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第三章改造前的供热试验-----------------------------------------15
3.1试验措施的制定-------------------------------------------15
3.2试验举例-------------------------------------------------16
3.3试验中应注意的事项---------------------------------------19
第四章改造后的经济性对比---------------------------------------20
4.1级组设计工况的主要经济指标-------------------------------20
4.2机组的主要运行技术指标-----------------------------------21
4.3机组低真空循环水供热的主要技术指标-----------------------26
4.4机组设计、纯凝运行和循环水供热运行的经济性比较-----------26
第五章改造后运行规程的修订及注意事项---------------------------27
5.1改造后运行规程的修订-------------------------------------28
5.2运行注意事项---------------------------------------------31
5.2.1运行规程的分析---------------------------------------31
5.2.2运行中其他注意事项-----------------------------------31
第六章结论-----------------------------------------------------32
参考资料--------------------------------------------------------33
第一章概述
对小型凝汽式汽轮机组进行供热改造,取代城市分散的小型采暖锅炉,从而减少向大气排放烟尘,改善人民生活条件,改善社会环境,控制大气烟尘污染,不仅对电力企业有利,而且符合国家的相关政策,能取得很好的社会效益。
本着保证用户所需供热量的前提下尽可能多发电,简单易行、投资少、见效快的原则,河北沧州发电厂从1998年到2001年,先后对2台6MW机组,2台25MW机组和1台12MW机组进行了凝汽式汽轮机低真空改造。
在改造和运行过程中,积累了很多经验,并对应注意的几个问题进行了分析。
现以该厂25MW机组为例进行简要介绍,为同类机组低真空供热改造提供借鉴和参考。
沧州热电厂循环水供热系统连接(图1)如下:
东线回水
系统说明:
1.机组情况:
#0、2机组为6MW凝汽机组,分别为武汉汽轮机厂和南京汽轮机厂生产,与1998年和1970年投产;
#3、4机组为北京重型电机厂1973年产品,1975年10月和12投产;
#7机组为武汉汽轮机厂2000年产品,是一台为抽汽背压机组配套的低温低压机组,主蒸汽参数为1.27Mpa/304℃。
2.热网情况:
#2机组最早改为循环水供热运行,循环水供热稳定运行时间为1994年冬,当时供电厂、电业局宿舍,由于系统供热稳定,供热效果受到一致好评,后在沧州市政府的大力支持下,2002年形成了#0、2、3机共同供热的运河西热网近200万平米的供热面积。
2002年后进一步发展了运河东热网100万平米,现由于热网不断扩容,运西热网已达240万平米,运东120万平米。
运西热网除#0、2、3机组以外,配备有两台35t/h减温减压器和两台200m2半负荷尖峰加热器,东线由#4机组和#7机组承担供热,也有两台35t/h减温减压器和两台200m2半负荷尖峰加热器。
由于机组供热能力的限制,运西热网现采用了混水的供热方式,来提高供热能力。
混水运行有一套根据供水和回水温度以及供回水压力控制的系统,本部分不属本文的论述范围,只简要介绍如下:
热网混水运行:
即在循环水供水和回水管路之间加装混水泵,把回水打到供水管路中继续放热,混水对循环水供热机组的结果是降低了回水的温度,提高了循环水在凝汽器内的出入口温差。
由于西线混水沧州发电厂#3机组的凝汽器循环水进出口温差平均为12℃,东线#4机在8-9℃之间。
混水运行需要注意的是:
(1)混水点以后的供热温度应符合相关供热要求;
(2)注意混水点以前的热用户的供回水压力变化,不能对这些热用户的供热造成太大的影响。
(3)混水份额控制在机组的供热能力范围内,不能造成供热出口的总体温度降低。
(4)提高混水泵的可靠性,避免因混水泵事故停运造成热用户的供热质量下降。
3.供热调整:
供热调整主要是针对热网供热面积的变化和气温的变化进行调整,调整方式有机组搭配调整、机组负荷调整和热网面积切换三种方式。
(1)机组搭配调整指在初寒期热网投入的面积达不到机组凝汽器通流量要求时,采取投入部分机组的办法进行调整,如图一所示:
可以先投入#3机组(25MW,2000m2凝汽器),随着热网的负荷增加在投入#0机(6MW,660m2凝汽器)和#2机组(6MW,560m2凝汽器);
严寒期#0、2、3机组并列运行,必要时投入尖峰加热器提高供水温度。
东线则可以先投入#7机组(12MW,1200m2凝汽器)运行,在增加面积和气温下降后,投入尖峰加热器运行或投入#4机组(25MW,2000m2凝汽器)运行,在严寒期再#4、7机并列运行,必要时再投入尖峰加热器提高供水温度。
(2)机组负荷调整指在供热末期由于热网供热面积基本不变,而由于气温的升高,使得回水温度升高,此时需要减小机组的负荷使得供热的出口温度降低,来减少对热用户的换热量,最直接的方法就是根据机组真空的变化和循环水出口温度来较少机组的进汽量,从而减少在凝汽器中的换热汽量,达到调整供热的目的。
这种方式对于发电厂的电力生产来说是最不经济的,因此在必要时要结合机组搭配调整的方式进行热网调整。
(3)热网面积切换是针对运西和运东热网能独立运行和相互切换而言的,其中有在电厂周围近40万平米的供热面积,能够以20万平米为单位切换到由运西网供热或由运东网供热。
这样的切换方式是用于初寒期和末寒期对热网的调整,也适用于严寒期充分发挥各台机组的最大供热能力的调整,如:
调整40万平米到运东热网,由#4、7机组并列运行,减少运西热网的供热压力。
第二章 改造时需考虑的因素
2.1 机组背压的选择
凝汽式汽轮机真空的降低,使机组的出力降低和排汽温度升高,而排汽温度不仅影响供水温度的高低和供热量的大小,而且直接影响机组的热膨胀、胀差、振动、窜轴等指标。
为保证机组安全运行,在选择背压值时,必须使凝汽器真空、排汽温度、推力瓦温和轴承振动等重要参数在规程规定的数值范围。
通过相关试验和运行经验,该厂确定的参数指标为:
汽轮机进汽量为额定进汽量;
真空≥60kPa;
排汽温度≤80℃;
推力瓦温度≤80℃;
支持瓦温度≤65℃;
轴承振动≤50μm;
循环水温度≤65℃。
2.2机组电负荷的变化
在主蒸汽参数及进汽量保持为额定值时,由于排汽压力升高,机组的出力相应减少,因此,机组改为低真空供热运行,虽然无冷源损失,但功率将有所降低。
功率的减少值与排汽压力有关,可以通过低真空下的试验来确定,而且根据试验数据,可以算出在主蒸汽参数和进汽量为额定值而真空降低时,电负荷的变化。
另外,当供热负荷减小,例如在末寒期气温回升,热用户人为减少供热面积时,热网回水温度将升高,为了维持机组在允许的背压下运行,必须降低机组电负荷运行,即按照以热定电的方式确定机组的电负荷。
虽然机组热力计算数会提供背压对功率的修正曲线,但次曲线适用于正常运行背压变化范围,一般会超出低真空供热允许的背压范围,因此还是必须通过低真空供热试验取得试验数据后得到的实际负荷变化。
图2:
N25-35-1型机组背压对功率的修正曲线
如图2所示为N25-35-1型机组背压对功率的修正曲线,曲线中不包括低真空供热运行时的背压0.3-0.4绝对大气压下的功率修正,只能从曲线中看出公路变化的趋势,得出对功率的影响值会大于1500kW,因此还得以试验值为运行依据。
沧州电厂低真空供热试验和实际运行数据表明,在真空为66Kpa时各机组对电功率的影响如下表:
表1:
机组低真空供热背压对功率的影响
机组号
机组型号
运行真空
(kPa)
额定功率Ne(kW)
影响功率
ΔN(kW)
#0
N6-3.43-Ⅳ
66
6000
1500
#2
N6-3.5-Ⅱ
#3
N25-3.5-Ⅰ
25000
4000
#4
#7
N12-1.27/304
12000
2500
2.3 最末几级叶轮
汽轮机低真空运行时,由于排汽压力升高,使机组理想焓降明显减小。
其中叶轮最末几级的焓降有大幅度减少,做功能力也将降低,并且因速度比偏离最佳值,使级效率降的更低,同时末几级因偏离设计工况,动叶进口负冲角越来越大,使动叶进口撞击损失逐级增加。
此外,动叶绝对排汽角α21为钝角,并逐级增大,导致轮周功率减小。
以上原因,使汽轮机低真空运行时,末二、三级叶轮不但不做功,反而消耗汽轮机的功率。
从以上角度考虑,应拆除末二、三级叶轮。
但河北地区供热期短,拆除后,在非供热期正常凝汽运行时,机组将无法恢复正常状态,另外,拆除末几级叶轮后,转子临界转速升高,转子需重新校核,做动平衡等,工作量大。
所以,即使多消耗一些功率,一般也不做拆除处理。
汽轮机各级在低真空供热运行时,可以通过对级进行变工况热力核算来确定各级的前后压力、理想比焓降、反动度、喷嘴及动叶出口气流速度、及内效率、级内损失、轮周效率、轮周功率、级内效率、级内功率以及其他汽流参数在级内的分布。
对级进行热力核算时的要点如下:
(1)简化假设
(a)各级的流量保持为设计流量不变。
(包括抽汽量和漏汽量不变)
(b)各级前温度保持为设计温度不变。
(c)考虑排汽管的压力损失后,末级排汽压力取为0.5ata。
(2)计算采用顺序算法
即从第一压力级开始,由级前向级后计算,逐级进行,直到最后一级。
(3)级前压力
低真空供热条件下,各级前压力按照弗留格尔公式计算:
D1/Do=((p012-pz12)/(p02-pz2))0.5*(T0/T01)0.5
公式中:
D0、D1----------设计工况及变工况下,通过级的流量;
po、pz-------设计工况下,级前压力与汽轮机排汽压力;
p01、pz1---------变工况下,级前压力与汽轮机排汽压力;
按照假设条件:
D0=D1;
T01=T0
所以有:
p01=(p02-pz2+pz12)0.5
(5)按照以上核算要点和假设可以核算出机组在低真空供热工况下各级前后的参数,表3是参考文献提供的一台51-50-1型凝汽机组低真空供热工况下的各级核算数据和最末级的速度三角形,通过气轮机的变工况热力核算,可以发现,在低真空条件下,第2-14级于设计工况基本相似,后几级相差较大,分析可以得出以下几条结论:
(a)这些级的动叶进口负冲角逐级增大,说明发生在动叶进口的撞击损失逐级增大;
(b)动叶出口气流的绝对速度c21及其排气角a21也越来越大,造成余速损失的增加。
(c)这些级的a21均为钝角,其在圆周上的投影与c11的投影同方向,这将导致圆周效率减小。
(d)从最末机的速度三角形(图3)可以看出,c11与c21的方向几乎重合,该级的轮周比焓降为负值,圆周比焓降也为负值,蒸汽已经不做功,考虑该级的叶轮摩擦损失、漏气损失、湿气损失、静叶和动叶的撞击损失后,蒸汽进一步消耗主轴的机械功,因此该级不但不做功,反而会消耗功,相当于轴流式泵,把蒸汽从动叶抽到动叶后。
图3:
51-50-1机组最末级速度三角形(引用资料)
表2:
51-50-1型汽轮机低真空运行各级核算表(引用)
2.4 轴向推力
汽轮机由高真空状态转为低真空运行时,末级动叶出口由原设计的超音速转为亚音速流动,此时喷嘴焓降不变,动叶焓降减小,致使其反动度减的较小,叶根的反动度减的更小或为负值,又由于后几级的叶轮无平衡孔,叶轮前后的压力变化大,往往方向不定,起决定作用的是叶轮前的压力Pd,Pd与隔板轴封漏汽量及叶根反动度有关,若最后几级叶根为负反动度,就造成叶轮的推力为负值。
由以上分析可知,汽轮机在低真空运行时,末几级动叶的反动度和轴项推力不仅不增加,而且可能减小,即使增加也不会很大。
该电厂对6MW、12MW、25MW机组所做的供热试验和实际低真空运行数据都证明了这一点。
相关参考资料中,在变工况热力计算的基础上,就可以进一步计算各级的轴向推力,其中,动叶上的动静推力可以由热力计算及级的结构特性数据算出,这些数据都是给定的,但作用在叶轮、隔板汽封凸肩以及轮榖上的轴向推力,因与叶轮前的压力pd有关,必须先计算出pd后,再算出各部分的推力。
计算出汽轮机的总推力后,用推力瓦能承受的总推力进行校核,当满足安全系数n大于1.5时可认为是机组的轴向推力是合格和安全的。
2.5 凝汽器与凝结水泵
2.5.1凝汽器铜管胀口:
凝汽式机组改造为低真空供热后,排汽温度大幅度提高,凝汽器的铜管胀口会不会因为膨胀大而破坏胀口的严密性成为一个问题。
这一问题很难用理论分析解决,该厂机组供热试验和实际运行时,胀口的严密性保持了良好的状态,说明低真空供热运行不会影响凝汽器铜管的胀口。
2.5.2凝汽器管板电化学腐蚀的防止
凝汽器铜管和管板通过胀管结合在一起,在循环水中两种金属活性不同的金属(铜和铁)会自然形成电池效应,对活性强的管板会形成电化学腐蚀。
随着循环水温度的升高,在凝汽器管板涂环氧类涂料防止铜管和管板发生电化学腐蚀的传统方法,不能再采用,否则涂料老化太快脱落会堵塞铜管。
该电厂对这一问题做了针对性的研究,应用了电化学原理,安装了外加电流的阴极保护装置,通过外加电流的方法给金属活性强的管板补充电子,有效地防止了管板的电化学腐蚀。
电化学保护技术是基于改变金属在腐蚀性介质中的腐蚀电位来减轻腐蚀程度,延长使用寿命的一种方法[1]。
这种保护技术分为阳极保护和阴极保护。
前者的基本原理是通过升高金属在介质中的电位,使其表面形成一层耐蚀性良好的钝化膜从而延长金属材料的使用寿命。
这种保护技术应用的前提是金属在介质中阳极极化曲线具有钝化区。
在以水为冷却介质的循环冷却水系统中,凝汽器金属本身不易钝化,因此阳极极化技术不能应用于凝汽器防蚀。
阴极保护技术的应用范围要广得多。
该技术的基本原理[2]是通过向被保护的金属提供阴极电流来降低金属在介质中的腐蚀电位,使其局部阳极电流减小,当金属电极电位负移到该金属阳极反应平衡电位时,局部阳极过程就完全被抑制,即金属腐蚀停止。
根据提供阴极电流途径的不同,阴极保护技术又分为外加电流式阴极保护和牺牲阳极式阴极保护。
以淡水为冷却介质的凝汽器中,由于牺牲阳极提供的保护电流有限,且不能根据介质运行工况进行调整,保护范围较小,因此这种保护方式只能用于冷却水电阻率低的小型机组凝汽器上。
外加电流式阴极保护可以提供充足的保护电流,保护范围大,并可根据运行工况变化进行适当调整,保护电位可自动控制。
这种保护技术对于抑制凝汽器管板腐蚀、铜管脱锌、点蚀、应力腐蚀、冲刷腐蚀、砂蚀等均可在短期内见效。
2.5.3供热水质的问题
该厂低真空供热时凝汽器内仍为循环水,比有些电厂采用软化水运行对凝汽器的清洁作用效果要差,但供热成本大大降低。
因为供热循环水在密闭的管道和用户暖气内循环,水不会被污染和蒸发浓缩,相反,循环水的浓缩倍率在1.5~2.0之间,损失的水量要不停的补充新水,因此循环水中只需加一些防止锈蚀和结垢的药剂。
2.5.4凝结水泵
为保证凝结水泵正常工作,不发生汽化,低真空供热时凝汽器宜采用高水位运行,以增加凝结水泵的入口高度,加大汽蚀余量,还可以把除盐水引入凝汽器热水井直接降低凝结水温度。
但由于低真空下凝结水的温度是随真空降低相应提高的,所以不采取以上措施,一般凝结水泵也不会发生汽化。
2.6 轴封系统
机组低真空运行时,排汽温度升高,后轴封的漏汽量增大,易造成轴承过热、油质变坏等不良影响。
可以利用射水抽汽器下水管的真空来保持轴封负压,由于冬季循环水温较低,这样做对射水池的水温影响也不大。
该厂因为用轴封加热器的射汽喷嘴来保持轴封负压,运行中未见油质和轴承过热等不良影响。
2.7 汽缸和转子的膨胀
汽轮机降低真空后,后汽缸、后轴承座、转子的膨胀随之增大,使汽缸的纵向膨胀、后汽缸的纵向及横向膨胀、后汽封的径向间隙、汽缸与转子之间的胀差以及转子中心均发生变化,可能引起汽轮机的振动和动静部分的摩擦,应足够的重视。
实际改造中可以通过试验监测各部分膨胀、胀差、振动的数值,并在运行中严密监视各控制参数,以控制这些指标在允许的范围之内。
机组低真空运行与正常凝汽运行工况下各安全控制指标的对比见表3。
附表3 机组低真空运行与正常凝汽运行工况下各安全指标
项目
工况
轴向垂直位移/mm
一瓦垂直振动/μm
二瓦垂直振动/μm
三瓦垂直振动/um
四瓦垂直振动/um
汽缸左侧膨胀/mm
汽缸右侧膨胀mm
最高推力瓦温/℃
相对胀差/mm
轴瓦回油温度℃
运行
0.58
28
17
18
31
83
84
-2.3
55
52
49
低真空
0.57
24
15
13
32.9
80.8
-2.8
50
从表中可看出,机组低真空运行与正常凝汽运行时各参数相差不大,说明机组低真空运行对机组安全影响很小。
2.8 凝汽器水冲击的预防
改造后的热网循环泵代替了原来的循环水泵。
这种系统,在热网循环泵故障跳闸、供水侧突然减小时,热网系统中的回水仍会以原来的速度和流量回流于凝汽器与热网泵之间的管路,导致这里的水流突然受到压缩,压力骤然升高,形成水击,并以冲击波的形式向后传播,压力可以达到正常压力的几十倍。
该厂1台12MW机组在退出供热运行时,因热网泵停运过早,造成凝汽器背侧端盖被水击变形,紧固螺丝断裂7条,端盖定位大螺栓冲断。
为防止水击的发生,该厂在回水管路和供水管路上安装了逆止门,见图1。
在25MW机组和6MW的机组供热中使用未发生过问题,但由于12MW机组系统回水管路特性不同,不能有效的缓解水击,逆止门未起作用,为此,计划安装更为有效的防水击装置,见图2。
另外,也可以在凝汽器入口管路上加装安全门或防爆门以防止水击的发生。
图4中防水击管的垂直高度H=Ps/γ=(0.196×
106×
1.15)N/m2/9810N/m2=23m。
式中,Ps为防水击动作压力,凝汽器入口热网压力一般取0.196Mpa,考虑1.15倍的安全系数,则Ps=0.196×
1.15N/m2;
γ为热网回水重度,取γ=9810N/m3。
2.9机组供热负荷的调整
因为汽轮机低真空供热利用的是排汽的汽化潜热,所以循环水供热机组的热负荷调整就是调整机组进入凝汽器的汽量。
在机组需要保证锅炉的给水温度,回热系统必须正常投入运行的基础上,机组热负荷的调整实际上就是调整机组的进汽量,从而调整机组的排汽量,最终反映到凝汽器对循环水的放热量的变化上,极端的情况机组可以采取减少回热系统用汽量或停止回热系统运行的方法来增加排汽量,以提高给热质量。
机组排汽压力的变化是与循环水出口温度相关的直接指标,理论上排汽温度与凝汽器端差的差值就是循环水的出口温度,因此,提高循环水的出口温度,一方面是降低真空,提高排汽温度,另一方面就是降低凝汽器的传热端差,这也是下一节要讲的机组供热维护的主要内容。
2.10低真空供热机组运行和检修维护
(1)系统的维护
低真空供热系统的连接比较简单,图一已经说明了系统的连接方式,其中起隔断作用的阀门在供热系统中是至关重要的,因此系统维护的重点之一就是对这些阀门的维护和检修,在维护中防止阀门内漏和运行可靠性是最重要的检修标准。
如机组的凝汽器出口门、循环水泵的出入口门等在供热期间不严密,供热系统的热水会泄漏到循环水沟和冷水塔,这样的后果是很严重的,主要有以下三点:
(a)可能造成从循环水沟吸水的冷却水泵的冷却水温度过高,从而影响机组冷油器、发电机空冷器等超温。
(b)冷水塔不能完全无水停备,冷水塔结冰,对冷水塔填
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