质合格。

轴封溢流冷却器汽侧投运。1#机轴封溢流至排汽装置电动阀(图2中的24#阀)关至25%,使轴封溢流调节阀(图2中的22#阀)开度增加3%,增大轴封溢流冷却器进汽管压力,微开轴封溢流冷却器进汽电动阀(图2中的118#阀),对轴封溢流冷却器汽侧及出口管路进行暖管,待轴封溢流冷却器进汽管温度上升至300 ℃后(控制温升率3 K/min),并投入轴封溢流冷却器减温水调节阀自动,设定温度300 ℃。逐步开大轴封溢流冷却器进汽电动阀,待轴封溢流冷却器液位上升至350 mm后,投入轴封溢流冷却器正常疏水调节阀(图2中的132#阀)及事故疏水调节阀(图2中的135#阀)自动,逐步全开轴封溢流冷却器进汽电动阀,关小1#机轴封溢流至排汽装置电动阀,直至关闭。

4 改造后能效分析

根据轴封溢流冷却器改造完成后机组实际运行情况,分别选取200 MW和310 MW 2个工况,通过等效焓降法对轴封溢流冷却器和低温省煤器投运前后工况进行能效分析。机组负荷为200 MW时各加热器进出口温度参数如表1所示。

表1 机组负荷200 MW时各加热器进出口温度

由表1可知,轴封溢流冷却器未投运时,低温省煤器进出口温升10.6 K,而当轴封溢流冷却器投运后,低温省煤器进出口温升下降至9.5 K,温升下降1.1 K。这主要是受轴封溢流冷却器投运后低温省煤器进口凝结水温度上升9.3 K影响所致。轴封溢流冷却器未投运时,6#低压加热器进出口温升为10.1 K,而轴封溢流冷却器投运后6#低压加热器进出口温升降至3.9 K。这主要是由疏水排挤效应造成6#低压加热器抽汽量降低所致。轴封溢流冷却器投运后,5#低压加热器进口凝结水温提高2.0 K,5#低压加热器进出口温升下降1.2 K。

根据1#机轴封溢流冷却器投运后进出口凝结水的温度和压力,计算200 MW工况下轴封溢流冷却器的利用热能为4.786 MW。另外,根据6#低压加热器进出口凝结水的压力和温度,利用等效焓降法计算得到轴封溢流冷却器及低温省煤器投运后,6#低压加热器的抽汽量降低了4.19 kg/s。

(1) 节约蒸汽做功能力

P1=(4.1×2 757.54)-

(4.1×2 468)=1 187.114 kW

(1)

式中:2 757.54 kJ/kg为75%THA工况下的蒸汽焓;2 468 kJ/kg为75%THA工况下的乏汽焓。

(2) 58%THA工况发电节煤量(标准煤)

1.6 g/kWh

(2)

式中:200 000 kW为58%THA工况下的发电功率;8 314 kJ/kWh为75%THA工况下的汽机热耗;29 270 kJ/kg为标准煤发热值。

机组负荷310 MW各加热器进出口温度参数如表2所示。

表2 机组负荷310 MW各加热器进出口温度

由表2可知,轴封溢流冷却器未投运时,机组负荷310 MW下低温省煤器进出口温升12.1 K。而当轴封溢流冷却器投运后低温省煤器进出口温升下降至6.8 K,温升下降5.3 K。这主要是受轴封溢流冷却器投运后低温省煤器进口凝结水温度上升6.0 K影响所致。轴封溢流冷却器未投运时,6#低压加热器进出口温升为8.3 K,而轴封溢流冷却器投运后6#低压加热器进出口温升下降至7.4 K。这主要是由疏水排挤效应造成6#低压加热器抽汽量降低所致。轴封溢流冷却器的投运,未对5#低压加热器凝结水温升产生明显影响。

根据1#机轴封溢流冷却器投运后进出口凝结水的温度和压力,计算310 MW工况下轴封溢流冷却器的利用热能为7.192 MW,且根据6#低压加热器进出口凝结水的压力和温度,利用等效焓降法计算得出6#低压加热器抽汽量降低了5.7 kg/s。

(1) 节约蒸汽做功能力

P2=(5.9×2 712)-(5.9×2 468)=

1 439.6 kW

(3)

式中,2 712 kJ/kg为310 MW工况下6#低压加热器进口蒸汽焓。

(2) 100%THA工况发电节煤量(标准煤)

1.28 g/kWh

(4)

式中,310 000 kW为100%THA工况下的发电功率;8 117 kJ/kWh为BMCR工况下的汽机热耗。

此外,凝结水温升与供电煤耗损益值关系=凝结水温升×2.65 kJ/kWh ×1 000 kg/(1-发电厂用电率)/锅炉效率/29 307 kJ=14.5×2.65×1 000/(1-0.044)/0.937/29 307=1.43 g/kWh 。根据浙江浙能技术研究院汽机所演算,效能计算准确。

5 结 论

(1) 增加1台轴封溢流冷却器,回收主机轴封溢流的热量加热凝结水,可以满足低温省煤器的投运水温要求。拆除热网疏水冷却器,原地布置1台轴封溢流加热器,通入轴封溢流蒸汽加热凝结水,汽侧疏水排向排汽装置,低温省煤器能够全工况投运。

(2) 1#机轴封溢流冷却器投入后,经计算验证各工况均能提高凝结水温7 K左右,200 MW工况下轴封溢流冷却器利用功率达4.786 MW,310 MW工况下轴封溢流冷却器利用功率达7.192 MW。

(3) 1#机轴封溢流冷却器投入后,各工况下低温省煤器进口温度均可达到65 ℃,低温省煤器进出口凝结水温升7.5 K左右,可以保证低温省煤器正常运行。利用等效焓降法,计算得出轴封溢流冷却器及低温省煤器投入后,1#机组供电煤耗降低1.43 g/kWh 。

(4) 2022年9月,依据1#机组方式,2#机组拟增设轴封溢流冷却器,同步投运低温省煤器,实施完毕后,根据2021年发电量34.75亿kWh计算,则年节约标准煤4 969 t,按当前公司采购的标准煤(不含税)价格600元/t计算,综合年收益为298万元。1#机组增设轴封溢流冷却器,蒸汽吹扫低温省煤器水侧管束,技改费用为150万元。依据前述计算,能够一年回收投资成本。根据本公司每吨标准煤的二氧化碳排放量为2.8 t计算,轴封溢流冷却器投运后,公司全年可减少13 913 t二氧化碳排放量,减排成效显著。

(5) 在足够的换热温差及冷却流量下,该节能技改同样适用回收锅炉疏水扩容器外排汽水热能、排向排汽装置的各类热能,具有一定的推广价值。