某电厂抽高参数蒸汽方案的探讨

2019-09-10董见峰

电力与能源系统学报·下旬刊 2019年3期

关键词：超临界经济性

摘要：针对抽汽参数的特别要求，结合机组容量及热平衡图，提出抽汽方案，分析对汽轮机和锅炉运行的影响，并提出可行性参考意见。

关键词：超临界;高温抽汽;调整抽汽;受热面超温;经济性

拟建项目的装机容量为4×250MW超临界燃煤抽凝机组，海水直流循环。锅炉过热器出口流量约为850t/h，25.4MPa（g），571℃，一次中间再热。

根据湿法冶炼项目生产线工艺要求，需求的蒸汽参数为压力不低于5.5MPa、温度不低于280℃、流量为175t/h，负荷性质稳定，凝结水不回收。直线输送距离约为1km。经计算，确定抽汽口参数为：

1、供汽参数：压力≥6.0MPa、温度≥300℃、流量为175t/h。

2、抽汽方式：3运1备，每台机组抽汽量为58.33t/h。

3、抽汽类型：可调整抽汽（采用中联门调节高压排汽缸的压力，此压力在60%～100%负荷率时压力可调，电厂外供蒸汽稳定）。

4、机组出力：纯凝工况下机组出力为250MW。

一、汽机厂方案

1、上海汽轮机厂

上海汽轮机厂采用双缸单排气结构，无调节级，末级叶片高1050mm。上汽厂根据其产品结构提出二种方案。

方案一：从高压缸排汽抽汽，在负荷范围为60%～100%TMCR内可以满足抽汽压力要求。当主机负荷变化时（<85%负荷时），需要调节中联门来调节压力（即通过关小中联门，提高高压排汽缸的排汽压力），由于上汽厂是引进西门子技术，其控制逻辑及调节过程比较复杂。抽汽类型为调整抽汽。

方案二：从高压缸内部抽汽（汽轮机内部压力级约9级处），相当于把补汽口移至一段抽汽前两级处。当负荷在70%～100%TMCR变化时，抽汽参数可以满足要求。机组负荷率越高，抽汽压力和温度就越高（温度基本在480℃以上），需要通过减温减压来满足用汽要求。抽汽类型为非调整抽汽。负荷和压力曲线如下：

从上图可以看出，当50%负荷率时能满足抽气口压力要求，但当机组负荷率达到240MW时，抽汽口压力接近14MPa、温度接近484℃，需要减温减压后才能外供蒸汽，经济性较差。

2、东方汽轮机厂

东方汽轮机厂采用双缸双排气结构，带调节级，末级叶片高660mm。

推荐方案：采用高压缸排汽供汽方案。利用中联门联调方式，可以保证汽机在60%～100%TMCR工况下均能满足抽汽要求。该方案已在多台机组中应用。

据东汽介绍其在广西平果铝电厂（主要生产电解铝）350MW超临界机组上采用的抽汽方案，其抽汽压力7.2MPa，抽汽量225t/h，运行负荷率达到80%以上。此台机组投运2年运行情况良好。

3、结论

综合两个汽轮机厂的方案，推荐采用高压缸排汽供汽方案。抽汽压力定在6.0MPa，这是因为如果抽汽压力过高，例如6.4MPa，中联门参调开度不低于33%，不确定因素太多，且负荷率需达到70%以上才能保证抽汽参数;纯凝汽工况运行时，因高压排汽温度同比升高，中联门口径选择较小，不参调时经济性较差，热耗会降低20KJ/kw.h左右，折成标煤耗约1g/kw.h。采用本方案，对汽轮机成本（本体部分）无明显增加，增加部分来自设置在抽汽口的两台电动门及1台抽汽逆止门（气动、要求速关、进口）、DCS控制系统增加部分卡件及控制逻辑。

二、锅炉厂方案

由于抽汽参数较高，当抽汽量发生变化时，对锅炉的再热系统会产生影响。

1、上海锅炉厂：

1）锅炉烟气通道为单烟道，即全烟气流量通过再热系统。

2）再热系统汽温调节只能通过燃烧器上下摆动（±20°）和喷水减温来调节。调节措施有一定的局限性，对锅炉再热器出口汽温影响较大：

抽汽工况不抽汽工况备注

方案一（受热面按纯凝工况设计） 587℃ 569℃ 需提高锅炉再热器系统、汽机中压缸和热段管道的材质（P92）。造价昂贵。

方案二（受热面按抽汽工况设计） 569℃ 551℃ 不抽汽时汽机效率降低，增加標准煤耗约1.5g/kwh。

注：采用方案一不是上汽厂汽轮机的问题，是上锅厂在抽汽工况时温度升高较高（纯凝时566℃），抽汽时达到587℃，这样因温度升高会造成汽轮机中压缸材质升高，这部分成本升高对汽轮机采购成本影响较大。

2、东方锅炉厂

1）锅炉尾部烟道设计为双烟道，可以通过烟气挡板来调节再热汽温。

2）在低温过热器前设置一路喷水减温装置，当运行工况切换过程中（烟气挡板动作需要一定的时间，约30分钟），可以通过喷水来控制再热汽温。