电厂2号机组切除低压缸进汽供热改造方案

图47。图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s17某叶片动应力与容积流量的关系曲线综上所述，定性地看，切除低压缸进汽供热运行时可能存在的叶片鼓风、颤振、水蚀加剧等问题是可控的，切除低压缸进汽运行在技术上虽然存在一定风险，但基本可行。考虑到不同结构、类型低压缸末级叶片的相关运行特性不完全相同，为避免小容积流量条件下，低压缸末几级叶片颤振损坏，建议采用数值计算方法对叶片小容积流量工况下叶片动应力和高周疲劳寿命进行校核。汽轮机辅机适配性分析抽空气系统适配性分析1）抽空气系统存在问题机组切低压缸运行工况对凝汽器运行没有明显安全性影响，但机组切低压缸运行工况下凝汽器热负荷较少，同时切低压缸运行工况为冬季、循环冷却水温度较低，机组理论上处于低背压（高真空）运行状态。但受水环真空泵极限抽吸压力问题影响，汽轮机真空系统内可能会出现空气聚积问题影响凝汽器压力升高，进而影响低压缸末级、次末级叶片鼓风摩擦损失增大，影响低压缸安全运行。因凝汽器热负荷较小，循环水泵单泵低速运行已完全可以满足机组运行需求，进行校核计算时仅考虑循环水泵单泵低速运行。表4-6切低压缸运行工况凝汽器变工况特性计算结果项目名称单位项目内容切低压缸运行/是低压缸进汽流量t/h20凝汽器热负荷MW46.9循环水泵运行方式/单泵低速冷却水流量m3/h13680冷却水进口温度20℃条件下凝汽器压力校核值kPa2.848冷却水进口温度10℃条件下凝汽器压力校核值kPa1.535由上表看出，切低压缸运行工况下，凝汽器热负荷为46.9MW，循环水泵单泵低速运行，在凝汽器冷却水进口温度20℃和10℃条件下，凝汽器压力分别为2.848kPa和1.535kPa，凝汽器压力处于较低水平，低于水环真空泵极限抽吸压力。由以上分析可看出，在机组切低压缸运行工况下，凝汽器热负荷处于极低水平，很容易出现凝汽器压力理论计算值低于水环真空泵极限抽吸压力的问题，导致汽轮机真空系统出现空气聚积问题、凝汽器压力升高，进而影响低压缸末级、次末级叶片鼓风摩擦损失增大，影响低压缸安全运行。2）改造方案建议增设一套罗茨-水环真空泵组，原水环真空泵保持不变，新增罗茨-水环真空泵组与原抽空气管道母管相连。罗茨-水环真空泵组可有效降低抽空气设备极限抽吸压力，保证抽空气设备抽吸能力、避免汽轮机真空系统内空气聚积。同时罗茨-水环真空泵组相对普通水环真空泵具有耗电量小的优势，可有效降低设备耗电率。新增加一套罗茨-水环真空泵组，机组正常时使用罗茨-水环真空泵组，原配套两台水环真空泵组备用；机组启动建立真空时及应急情况下，使用原配套水环真空泵组。罗茨-水环真空泵组装置结构如图4-5所示，水环真空泵前串联一台罗茨真空泵，罗茨真空泵作为机械增压泵，在较宽的压力范围内有较大的抽速。罗茨真空泵作为前级泵，一方面水环真空泵入口抽吸压力将被提高，另一方面所抽吸不凝结气体在级间换热器冷却后进入水环真空泵，增加了水环真空泵抗汽蚀能力，保证水环真空泵在高效区稳定运行。罗茨-水环真空泵组仅用于维持机组真空，所抽吸不凝结气体经罗茨真空泵增压后，可以通过一台小功率水环真空泵排出。图STYLEREF1\s4SEQ图\*ARABIC\s18罗茨－水环真空泵组装置示意图罗茨-水环真空泵组除了有利于机组安全运行，罗茨-水环真空泵组耗功相对普通水环真空泵较少，改造后可有效降低真空泵耗功约50kW。除了机组切低压缸运行工况，机组正常运行时均可运行罗茨-水环真空泵组。循环水泵及循环水系统适配性分析机组切低压缸运行工况对循环水泵运行没有明显安全性影响，但可结合凝汽器热负荷大小和对循环冷却水流量需求对循环水泵运行方式进行优化，提高机组运行经济性。表4-8低循环水流量下凝汽器变工况特性计算结果项目名称单位项目内容切低压缸运行/是主蒸汽流量MW1046工业抽汽流量t/h30采暖抽汽流量t/h653.59低压缸进汽流量t/h20凝汽器热负荷MW46.9冷却水流量3000t/h、冷却水进口温度20℃条件下凝汽器压力校核值kPa5.184冷却水流量3000t/h、冷却水进口温度10℃条件下凝汽器压力校核值kPa2.921冷却水流量5000t/h、冷却水进口温度20℃条件下凝汽器压力校核值kPa3.828冷却水流量5000t/h、冷却水进口温度10℃条件下凝汽器压力校核值kPa2.111切低压缸运行工况下，考虑循环水系统母管制运行，切低压缸运行机组保持3000t/h冷却水流量时，在凝汽器冷却水进口温度20℃和10℃条件下，凝汽器压力分别为5.184kPa和2.921kPa；切低压缸运行机组保持5000t/h冷却水流量时，在凝汽器冷却水进口温度20℃和10℃条件下，凝汽器压力分别为3.828kPa和2.111kPa。结合机组切低压缸运行工况下凝汽器变工况特性计算结果可知，切低压缸运行工况下凝汽器热负荷极少，仅需少量循环冷却水流量就可满足机组运行需求。建议循环水系统母管制运行，冬季供热工况两台机组单台循环水泵运行，切低压缸运行机组分流约5000t/h凝汽器冷却水流量和少量开式水流量，可满足机组运行需求。凝汽器冷却水流量过小、冷却管内流量过低，容易造成凝汽器冷却管内脏污、结垢，建议凝汽器单侧运行，并定期开启循环水泵，起到对凝汽器冷却管进行冲洗的作用。凝结水泵及凝结水系统适配性分析机组配置三台50%容量凝结水泵，当前机组正常运行时均两泵并联变频运行，在冬季供热工况凝结水流量较少，单台凝结水泵变频运行，切低压缸运行后凝结水流量更少，仅需进行单台凝结水泵变频运行适配性分析。机组切低压缸运行工况下凝结水流量较少，对凝结水泵安全经济运行存在一定影响。凝结水泵安全经济运行的理想状态是在机组切低压缸运行工况下除氧器上水调门全开、凝结水泵再循环门保持关闭，完全由凝结水泵变频器调节凝结水流量来满足除氧器上水需求。当凝结水流量过低或凝结水压力过低时，理论上通过开启凝结水再循环及除氧器上水调门节流等措施可以满足凝结水泵安全运行需求，但存在一定的经济性损失。目前可根据机组切低压缸变工况计算结果计算出不同工况下凝结水流量，并结合杂用水量需求、汽轮机热力系统补水量需求及凝结水压力需求作为凝结水泵优化调整的依据。表4-9凝结水流量变工况特性计算结果项目名称单位额定工况75%双抽工况50%双抽工况切低压缸运行/是是是机组负荷MW216.1175.9116.2主蒸汽流量MW1046.0784.5523.0工业抽汽流量t/h303030采暖抽汽流量t/h653.59500.83338.56低压缸排汽流量t/h202020小汽轮机排汽流量t/h39.327.015.3低压加热器疏水流量t/h20.5415.8211.42热力系统泄漏需补水流量t/h101010工业抽汽对应的凝汽器补水流量t/h303030低压缸喷水减温水流量t/h151515其它杂用水泄漏流量t/h555凝结水总流量t/h139.8122.8106.7除氧器压力MPa0.570.500.38凝结水泵出口压力MPa0.970.900.78在机组切低压缸运行工况，可能会出现凝结水流量低于最小流量、凝结水泵出口压力低于凝结水母管最低压力的问题，切低压缸运行后建议单台凝结水泵变频运行，根据凝结水系统实际运行情况调整凝结水泵频率及开再循环、除氧器上水调门节流等措施。供热系统适配性分析本节能改造工程主要通过切除汽轮机低压缸的运行方式，在现有供热能力基础上进一步提高机组供热能力，中压缸排汽除小部分（设计小于20t/h）供低压缸冷却蒸汽外，大部分通过蒸汽管道进入热网加热器加热热网循环水，通过该改造工程的实施，能够使机组在同等电负荷的条件下提高供热负荷。进行切除低压缸进汽供热改造后，在双抽汽工况下，机组工业抽汽量为30t/h，采暖抽汽量为653.59t/h，计算采暖供热量为470MW，对供热系统进行适配性分析。结合当前供热需求，以1500万m2供热面积为基准对供热系统进行适配性分析。供热抽汽管道适配性分析切除低压缸进汽供热改造后，额定工况抽汽管道流速核算结果见表4-10。表4-10切除低压缸进汽供热改造后抽汽管道流速核算结果项目名称单位额定工况切低压缸运行/是主蒸汽流量t/h1046工业抽汽流量t/h30采暖抽汽流量t/h653.59采暖抽汽压力MPa0.49采暖抽汽温度℃272.25采暖抽汽管道尺寸mmΦ1020×8采暖抽汽流速m/s58.5根据现有供热抽汽管道（2×DN1000蒸汽管道）核算，额定工况下采暖抽汽流速在允许范围以内，可不新增抽汽管道。热网加热器适配性分析热网系统共配置四台热网加热器，2号机组对应两台热网加热器，一台2640m2、一台2000m2，其中2000m2的热网加热器存在换热面积小以及老化等问题，电厂已准备进行扩容改造（招标中）。根据现有热网加热器技术规格书，单台2640m2热网加热器设计进汽量为241t/h，设计进水流量为2211t/h。根据新热网加热器招标技术规范，新热网加热器需满足进汽流量265t/h，进水流量3033t/h。两台热网加热器总进汽量506t/h，总进水流量为5244t/h。2号机组切除低压缸进汽供热改造后热网加热器工作状态分析结果见表4-11。表4-112号机组切除低压缸进汽供热改造后热网加热器工作状态分析结果项目名称单位额定工况切低压缸运行/是热网加热器运行台数台2主蒸汽流量t/h1046工业抽汽流量t/h30采暖抽汽流量t/h653.59热网加热器总进汽流量t/h653.59热网加热器进汽压力MPa0.162热网加热器进汽温度℃267.5热网循环水供水温度℃100热网循环水回水温度℃45热网加热器总进水流量校核值t/h7319根据改造后机组供热能力分析，额定工况下机组采暖抽汽流量大大增加，热网加热器不能满足进汽和进水需求且偏差量较大，如果要满足额定工况下采暖抽汽需求，2号机组需增加一台热网加热器。以1500万m2供热面积核算热网加热器工作状态分析结果见表4-12。表4-121500万m2供热面积核算热网加热器工作状态分析结果项目名称单位校核工况热网加热器运行台数台4采暖供热面积万m21500采暖热负荷MW693采暖抽汽总流量t/h960热网加热器进汽总流量t/h960热网加热器进汽压力MPa0.162热网加热器进汽温度℃267.7热网循环水供水温度℃100热网循环水回水温度℃45热网加热器总进水流量t/h10793单台热网加热器平均进汽流量t/h240单台热网加热器平均进水流量t/h2815以1500万m2供热面积为核算基准，原有的2640m2热网加热器和扩容后的新热网加热器可以满足进汽需求，原有的2640m2热网加热器设计进水流量较需求值偏低，但考虑到热网加热器本身有一定的出力裕量，同时新增容的热网加热器设计进水流量较大，热网加热器基本满足供热需求。当前在极寒天气条件下，热网供水系统的供回水温度分别为100℃和45℃，如果能进一步提高供水温度，将供回水温度调整为110℃和50℃，则在同等供热面积条件下热网循环水量可相对降低约9%，热网加热器进水流量就可有一定裕量。热网疏水泵适配性分析2号机组对应的两台热网加热器配置三台热网疏水泵，热网疏水泵设计采用两运一备运行方式。由于热网疏水泵扬程选型相对偏大，正常运行时两台热网疏水泵变频运行，根据热网疏水泵设计参数和热网加热器进汽流量分析结果，热网疏水泵完全可以满足切除低压缸进汽供热改造的运行需求，不需要对热网疏水泵进行改造。热网循环水泵适配性分析热网系统共配置四台热网循环水泵，配有液力偶合器可实现热网循环水泵调速运行，设计运行方式为三运一备。根据运行数据，当前热网循环水泵工作状态分析见表4-12。表4-12热网循环水泵工作状态分析项目名称单位项目内容热网循环水泵运行台数台3热网循环水供水流量t/h7881单台热网循环水泵流量t/h2627液力偶合器勺管开度%55热网循环水泵出口母管压力MPa0.88热网循环水供水压力MPa0.83热网循环水回水压力MPa0.14热网循环水供水温度℃90热网循环水回水温度℃45热网循环水系统阻力损失MPa0.69由表中看出，在三台热网循环水泵并联运行、液力偶合器勺管开度约55%条件下，热网循环水总流量为7881t/h，热网循环水系统阻力损失为0.69MPa。2号机组切除低压缸进汽供热改造后额定工况和以1500万m2供热面积为基准分别核算热网循环水泵适配性分析结果见表4-13。其中切除低压缸进汽供热改造进行全厂采暖热负荷计算时以2号机组切低压缸改造后额定工况和1号机组原设计额定抽汽工况为计算基准。表4-13热网循环水泵适配性分析项目名称单位切低压缸供热1500万m2供热1号机组采暖热负荷MW301.7/2号机组采暖热负荷MW470.0/采暖总热负荷MW771.7693.0热网循环水供水温度℃100100热网循环水回水温度℃4545热网循环水总供水流量t/h1271610793热网循环水泵运行台数台43单台热网循环水泵流量t/h31213598由热网循环水泵适配性分析结果看出，以2号机组切除低压缸进汽供热改造后额定抽汽工况和1号机组原设计额定抽汽工况总的采暖热负荷为核算基准，需要热网循环水流量12716t/h，理论上四台热网循环水泵并联运行基本满足需求（按国家设计标准对设有四台热网循环水泵的系统可以不设备用泵）。以1500万m2供热面积为核算基准，需要热网循环水流量10793t/h，理论上三台热网循环水泵并联运行基本满足需求。但随着热网循环水流量增大，热网循环水系统阻力增大较多，导致热网循环水供水压力会超过某市要求的最大供水压力（1.0MPa），当前需重点分析解决热网循环水管网适配性问题。热网循环水管网适配性分析当采暖热负荷增大后，如果保持热网供回水温度（100℃/45℃）不变，就需相应增大热网循环水流量，而热网循环水系统阻力与热网循环水流量基本成平方关系增大，导致热网循环水系统阻力增大较多，同时热网供水压力升高较多，需进行热网循环水管网适配性分析。以2号机组切除低压缸进汽供热改造后额定抽汽工况和1号机组原设计额定抽汽工况总的采暖热负荷为核算基准，需要热网循环水流量12716t/h；以1500万m2供热面积为核算基准，需要热网循环水流量10793t/h。某热电厂供出的热网循环水分某市一期、某市二期、沿海基地一期和沿海基地二期共四支管路，当前投入运行的有某市一期、某市二期和沿海基地二期三支。2016至2017供暖季热网循环水管网的流量、供水压力、回水压力数据见下表4-14。表4-142016至2017供暖季热网循环水管网流量、供水压力、回水压力参数项目名称单位某市一期某市二期沿海基地二期热网循环水供水压力MPa0.820.720.74热网循环水回水压力MPa0.210.370.19热网循环水供水流量t/h430221681411热网循环水管网阻力MPa0.610.350.56设计热网循环水供水压力上限一般为1.6MPa，但某市要求最大供水压力为1.0MPa，随着供热负荷增加、热网循环水流量增加，热网循环水供水压力容易超限。建议在2017年供热季开始前，进行针对性的热网循环水系统流量、压力试验，掌握热网循环水流量增大后热网循环水系统阻力、供水压力情况。同时同某市沟通协商，提高热网循环水供水压力限值。某市要求热网供水温度低于100℃，建议沟通协商提高供水温度，则在同等供热面积条件下可相对降低热网循环水量，可相对缓解热网循环水系统阻力大、热网供水压力高的问题。新建热网首站可行性分析根据热网加热器适配性分析结果，2号机组切除低压缸进汽供热改造后，如果要满足额定工况下采暖抽汽需求，需新增一台热网加热器。由于机组厂房内无位置，需新建热网首站，增设一台热网加热器及相应的抽汽管道、疏水箱、热网疏水泵、热网循环水进水管道和热网循环水回水管道。以1500万m2供热面积为核算基准，原有的2640m2热网加热器和扩容后的新热网加热器基本满足供热需求。综合以上