方國權(quán)

(浙能阿克蘇熱電有限公司, 新疆 阿克蘇 843000)

習近平總書記在第七十五屆聯(lián)合國大會上指出,“中國將提高國家自主貢獻力度,采取更加有力的政策和措施,二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值,努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和”。在2020年中央經(jīng)濟工作會議上,這項目標被列為2021年的重點任務(wù)。截至2006年,我國煤炭保有資源量為10 345億t,剩余探明可采儲量約占世界的13%,列世界第3位[1];已探明的石油、天然氣資源儲量相對不足,油頁巖、煤層氣等非常規(guī)化石能源儲量潛力較大。這就導(dǎo)致我國能源主要供應(yīng)源為火力發(fā)電廠,在運行過程中要消耗大量煤炭。據(jù)相關(guān)部門統(tǒng)計,全國煙塵排放量的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%都來自于燃煤[2]。目前國家對經(jīng)濟發(fā)展轉(zhuǎn)型進行了重大部署,將節(jié)能減排作為一項長期的重要基本國策。2021年,國家發(fā)展改革委員會頒布的《全國煤電機組改造升級》要求推動煤電行業(yè)實施節(jié)能改造、供熱改造和靈活性改造“三改聯(lián)動”,嚴控煤電項目,持續(xù)優(yōu)化能源電力結(jié)構(gòu)和布局,深入推進煤電清潔、高效、靈活、低碳、智能化高質(zhì)量發(fā)展,努力實現(xiàn)我國煤電行業(yè)碳達峰目標。為響應(yīng)國家號召,早日實現(xiàn)碳達峰、碳中和,根據(jù)浙能阿克蘇熱電有限公司(以下簡稱“本公司”)實際情況,進行靈活性改造,提高機組運行經(jīng)濟性。根據(jù)新疆維吾爾族自治區(qū)“十四五 ”規(guī)劃要求,到“十四五 ”末公司供電煤耗應(yīng)小于300 g/kWh,而本公司現(xiàn)階段供電煤耗314 g/kWh,因此本公司必須持續(xù)推進節(jié)能、供熱的改造和優(yōu)化,完成新疆維吾爾族自治區(qū)“十四五 ”末期對公司供電煤耗的要求。

1 設(shè)備概述及現(xiàn)狀

本公司汽輪機型號為CCZK350/289.6-24.6/1.5/0.4/569/569。采用東方汽輪機公司生產(chǎn)的2×350 MW超臨界、一次中間再熱、單軸、高中壓分缸、三缸雙排汽、直接空冷、雙抽汽凝汽式汽輪機[3]。汽輪機高壓缸為雙層缸、水平中分面法蘭結(jié)構(gòu),高中壓缸分別單獨/對置配置[4]。汽輪機采用自密封汽封系統(tǒng)。正常運行時,高、中壓缸軸端汽封漏汽和中聯(lián)閥內(nèi)檔漏汽作為低壓軸封供汽,多余部分溢流至排汽裝置[5]。軸封蒸汽備用汽源一路接自主蒸汽,一路接自再熱冷段蒸汽,一路接自輔汽,可供啟動和低負荷時使用。

2臺機組自投產(chǎn)以來,軸封母管溫度在430～515 ℃,溫度測點經(jīng)校準準確。根據(jù)汽輪機熱平衡圖,100%熱耗率驗收(Turbine Heat Acceptance,THA)工況軸封溢流量為10.5 t/h。1#機組在2018年9月進行大修,檢查發(fā)現(xiàn)高壓導(dǎo)汽管密封失效,漏汽至軸封母管。2#機組在2019年10月進行大修,檢查發(fā)現(xiàn)高壓缸前軸封端蓋螺栓3個(共4個)脫落,漏汽至夾層加熱,最終流向高壓缸排汽,造成高壓缸排汽溫度升高。2臺機組大修后,軸封母管溫度仍偏高,未見好轉(zhuǎn),經(jīng)分析認為,汽機本體高中壓缸分缸布置,高中壓缸軸封內(nèi)腔室排除4路軸封漏汽,而低壓缸僅有1個,往低壓缸軸封補汽2路,低壓缸軸封汽量無法完全消納高中壓缸軸封外泄量,且運行時間2年以上軸封齒略有磨損,二者結(jié)合使得軸封溢流蒸汽量大、溫度高。軸封溢流熱能損失無法回收,且排汽裝置連續(xù)輸入熱源,均影響機組經(jīng)濟性。經(jīng)計算,若全部利用后,回收功率在8 MW左右,節(jié)能空間巨大。咨詢東方汽輪機廠公司可知,軸封漏汽量偏高,應(yīng)進行軸封結(jié)構(gòu)改造,但軸封結(jié)構(gòu)改造成本過大且影響主機軸系變化,而單獨增加1臺加熱器成本較小,且對主機無任何影響,但目前尚無此技改先例。

結(jié)合準東系列煤摻燒以及煙氣酸露點控制要求,認為低溫省煤器投運條件長期不滿足。當前本公司鍋爐摻燒準東系列煤比例為50%,該系列煤種全水分(Mt)在21%～30%,造成煙氣含水量偏大。由于煙氣含水蒸氣,煙氣溫度在水露點溫度以下時會析出水霧,酸與水結(jié)合會形成強酸,因此對低溫省煤器管排造成嚴重的低溫腐蝕。經(jīng)試驗分析,管壁最低溫度(進水溫度)高于煙氣水露點25 K時,可防止低溫省煤器管排發(fā)生嚴重的低溫腐蝕。由摻燒50%比例準東系列煤的入爐煤質(zhì)分析計算,可得煙氣水蒸氣露點溫度為42 ℃,內(nèi)部通水的低溫省煤器管排外壁溫必須大于67 ℃,低溫省煤器管排內(nèi)外溫差2 K,因此低溫省煤器管排進水溫度需高于65 ℃。但機組多數(shù)運行時間下低溫省煤器管排進水溫度低于65 ℃,不能滿足投運條件,低溫省煤器長期停運且存在腐蝕加劇的現(xiàn)狀。改造前機組低壓回熱系統(tǒng)如圖1所示。熱網(wǎng)疏水冷卻器布置在7#低壓加熱器前,由于熱網(wǎng)加熱器疏水溫度在62 ℃左右,遠低于設(shè)計值90℃,加上熱網(wǎng)疏水冷卻器的換熱溫差和疏水壓差不夠,所以長期未能投入使用。這都是低溫省煤器進水溫度較低的原因。

圖1 改造前的低壓回熱系統(tǒng)

2 熱能回收改造方案

針對低溫省煤器凝結(jié)水溫度無法滿足投運要求和主機軸封溢流熱量損失大的現(xiàn)狀,本公司提出了以下改造要求:一是充分回收主機軸封溢流的熱量,同時由于主機軸封母管壓力較低,一般為30～40 kPa(表壓),所以軸封溢流改造必須滿足軸封母管壓力自動控制正常,且不能出現(xiàn)軸封帶水的條件;二是在變負荷工況下使凝結(jié)水溫度滿足低溫省煤器入口凝結(jié)水溫度最低65 ℃的投運條件,并且水溫盡可能保持在較低值,既能最大利用煙氣余熱,又能避免低溫腐蝕。

2.1 回路改造

改造思路為增加1臺加熱器(即軸封溢流冷卻器),回收主機軸封溢流的熱量加熱凝結(jié)水,滿足低溫省煤器的投運水溫要求?？紤]到軸封溢流冷卻器出口凝結(jié)水溫度提高后,根據(jù)疏水排擠原理,若將軸封溢流冷卻器放在7#低壓加熱器之前,7#低壓加熱器抽汽量將減少,所以7#低壓加熱器出口水溫升高有限,低溫省煤器入口凝結(jié)水溫仍不滿足去工況投運要求。因此,在構(gòu)想軸封溢流冷卻器放在低溫省煤器凝結(jié)水管路之前,應(yīng)同步設(shè)計軸封溢流冷卻器汽水側(cè)相關(guān)連鎖保護。

改造方案為拆除熱網(wǎng)疏水冷卻器,保留軸封加熱器,通入軸封溢流蒸汽加熱凝結(jié)水及汽側(cè)疏水排向排汽裝置。經(jīng)計算,低溫省煤器入口凝結(jié)水溫能夠提升8～9 K,滿足最低65 ℃的投運條件,低溫省煤器能夠全工況投運。改造后的低壓回熱系統(tǒng)如圖2所示。

圖2 改造后的低壓回熱系統(tǒng)

2.2 軸封溢流加熱器邏輯保護

2.2.1 軸封溢流冷卻器凝結(jié)水旁路閥

(1) 允許開 軸封溢流蒸汽電動閥關(guān)閉;

(2) 允許關(guān) 軸封溢流冷卻器凝結(jié)水進口、出口電動閥均開;

(3) 保護開 軸封溢流冷卻器液位三高(510 mm)模擬量三取二延時5 s;

(4) 自動開 軸封溢流冷卻器凝結(jié)水進出口電動閥任一關(guān)閉(開信號消失,延時5 s發(fā)3 s脈沖)。

2.2.2 軸封溢流冷卻器凝結(jié)水進出口電動閥

(1) 允許開 軸封溢流冷卻器未出現(xiàn)液位三高(510 mm);

(2) 允許關(guān) 軸封溢流冷卻器凝結(jié)水旁路閥全開;

(3) 保護關(guān) 軸封溢流冷卻器液位三高(510 mm)模擬量三取二延時3 s。

2.2.3 軸封溢流蒸汽電動閥

(1) 允許開 軸封溢流冷卻器未出現(xiàn)液位三高及軸封溢流冷卻器凝結(jié)水進出口電動閥開啟;

(2) 允許關(guān) 軸封溢流蒸汽至排汽裝置電動閥已開啟;

(3) 保護關(guān) 軸封溢流冷卻器液位三高(510 mm)模擬量三取二延時3 s;

(4) 自動關(guān) 軸封溢流冷卻器凝結(jié)水進出口電動閥任一關(guān)閉(開信號消失,延時5 s發(fā)3 s脈沖)。

2.2.4 軸封溢流蒸汽至排汽裝置電動閥

(1) 允許關(guān) 軸封溢流蒸汽電動閥已開啟;

(2) 保護開(任一條件滿足) 一是軸封溢流冷卻器液位三高(510 mm)模擬量三取二延時3 s,二是軸封溢流蒸汽電動閥開信號消失且軸封母管壓力大于45 kPa。

2.2.5 軸封溢流冷卻器正常疏水調(diào)節(jié)閥

軸封溢流冷卻器液位兩高(470 mm)模擬量三取二延時3 s,軸封溢流冷卻器正常疏水調(diào)節(jié)閥全開。

2.2.6 軸封溢流冷卻器事故疏水調(diào)節(jié)閥

軸封溢流冷卻器液位三高(510 mm)模擬量三取二延時3 s,軸封溢流冷卻器事故疏水調(diào)節(jié)閥全開。

3 低溫省煤器及軸封溢流冷卻器的投運

3.1 低溫省煤器水側(cè)蒸汽沖洗

低溫省煤器長期退出運行,進一步加劇了其換熱管組內(nèi)部腐蝕、臟污。機組停運狀態(tài)下大流量循環(huán)沖洗和運行狀態(tài)下熱態(tài)循環(huán)沖洗效果均不理想,二氧化硅、鐵離子含量偏高,若并入系統(tǒng)極易造成給水系統(tǒng)濾網(wǎng)臟堵。

鑒于低溫省煤器長期未投入使用內(nèi)部腐蝕嚴重且存積臟污較多的問題,經(jīng)材質(zhì)耐受溫度分析,對低溫省煤器管組水側(cè)進行一次低壓蒸汽吹掃,進而提高低溫省煤器出口水質(zhì)指標,確保汽機側(cè)軸封溢流改造項目成功實施后,低溫省煤器安全、穩(wěn)定并入系統(tǒng)。

3.2 軸封溢流冷卻器水側(cè)沖洗

軸封溢流冷卻器水側(cè)與凝結(jié)水系統(tǒng)一起投運,并通過5#低壓加熱器出口開車放水閥來排污沖洗。

水的流向為:凝結(jié)水→7#低壓加熱器旁路→軸封溢流冷卻器水側(cè)→低溫省煤器旁路→6#低壓加熱器旁路→5#低壓加熱器水側(cè)→開車放水閥。當水質(zhì)指標中鐵和二氧化硅均合格后,沖洗結(jié)束。

3.3 軸封溢流冷卻器汽側(cè)沖洗及投運

軸封溢流冷卻器汽源為軸封母管溢流管路引出。由于軸封母管壓力僅33±5 kPa且軸封溢流冷卻器進汽管存在3 m左右的豎直管道,當汽源壓力較低時,無法對軸封溢流冷卻器進行沖洗,故增加臨時沖洗管路(2臺機組的輔汽母管A放汽一、二次閥后接至軸封溢流冷卻器進汽管),采用輔汽對軸封溢流冷卻器進汽側(cè)進行沖洗。

由于輔汽母管A放汽管路管徑較小,流量不足以對軸封溢流冷卻器進汽側(cè)進行連續(xù)沖洗,故先對軸封溢流冷卻器進汽側(cè)憋壓30 min,再通過軸封溢流冷卻器正常疏水調(diào)節(jié)閥前、事故疏水調(diào)節(jié)閥前放水一、二次閥排水15 min,反復(fù)對軸封溢流冷卻器進汽側(cè)進行沖洗,直至水質(zhì)合格。

軸封溢流冷卻器汽側(cè)投運。1#機軸封溢流至排汽裝置電動閥(圖2中的24#閥)關(guān)至25%,使軸封溢流調(diào)節(jié)閥(圖2中的22#閥)開度增加3%,增大軸封溢流冷卻器進汽管壓力,微開軸封溢流冷卻器進汽電動閥(圖2中的118#閥),對軸封溢流冷卻器汽側(cè)及出口管路進行暖管,待軸封溢流冷卻器進汽管溫度上升至300 ℃后(控制溫升率3 K/min),并投入軸封溢流冷卻器減溫水調(diào)節(jié)閥自動,設(shè)定溫度300 ℃。逐步開大軸封溢流冷卻器進汽電動閥,待軸封溢流冷卻器液位上升至350 mm后,投入軸封溢流冷卻器正常疏水調(diào)節(jié)閥(圖2中的132#閥)及事故疏水調(diào)節(jié)閥(圖2中的135#閥)自動,逐步全開軸封溢流冷卻器進汽電動閥,關(guān)小1#機軸封溢流至排汽裝置電動閥,直至關(guān)閉。

4 改造后能效分析

根據(jù)軸封溢流冷卻器改造完成后機組實際運行情況,分別選取200 MW和310 MW 2個工況,通過等效焓降法對軸封溢流冷卻器和低溫省煤器投運前后工況進行能效分析。機組負荷為200 MW時各加熱器進出口溫度參數(shù)如表1所示。

表1 機組負荷200 MW時各加熱器進出口溫度

由表1可知,軸封溢流冷卻器未投運時,低溫省煤器進出口溫升10.6 K,而當軸封溢流冷卻器投運后,低溫省煤器進出口溫升下降至9.5 K,溫升下降1.1 K。這主要是受軸封溢流冷卻器投運后低溫省煤器進口凝結(jié)水溫度上升9.3 K影響所致。軸封溢流冷卻器未投運時,6#低壓加熱器進出口溫升為10.1 K,而軸封溢流冷卻器投運后6#低壓加熱器進出口溫升降至3.9 K。這主要是由疏水排擠效應(yīng)造成6#低壓加熱器抽汽量降低所致。軸封溢流冷卻器投運后,5#低壓加熱器進口凝結(jié)水溫提高2.0 K,5#低壓加熱器進出口溫升下降1.2 K。

根據(jù)1#機軸封溢流冷卻器投運后進出口凝結(jié)水的溫度和壓力,計算200 MW工況下軸封溢流冷卻器的利用熱能為4.786 MW。另外,根據(jù)6#低壓加熱器進出口凝結(jié)水的壓力和溫度,利用等效焓降法計算得到軸封溢流冷卻器及低溫省煤器投運后,6#低壓加熱器的抽汽量降低了4.19 kg/s。

(1) 節(jié)約蒸汽做功能力

P1=(4.1×2 757.54)-

(4.1×2 468)=1 187.114 kW

(1)

式中:2 757.54 kJ/kg為75%THA工況下的蒸汽焓;2 468 kJ/kg為75%THA工況下的乏汽焓。

(2) 58%THA工況發(fā)電節(jié)煤量(標準煤)

1.6 g/kWh

(2)

式中:200 000 kW為58%THA工況下的發(fā)電功率;8 314 kJ/kWh為75%THA工況下的汽機熱耗;29 270 kJ/kg為標準煤發(fā)熱值。

機組負荷310 MW各加熱器進出口溫度參數(shù)如表2所示。

表2 機組負荷310 MW各加熱器進出口溫度

由表2可知,軸封溢流冷卻器未投運時,機組負荷310 MW下低溫省煤器進出口溫升12.1 K。而當軸封溢流冷卻器投運后低溫省煤器進出口溫升下降至6.8 K,溫升下降5.3 K。這主要是受軸封溢流冷卻器投運后低溫省煤器進口凝結(jié)水溫度上升6.0 K影響所致。軸封溢流冷卻器未投運時,6#低壓加熱器進出口溫升為8.3 K,而軸封溢流冷卻器投運后6#低壓加熱器進出口溫升下降至7.4 K。這主要是由疏水排擠效應(yīng)造成6#低壓加熱器抽汽量降低所致。軸封溢流冷卻器的投運,未對5#低壓加熱器凝結(jié)水溫升產(chǎn)生明顯影響。

根據(jù)1#機軸封溢流冷卻器投運后進出口凝結(jié)水的溫度和壓力,計算310 MW工況下軸封溢流冷卻器的利用熱能為7.192 MW,且根據(jù)6#低壓加熱器進出口凝結(jié)水的壓力和溫度,利用等效焓降法計算得出6#低壓加熱器抽汽量降低了5.7 kg/s。

(1) 節(jié)約蒸汽做功能力

P2=(5.9×2 712)-(5.9×2 468)=

1 439.6 kW

(3)

式中,2 712 kJ/kg為310 MW工況下6#低壓加熱器進口蒸汽焓。

(2) 100%THA工況發(fā)電節(jié)煤量(標準煤)

1.28 g/kWh

(4)

式中,310 000 kW為100%THA工況下的發(fā)電功率;8 117 kJ/kWh為BMCR工況下的汽機熱耗。

此外,凝結(jié)水溫升與供電煤耗損益值關(guān)系=凝結(jié)水溫升×2.65 kJ/kWh ×1 000 kg/(1-發(fā)電廠用電率)/鍋爐效率/29 307 kJ=14.5×2.65×1 000/(1-0.044)/0.937/29 307=1.43 g/kWh 。根據(jù)浙江浙能技術(shù)研究院汽機所演算,效能計算準確。

5 結(jié) 論

(1) 增加1臺軸封溢流冷卻器,回收主機軸封溢流的熱量加熱凝結(jié)水,可以滿足低溫省煤器的投運水溫要求。拆除熱網(wǎng)疏水冷卻器,原地布置1臺軸封溢流加熱器,通入軸封溢流蒸汽加熱凝結(jié)水,汽側(cè)疏水排向排汽裝置,低溫省煤器能夠全工況投運。

(2) 1#機軸封溢流冷卻器投入后,經(jīng)計算驗證各工況均能提高凝結(jié)水溫7 K左右,200 MW工況下軸封溢流冷卻器利用功率達4.786 MW,310 MW工況下軸封溢流冷卻器利用功率達7.192 MW。

(3) 1#機軸封溢流冷卻器投入后,各工況下低溫省煤器進口溫度均可達到65 ℃,低溫省煤器進出口凝結(jié)水溫升7.5 K左右,可以保證低溫省煤器正常運行。利用等效焓降法,計算得出軸封溢流冷卻器及低溫省煤器投入后,1#機組供電煤耗降低1.43 g/kWh 。

(4) 2022年9月,依據(jù)1#機組方式,2#機組擬增設(shè)軸封溢流冷卻器,同步投運低溫省煤器,實施完畢后,根據(jù)2021年發(fā)電量34.75億kWh計算,則年節(jié)約標準煤4 969 t,按當前公司采購的標準煤(不含稅)價格600元/t計算,綜合年收益為298萬元。1#機組增設(shè)軸封溢流冷卻器,蒸汽吹掃低溫省煤器水側(cè)管束,技改費用為150萬元。依據(jù)前述計算,能夠一年回收投資成本。根據(jù)本公司每噸標準煤的二氧化碳排放量為2.8 t計算,軸封溢流冷卻器投運后,公司全年可減少13 913 t二氧化碳排放量,減排成效顯著。

(5) 在足夠的換熱溫差及冷卻流量下,該節(jié)能技改同樣適用回收鍋爐疏水擴容器外排汽水熱能、排向排汽裝置的各類熱能,具有一定的推廣價值。