给水泵汽轮机直排技术在高位布置直接空冷机组的应用

张 研李延兵高占平乔 宇

(国能锦界能源有限责任公司,陕西 榆林 719300)

根据我国相关设计规范[1],600 MW 级及以上直接空冷机组的给水泵宜配置调速电动给水泵,但随着小型汽轮机技术的发展,以及给水泵汽轮机效率、可靠性、调节响应速度的提高,近年投产的600 MW 超超临界直接空冷机组大多配置汽动给水泵。直接空冷机组给水泵汽轮机排汽常见的冷却方式有,单独凝汽器湿冷、间接空冷、直排主机冷却等。直排主机冷却,即给水泵汽轮机排汽直接接至主机排汽装置,同主机排汽一同排至空冷散热器,与主汽轮机(简称“主机”)共用一个空冷系统,因此不需要设凝汽冷却系统、独立抽真空系统、凝结水系统等。

给水泵汽轮机直排技术由于减少了设备,初投资费用明显降低,故国内部分机组采用了给水泵汽轮机直排技术[2]。但在实际应用中制约因素较多,如某300 MW 机组夏季运行中机组出力受限达25%;某600 MW 机组夏季大风天气,给水泵汽轮机背压高出力不足,造成机组跳闸;某660 MW 机组未单独设置启动泵,检修后启动时间延长1～3 d,影响机组按期并网。本文针对国内直排机组设计方案和设置特点,结合国能锦界能源有限责任公司汽轮机高位布置机组给水泵汽轮机的特点,从选型优化、控制和运行方面等方面进行分析,提出直排机组设置优化和应用策略。

1 机组概述

国能锦界能源有限责任公司三期扩建工程660 MW 机组采用世界首例汽轮发电机高位布置技术,汽轮机、发电机布置在汽机房65 m 平台,高位汽轮机采用下排汽方式将乏汽经“L”型排汽管道[3]排至空冷岛。排汽口经方圆节变径为1 根DN8500的主管,从47 m 水平进入空冷岛,经三通后在水平管段上分成8根DN3000 的分支管,各分支上均采用一个曲管压力平衡型补偿器后,水平接至空冷凝汽器分配管入口。

给水泵汽轮机布置在43 m 平台。给水泵汽轮机采用上排汽方式,排汽管道向上经排汽弯头管道直接接入主机排汽管道。各设备布置见表1。

表1 高位布置汽轮机房分层布置表

2 直排技术应用的影响因素分析

2.1 机组启动初期限制因素多

直接空冷给水泵汽轮机直排机组由于给水泵汽轮机排汽直接排至主机空冷岛,冬季工况下,给水泵汽轮机排汽量难以满足空冷岛的防冻要求,见表2。在进入空冷岛的蒸汽达到最低防冻热负荷时,给水泵汽轮机无法启动。

表2 某660 MW 直接空冷机组空冷岛防冻流量

给水泵汽轮机直排机组真空系统与主机同为一体,无法实现单独建立真空,须与主机一同投入轴封和真空系统,这样在主机还在检修或故障情况下,给水泵汽轮机无法实现启动、上水、冷态冲洗,使机组启动时间加长。为此,直接空冷给水泵汽轮机直排机组一般设置电动给水泵,启动初期可使用电动给水泵,具备一定条件后切换为汽动给水泵。新建机组在冬季调试时,给水泵汽轮机调试难度大、给水泵汽轮机无法用于锅炉受热面的水压试验。

2.2 背压扰动大造成机组调节迟缓

空冷系统的背压易受环境温度和风速、风向影响,尤其在夏季高负荷下,机组运行背压变化频繁且变化幅度大,部分电厂曾发生因大风引起背压保护动作停机事件。给水泵汽轮机的背压随主机背压变化,在高背压情况下,要维持机组出力,应增加其汽轮机进汽量,而此时给水泵汽轮机因背压变化也需要快速增加进汽量,出现给水泵汽轮机与主机“抢汽”,对机组协调控制不利。所以,给水泵汽轮机直排,对给水泵汽论机的调速范围、调节品质、稳定性以及主机协调控制的要求更为严格。

2.3 运行经济性差

给水泵汽轮机直排机组运行排汽压力高于给水泵汽轮机湿冷机组,尤其在夏季工况运行下。表3为2种冷却方式下机组运行参数对比,2台机组均为超超临界直接空冷660 MW 机组,电厂1为给水泵汽轮机单独配置湿冷凝汽器机组,电厂2为给水泵汽轮机直排机组。

表3 给水泵汽轮机冷却方式运行参数对比

通过表3可知,夏季、冬季工况下,电厂1的背压均优于电厂2,尤其在夏季工况下,给水泵汽轮机直排机组背压高于给水泵汽轮机单独配置湿冷凝汽器机组18.9 kPa,给水泵汽轮机背压高,进汽流量增加,机组热耗增加,经济性分析如表4所示。

表4 给水泵汽轮机背压变化对热力系统影响

通过表4可知,660 MW 等级直接空冷机组在主蒸汽流量、主机背压、主机汽缸效率等主要参数不变情况下,给水泵汽轮机背压由8 k Pa增加到28 k Pa,给水泵汽轮机蒸汽用量增加约22 t/h,机组出力减少5 MW,热耗率增加48 kJ/k Wh,折合供电煤耗约1.8 g/k Wh。

3 给水泵汽轮机直排技术应用的关键点

3.1 给水泵汽轮机容量和汽源设置

给水泵汽轮机直排机组高背压下给水泵汽轮机进汽量明显增加,所以要维持高背压下给水泵汽轮机出力和提高给水泵汽轮机调节能力,必须增加给水泵汽轮机选型容量,为满足机组在高背压下仍可满负荷运行的要求,适当增加通流能力,如某300 MW 机组给水泵在TRL工况(铭牌工况)下出力裕量约14%,在THA工况(机组热耗保证工况)下裕量为43%[4]。增加裕量后,给水泵汽轮机运行中存在节流严重,高效区范围缩小,为此可采用再热蒸汽冷段蒸汽或补汽2种汽源补偿。

第1种,给水泵汽轮机汽源设置高低压汽源,辅汽汽源作为启动汽源,正常汽源为汽轮机抽汽(四段抽汽),高压汽源为再热器冷段蒸汽,高负荷或抽汽汽源不足时随着低压调节阀开大,给水泵汽轮机出力不足时高压汽源通过切换阀介入。

第2种,给水泵汽轮机汽源设置补汽汽源,辅汽汽源作为启动汽源,正常汽源为汽轮机抽汽(四段抽汽),补汽汽源为汽轮机抽汽(五段抽汽),高负荷或抽汽汽源不足时随着正常汽源调节阀开大,给水泵汽轮机出力不足时补汽汽源介入,如图1所示。

图1 带补汽方式的给水泵汽轮机系统

其中,第1种汽源形式为常见给水泵汽轮机配置,高压汽源由于压力高,高负荷切换过程容易造成压力调节不稳定使得切换过程不平稳,给水泵流量大幅波动,影响机组安全运行。尤其是单列给水泵汽轮机机组,有些运行人员对汽源切换较为谨慎,在高背压下选择适当降低机组出力来避免高压汽源切换的风险。第2种汽源形式一般选择双流布置给水泵汽轮机,给水泵汽轮机补汽汽源取自比正常汽源低一级的抽汽,补汽蒸汽量占给水泵汽轮机总蒸汽量的15%,夏季高背压工况下,补汽汽源介入,给水泵汽轮机由正常汽源和补汽汽源共同驱动,补汽介入过程平稳,对机组影响较小,同时运行效率较高。

3.2 启动装置设置

为解决给水泵汽轮机冬季启动无法满足空冷防冻热负荷要求,给水泵汽轮机直排机组须配置启动电动给水泵。根据GB 50660—2011《大中型火力发电厂设计规范》第12.3.4条,空冷机组给水泵的配置应符合下列规定:600 MW 级及以上直接空冷机组,当采用汽动给水泵时,宜配置2台,单台容量应为最大给水消耗量50%的汽动给水泵和1台容量为最大给水消耗量25%～35%的定速或调速电动给水泵。

国内给水泵汽轮机直排启动给水泵配置通常有以下几种方案:方案1,1台30%电动定速启动泵;方案2,1台30%电动调速启动/备用泵;方案3,1台50%电动调速启动/备用泵;方案4,2台机组共用1台30%～40%定速启动泵。

如果是单台100%容量汽泵,配30%液偶调速启动泵优势明显,调速泵运行经济性、安全性好,可靠性高,冬季工况下可实现给水泵汽轮机提前启动切换。如果为2台50%容量汽动给水泵,可选择方案1、2,如山西某电厂660 MW 机组配置2台50%容量汽动给水泵和1台30%流量的调速电动给水泵,电动给水泵提供的压力为额定主蒸汽压力,不但可作为启动泵还可以作为运行时汽动给水泵的备用泵,运行方式灵活,可靠性高。方案3投资成本高,应用较少。方案4系统简单,投资低,应用较多,但运行可靠性低,冬季不能进行2台机组同时启动,定速泵启动过程冲击大,对于利用小时高的电厂不适用。

3.3 空冷岛选型优化

为减小直排机组运行背压,降低夏季工况运行风险,可增加空冷面积或提高风机通流量。早期投产机组空冷散热面积选型裕量小,随着运行年限的增加,空冷换热效果变差[5],在夏季高温运行时段,机组难以达到满出力,为满足调度出力要求,对空冷系统散热器表面采用喷水降温手段,但由于喷淋雾化不均匀使得空冷散热器表面产生一定程度的结垢现象,从而降低了散热器换热能力。

660 MW 超超临界机组给水泵汽轮机的排汽热负荷约占主机的10%,为保证机组夏季工况的带负荷能力、经济性及安全裕度,空冷面积在设计基础上按减小夏季背压4～5 k Pa考虑裕量,夏季运行背压每减小1 k Pa,机组热耗减少约53 kJ/k Wh。

以某660 MW 机组为例,空冷设计参数如下:空冷排汽热负荷852.5 MW,环境温度31℃,风机通风量507 m3/s,设计背压28 kPa,散热面积185万m2,空冷岛风机迎风面积237.92 m2,风机56台,翅化比(散热面积/迎风面积)136,计算降低背压4～5 k Pa,空冷岛的散热面积增加8%～10%,即设计增加8台风机,增加通风量按Ga=ANF·V计算(其中,Ga为风机通风量,ANF为风机迎风面积,V为风机风速),风机风量需要提高至560～571 m3/s。最终选择风机增加1列,即设置64台风机,通风量不变,散热面积增加至200万m2,设计保证背压降至23 k Pa。

3.4 空冷岛蒸汽流场优化

由于给水泵汽轮机直排空冷岛,排汽对空冷岛的流场进行了干扰和破坏,导致空冷岛换热效果和冬季的防冻均受一定影响,某660 MW 机组汽轮发电机组为室内纵向顺列布置,汽轮机低压缸排汽出口接汽轮机排汽管道,由于给水泵汽轮机排汽排入空冷排汽管道的一侧,通过建模计算,当未设置导流叶片时,空冷岛两侧排汽管道流量差约为18.67%。

在主排汽管道内设置三通导流叶片后,根据模拟结果,两侧流量差控制在2%以内,基本满足要求,如图2所示。如需进一步降低排汽管道的通道压降和平衡各流量分配,应对排汽管道系统做进一步的优化,考虑采用改变管系结构形式,在每个蒸汽分配管处设置不同的导流板数量。

图2 增加导流板流场模拟示意

3.5 控制逻辑优化

3.5.1 设置背压突升自动触发机组降出力功能

夏季大风天气特别是炉后风引起的热回流可使机组背压瞬间大幅增加,在异常条件下,背压变化速率可达到5～7 k Pa/min。给水泵汽轮机直排主机空冷凝汽器时,给水泵汽轮机背压比主机更高才能保证顺利排汽,汽轮机变工况范围大,运行条件恶劣。为了应对夏季背压上涨速度过快,设置了机组背压突升自动触发机组RB(辅机故障减负荷)功能,具体逻辑设置如下:机组背压达到高报警定值3,延时5 s(背压曲线);机组背压达到高报警定值2,且背压变化速率大于2.5 kPa/min(背压曲线);机组背压达到高报警定值1,且背压变化速率大于5 k Pa/min(背压曲线)。满足以上任一条件,保护动作机组负荷以100 MW/min 速率自动减负荷至55%负荷。

3.5.2 优化给水控制方案

由于给水流量的控制受背压影响较大,且存在一定的滞后,所以增加背压作为给水调整的前馈控制,提高给水流量调节的响应速度,减少背压变化对给水流量的影响。

3.6 空冷岛智能冲洗应用

空冷岛散热片的表面清洁度直接影响空冷岛的散热,北方电厂周围空气携带的悬浮颗粒物极易在空冷器翅片通道内积聚,形成灰垢层,为空冷机组的设计、运行和维护带来了一系列的影响。现场运行经验表明,灰垢可使同环境条件下机组排汽压力增加8～12 k Pa,增大发电煤耗12～18 g/k Wh,尤其是春季北方杨柳絮随着空冷风机旋转形成的负压被吸入散热翅片内部,越积越多,严重影响通风量和散热效果,为恢复机组背压,需对灰垢及柳絮等杂物进行清洗,目前现场常用的策略是采用高压除盐水进行冲洗,冲洗后效果理想,但一般人工清洗周期长,对背压影响大。

为提高冲洗效率,增加了自动冲洗系统,实现智能一键冲洗,利用夜晚低频时,通过自动冲洗对散热片实现清洗,冲洗时间由8 d减少为2 d,维持空冷散热片清洁度,有利于降低机组背压,保证给水泵汽轮机直排的可靠性,夏季平均降低机组背压1 k Pa。

3.7 系统调试和启动

(1)空冷排汽管道加装防冻隔离阀,减小空冷平台所需最小防冻流量;为减少成本,直接空冷机组一般选择部分管束列加装防冻蝶阀,防冻蝶阀越多冬季空冷岛防冻压力越小。如某电厂所有排汽支管均加装防冻蝶阀,冬季启动时,只要环境温度未达到-20℃以下,均可使用给水泵汽轮机启动。

(2)给水泵汽轮机调试安排在中午气温较高的条件下进行。

(3)冬季或给水泵汽轮机不具备投运条件时,增加临时打压泵,用于锅炉系统的打压。

(4)前置泵与主泵分轴驱动的电厂,锅炉上水可使用前置泵上水。

4 应用效果

4.1 初投资

直接空冷给水泵汽轮机直排机组由于给水泵汽轮机排汽直接排至主机空冷岛,主机增加10%直冷散热面积,但取消了给水泵汽轮机配套的凝汽器、凝结水泵、真空泵、循环水系统、胶球清洗及滤网系统等设备,工程投资比给水泵汽轮机单独配湿冷凝汽器节约2 300万元,比给水泵汽轮机间接空冷节约8 800万元。

4.2 水耗

由于省了凝汽器和循环水系统,厂房占地空间减少,同时节省了凝汽器循环水量,按照660 MW 等级机组给水泵汽轮机排汽参数,2 台机组给水泵汽轮机总排汽量约为210 t/h,表面式凝汽器面积约为3 400 m2/台机,给水泵汽轮机湿冷循环水量约10 000 m3/h,冷却塔风吹损失0.1%、蒸发损失1.4%,耗水量为198 m3/h,折合耗水指标0.032 m3/s·GW。

4.3 给水泵汽轮机上排汽经济性

对于直接空冷机组,THA 工况下给水泵汽轮机排汽量约占主机排汽量的10%,由于低负荷给水泵通常进行再循环调节,排气量占比更多。汽轮发电机高位布置减少大口径薄壁排汽管道约40 m,节省率93%。蒸汽管道缩短后减少蒸汽在管道中的储存量,提高汽轮发电机组的调节性能,排汽管道减少阻力损失,而给水泵汽轮机直排空冷充分利用此优势,主机的给水泵汽轮机排汽管道同时缩短,降低机组背压约0.5 kPa,缩短了给水泵汽轮机进汽管道的长度,减小了进汽阻力,可降低投资。

4.4 运行经济性

由于上排汽的应用、空冷岛面积的增加、给水泵汽轮机补汽阀的应用、空冷流场优化、智能冲洗装置的应用等因素,冬季工况下,给水泵汽轮机背压可维持7 k Pa,夏季工况下背压23.5 k Pa(环境温度31 ℃)。如表5所示,冬季工况下直排机组运行背压高于给水泵汽轮机湿冷机组约1.5 kPa,耗电率优于给水泵汽轮机湿冷机组,供电煤耗优于给水泵汽轮机湿冷机组0.02 g/k Wh;夏季工况,给水泵汽轮机直排机组供电煤耗较湿冷机组偏高1.17 g/k Wh,较优化前减少0.63 g/k Wh。

表5 优化后直冷与湿冷运行参数对比

4.5 运行安全性

由于空冷面积增加、补汽方式的优化、RB 的应用等因素,给水泵汽轮机夏季运行可靠性高,能够应对恶劣天气造成的异常和事故。当机组背压快速、大幅变化时,给水泵汽轮机转速、给水流量等主要参数均能够随机组背压变化而平稳变化,无大幅波动。

5 结束语

高位布置机组给水泵汽轮机直排主机技术在厂房占地、初投资、水耗、减少排汽阻力等方面有着明显优势,此外给水泵汽轮机直排机组系统简单,机组设备维护量小,维护成本和运行成本低。本文针对给水泵汽轮机直排运行特点进行分析,结合直排技术在660 MW 汽轮机高位布置机组的应用,提出优化选型和系统配置的关键技术,解决了前期投产机组的不利因素,为其他同类型机组选型及调试、改造、运行积累了一定的经验。