135 MW機組新型凝抽背供熱技術(shù)分析及試驗驗證

劉 帥， 夏 明， 鄭立軍， 俞 聰， 劉國弼， 汪曉龍， 曾 軍, 王 隆

(1. 華電電力科學(xué)研究院有限公司， 杭州 310030；2. 新疆華電哈密熱電有限公司， 新疆哈密 839000)

熱電機組采暖抽汽供熱，絕大多數(shù)采用中壓缸排汽作為供熱汽源，在小容積流量下低壓缸長葉片會發(fā)生如鼓風(fēng)超溫、葉片顫振斷裂和葉片水蝕等危害，因此國產(chǎn)機組低壓缸有最小進汽流量下限的設(shè)計理念。受低壓缸最小進汽流量的限制，在供熱量一定的情況下，機組發(fā)電負荷不可低于某一下限值，這種“以熱定電”的運行模式限制了供熱機組在冬季供熱期間的深度調(diào)峰能力，同時也使其無法實現(xiàn)供熱能力最大化。

為了提高機組的運行靈活性和使供熱能力最大化，國內(nèi)出現(xiàn)了凝汽抽汽背壓式的熱電機組(簡稱NCB機組)[1]，其主要特點為在中壓缸和低壓缸中間設(shè)計加裝了同步自動轉(zhuǎn)換檔離合器(簡稱SSS離合器)，同時將發(fā)電機設(shè)計在高壓缸前端，根據(jù)熱電負荷的需求，利用SSS離合器切除低壓缸(簡稱切缸)，高中壓缸以背壓方式單獨運行，全部排汽用于供熱。低壓轉(zhuǎn)子低速旋轉(zhuǎn)處于熱備用狀態(tài)，當(dāng)需要恢復(fù)低壓缸運行時，將低壓轉(zhuǎn)子與高壓轉(zhuǎn)子銜接實現(xiàn)同頻運轉(zhuǎn)。與傳統(tǒng)抽汽式熱電機組相比，NCB機組既實現(xiàn)了抽汽供熱能力最大化，又有效提高了運行靈活性。但是，由于我國當(dāng)時電力行業(yè)大發(fā)展的特殊背景，NCB機組并沒有被廣泛應(yīng)用，當(dāng)前服役的機組依然是傳統(tǒng)抽汽式熱電機組。

近年來，我國以光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電為主的可再生能源機組迅速增長，大力發(fā)展可再生能源是我國未來能源戰(zhàn)略的重要組成部分。為配合可再生能源機組發(fā)電并網(wǎng)以及消除峰谷差日益增大對電網(wǎng)安全的影響，電網(wǎng)對火電機組的調(diào)峰次數(shù)和品質(zhì)提出了更高的要求。在供暖季，受系統(tǒng)熱力特性的限制，熱電廠均采取“以熱定電”的模式運行，而供熱負荷隨時間變化緩慢，為保證供熱質(zhì)量，機組基本不具備調(diào)峰能力，穩(wěn)定的供熱需求和頻繁的調(diào)峰需求之間存在矛盾。

由于廠房以及本體改造等客觀因素限制，在中壓缸和低壓缸中間加裝SSS離合器，將現(xiàn)役機組改造成為NCB機組的難度較大。因此，研究在不加裝SSS離合器的前提下直接切缸進汽具有非常重要的意義。筆者以某公司135 MW機組為例，以兩個采暖季的實際運行效果為依據(jù)證實了國產(chǎn)熱電機組切缸進汽運行的可行性[2-8]。

1 機組概況

該135 MW機組汽輪機型號為N135-13.24/535/535，超高壓、中間再熱反動式、雙缸雙排汽、高中壓合缸、單軸、反動凝汽式汽輪機, 低壓轉(zhuǎn)子由2×5個壓力級組成，末級動葉長度為700 mm。機組于2001年服役，2009年通過連通管打孔抽汽方式改造為熱電聯(lián)產(chǎn)機組，機組主要參數(shù)見表 1。

表1 汽輪機設(shè)計參數(shù)

2 新型凝汽抽汽背壓式供熱技術(shù)分析

新型凝汽抽汽背壓式供熱技術(shù)(簡稱新型凝抽背供熱技術(shù))是對國內(nèi)熱電機組抽汽供熱運行理念的重大突破，它不同于加裝了SSS離合器的NCB機組，該技術(shù)可以在低壓轉(zhuǎn)子不脫離、整體軸系始終同頻運轉(zhuǎn)的情況下，通過中低壓缸連通管上新加裝的全密封、零泄漏的供熱蝶閥啟閉動作，實現(xiàn)機組凝汽、抽汽、背壓(切缸)三種工況的靈活切換。

切缸運行屬于極小流量工況，不在程序準確計算范圍內(nèi)，圖1為蘇聯(lián)哈爾科夫工學(xué)院針對某汽輪機末級葉片動應(yīng)力隨相對容積流量k(變工況后的容積流量與標(biāo)準工況下的容積流量的比)和背壓p變化的試驗測量數(shù)據(jù)。由圖1可以看出：當(dāng)k=0.2～0.3時，隨著k的減小，動應(yīng)力大大增加；k=0.05～0.1時，動應(yīng)力達最大值；k進一步減小時，動應(yīng)力急劇下降；當(dāng)k=0.03～0.05時，動應(yīng)力達到零；到k=0～0.03時，末級葉片已經(jīng)沒有動應(yīng)力了。在高背壓、小容積流量的情況下，末級葉片的脫流規(guī)律及動應(yīng)力變化規(guī)律基本相同。由此判斷針對每臺低壓缸，其切缸運行的冷卻蒸汽流量必須小于額定排汽流量的3%才能保證機組安全運行。

BMCR—鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量。

冷卻蒸汽也要考慮鼓風(fēng)熱是否能被帶走，達不到要求會造成葉片頂端過熱或差脹超限，帶走鼓風(fēng)熱的有效手段是適當(dāng)?shù)卦黾永鋮s蒸汽流量和降低冷卻蒸汽溫度，僅通過調(diào)節(jié)流量的單一手段不一定能實現(xiàn)切缸運行，因此設(shè)計具有減溫功能的冷卻蒸汽系統(tǒng)是行之有效的手段。

切缸運行，排汽溫度需要缸后噴水投運才可控制在合理范圍內(nèi)，汽流回流會將部分水滴夾帶到葉片出汽邊造成水蝕損傷，但是分析認為此時的汽流數(shù)量級非常小(相對于抽凝低負荷運行)，并且是被前幾級鼓風(fēng)加熱后的過熱蒸汽，自身夾帶水滴的能力非常有限，因此判斷切缸運行葉片出汽邊水蝕損傷不嚴重。

3 切缸進汽的技術(shù)措施

3.1 低壓缸冷卻蒸汽旁路系統(tǒng)設(shè)計

切缸進汽主要是依靠中低壓缸連通管上新加裝的全密封、零泄漏的供熱蝶閥啟閉動作實現(xiàn)低壓缸進汽與不進汽的靈活切換，如果僅依靠這個閥門來控制冷卻蒸汽流量，那么是無法實現(xiàn)完全的切缸要求的。分析原因為供熱蝶閥口徑較大，當(dāng)開啟角度較小時，由于前后壓差較大，難以實現(xiàn)高精度的調(diào)節(jié)要求；加裝供熱蝶閥不能對冷卻蒸汽溫度進行調(diào)節(jié)。因此， 最終加裝了一條具有減溫減壓功能的冷卻蒸汽旁路系統(tǒng)，用于熱電機組切缸進汽運行工況(見圖2)。

M—電動調(diào)節(jié)閥；PT—壓力測點；TE—溫度測點。

3.2 低壓缸安全運行溫度監(jiān)測

切缸進汽時，極少量冷卻蒸汽在末兩級長葉片處處于鼓風(fēng)狀態(tài)，冷卻蒸汽溫度非常高，為了準確監(jiān)測低壓缸末兩級動葉葉頂處的冷卻蒸汽溫度，保證整個試驗數(shù)據(jù)的完整性，設(shè)計在末兩級動葉后共加裝四個溫度測點，實現(xiàn)低壓缸內(nèi)溫度場的實時監(jiān)測。

4 試驗驗證

該135 MW機組于2017年12月初成功實施該改造方案，2017年12月26日投入連續(xù)切缸運行，到2019年春季采暖季結(jié)束已經(jīng)成功運行了兩個采暖季，累計切缸時間約6 000 h。于2019年8月停機進行了開缸檢查。

4.1 鼓風(fēng)發(fā)熱試驗驗證

該135 MW機組THA工況低壓缸排汽質(zhì)量流量為270 t/h，則冷卻蒸汽質(zhì)量流量上限為8.1 t/h，兼顧小旁路冷卻蒸汽質(zhì)量流量隨負荷波動的可能性，以5 t/h作為小旁路冷卻蒸汽質(zhì)量流量的控制目標(biāo)值引入低壓缸；THA工況中壓排汽溫度為260 ℃，為了有效控制缸內(nèi)溫度場，試驗方案將溫度限制在160 ℃以內(nèi)，試驗期間共嘗試了110 ℃、130 ℃及160 ℃三種工況。

機組于2017年12月26日投入切缸試驗，第一次切缸控制冷卻蒸汽溫度目標(biāo)值為130 ℃，08:00:00進入切缸狀態(tài)，此時機組的低壓差脹為4.42 mm，24 h后差脹穩(wěn)定在3.42 mm，次末級溫度穩(wěn)定在110 ℃；隨后調(diào)整低壓缸進汽溫度至1.0 ℃，24 h后低壓差脹穩(wěn)定在2.81 mm，次末級溫度穩(wěn)定在120 ℃左右；最后將冷卻蒸汽溫度調(diào)整到160 ℃，24 h后低壓差脹穩(wěn)定在5.21 mm，次末級溫度穩(wěn)定在130 ℃。

圖3、圖4分別為次末級溫度、低壓差脹隨冷卻蒸汽溫度的變化趨勢。

圖3 次末級溫度隨冷卻蒸汽溫度變化趨勢

圖4 低壓差脹隨冷卻蒸汽溫度變化趨勢

由圖3、圖4可以看出：隨著冷卻蒸汽溫度的降低，低壓差脹降低，但是次末級溫度先降低后升高，說明并不是冷卻蒸汽溫度越低次末級溫度就越低。分析認為隨著冷卻蒸汽溫度的降低，低壓級的鼓風(fēng)起點前移，但是冷卻蒸汽溫度的降低使得整個缸內(nèi)溫度場下降，因此低壓末兩級處的鼓風(fēng)溫度逐漸降低；隨著冷卻蒸汽溫度的進一步降低，低壓級的鼓風(fēng)起點進一步前移，此時低壓級的鼓風(fēng)空間變大，綜合作用下，末兩級處的鼓風(fēng)溫度反而升高；首級之后的高溫蒸汽始終處于葉片的上半段，與轉(zhuǎn)子并沒有直接接觸，僅有低壓缸入口對稱分流空間處蒸汽始終與轉(zhuǎn)子接觸，因此隨著溫度的降低，轉(zhuǎn)子的膨脹量也隨之降低。最終確定以130 ℃作為低壓缸冷卻蒸汽溫度的目標(biāo)值，并連續(xù)切缸至采暖季結(jié)束。

4.2 水蝕損傷試驗驗證

圖5為末級動葉葉頂進汽邊切缸前后水蝕損傷對比，切缸前該機組已經(jīng)運行20 a，已經(jīng)有了一定的水蝕損傷，但是并不嚴重；經(jīng)過兩個采暖季的切缸運行之后，開缸發(fā)現(xiàn)進汽邊的水蝕損傷幾乎沒有變化。試驗證實：切缸進汽，葉頂處蒸汽是被鼓風(fēng)加熱后的過熱蒸汽，不會對葉片進汽邊進一步造成水蝕損害。

圖5 末級動葉葉頂進汽邊水蝕

圖6為末級動葉葉根出汽邊切缸前后水蝕損傷對比。

由圖6可以看出：水蝕損傷狀況也幾乎沒有進一步增長，這充分說明切缸不會對葉片出汽邊造成進一步的水蝕損害。

圖6 末級動葉葉根出汽邊水蝕

圖7為切缸后低壓首級葉片的實拍照片。由圖7可以看出：首級葉片也沒有損傷，說明噴水減溫后的冷卻蒸汽沒有給首級葉片造成損傷。

圖7 切缸后低壓首級葉片水蝕

4.3 葉片顫振試驗驗證

為了驗證切缸后葉片內(nèi)部損傷，特意做了著色探傷，并未發(fā)現(xiàn)內(nèi)部有裂紋等損傷出現(xiàn)，說明連續(xù)兩個采暖季的切缸運行不會造成葉片裂紋損傷。由該135 MW機組開缸后關(guān)于葉片顫振所反映出的情況可以看出：只要冷卻蒸汽流量控制合理，切缸進汽運行不會對葉片造成危險，國產(chǎn)熱電機組完全可以適應(yīng)切缸進汽的運行工況。

5 切缸運行熱耗計算

切缸供熱工況運行時，采集了機組80 MW、75 MW、65 MW、55 MW和45 MW工況下的熱力參數(shù)，并進行了測算，結(jié)果見表2。

表2 熱力試驗主要計算結(jié)果

表2(續(xù))

6 結(jié)語

通過對熱電機組新型凝抽背供熱技術(shù)分析和某135 MW機組長達兩個采暖季的試驗驗證，證實了國產(chǎn)機組切缸進汽運行的可行性,通過技術(shù)手段完全可以規(guī)避葉片的水蝕、顫振以及鼓風(fēng)所導(dǎo)致的金屬材料過熱損傷和低壓差脹超限危害，為火電靈活性改造起到了一定的示范作用。