1030MW機組供熱改造項目抽汽汽源選擇

崔玉嶺

（華能南京金陵電廠，江蘇 南京 210034）

1030MW機組供熱改造項目抽汽汽源選擇

崔玉嶺

（華能南京金陵電廠，江蘇 南京 210034）

近年來國內部分能耗、污染排放高的小機組熱電廠關停，相應供熱負荷將由環保型、大容量和高參數的機組承擔，大型純凝火電機組供熱改造是未來火電市場發展的趨勢。文章分析華能金陵電廠1030MW純凝機組供熱改造的可行性，提出幾種可行的供熱改造方案，并對幾種方案進行比較。通過對純凝機組供熱改造的研究，為今后大型同類型火電機組供熱改造提供依據。

供熱改造；抽汽；再熱冷段；一級再熱器出口

1 概況

華能金陵電廠為了響應國家“節能減排、可持續發展”的號召，承擔了向周邊工業園區供熱的任務。金陵電廠建有2臺1030MW超超臨界燃煤發電機組，分別于2009 年和2010 年投產，汽機為上海汽輪機有限公司生產的超超臨界、一次中間再熱、凝汽式、單軸、四缸四排汽汽輪機，采用八級非調整抽汽，一、二、三級抽汽分別供給2×3臺高壓加熱器；四級抽汽供汽至除氧器、給泵汽輪機和輔助蒸汽系統等；五、六、七、八級抽汽分別供給四臺低壓加熱器用汽。鍋爐為哈爾濱鍋爐廠有限責任公司生產的超超臨界參數變壓運行、單爐膛、一次中間再熱、采用八角雙火焰切圓燃燒方式、平衡通風、固態排渣、全鋼懸吊結構Π型鍋爐、露天布置燃煤鍋爐。

通過對熱用戶的調查，電廠供熱能力要求機組單臺按150t/h，供熱參數1.5MPa(a)，330℃。由于電廠供熱分界處的供熱參數為1.5MPa(a)，330℃，考慮到廠內供熱管道的壓降（0.1MPa/公里）和溫降（3℃/公里），抽汽口參數初步定為1.52MPa(g)，336℃，單臺機組供熱量為150t/h，兩臺機組供熱量為300t/h。供熱方案應在保證外部供熱的前提下保證機組的安全、穩定運行，并兼顧經濟性，并考慮今后擬實施的引風機、增壓風機合并采用汽動驅動項目。

2 供熱改造方案比選

根據供熱能力要求和電廠機組的特點，本次供熱改造可供選擇的汽源為再熱冷段蒸汽抽汽、鍋爐高溫再熱蒸汽抽汽和鍋爐一級再熱器出口，各級抽汽參數見表1。

2.1 從再熱冷段蒸汽抽汽

根據用汽參數，采用再熱冷段蒸汽系統最為簡單。管道材料可采用合金鋼和20號鋼。但由于抽汽減少了進入再熱器的蒸汽流量，從而改變了受熱面吸熱狀況，造成再熱器超溫，嚴重時可能對鍋爐的安全運行帶來影響；此外，由于抽汽供熱減少了進入汽輪機的蒸汽流量，降低了作功，因此必須提高主蒸汽流量以滿足電網對發電負荷的要求，故在同等負荷條件下鍋爐出力和汽輪機通流都將超過原來的運行值，根據鍋爐廠的建議我廠再熱器冷段抽汽量控制在鍋爐相應負荷下的再熱蒸汽流量的2%～3%，鍋爐可通過適當的燃燒調整和減溫水噴水等手段控制再熱器運行壁溫，防止再熱器超溫。如單臺機組低溫再熱抽汽量為150t/h，約為鍋爐BMCR工況再熱蒸汽流量的6%，已超出上述抽汽量要求，再熱器存在超溫風險。就上述情況我廠委托西安熱工研究院有限公司為我廠做抽汽性能試驗，試驗報告中指出，當通過再熱冷段蒸汽對外供汽、抽汽流量在150t/h以上時，在高負荷下鍋爐一級再熱器存在超溫報警的風險，低負荷下壁溫超溫的可能性相對較小。鍋爐過熱器壁溫、排煙溫度、主要輔機電流、汽輪機軸系振動、各監視段壓力等參數受供熱抽汽的影響相對較小，可以忽略。

表1

所以根據鍋爐廠的建議及性能試驗報告，并參考其他同類型電廠的改造經驗，通過再熱冷段蒸汽對外供汽，抽汽流量控制在90t/h左右是比較合適的，而我廠供熱要求單臺機組供熱量為150t/h，單獨依靠再熱冷段抽汽不能夠滿足供熱的流量要求，由于供熱壓力低于再熱冷段壓力，此方案需要減壓才能夠對外供熱。

2.2 從一級再熱器出口或鍋爐高溫再熱蒸汽抽汽

利用鍋爐一級再熱器出口或再熱熱段抽汽，通過減溫減壓裝置，調整至壓力1.5MPa(g)、溫度320～330℃進行供熱。如采用高溫再熱蒸汽抽汽，抽汽量約為126t/h（需減溫水24t/h）；如采用一級再熱器出口抽汽，抽汽量約為137t/h（需減溫水13t/h），機組在50%以上負荷就可以保證供汽參數和流量的要求。

減溫減壓裝置可對熱源（電站或工業鍋爐以及熱電廠等處）輸送來的蒸汽壓力、溫度進行減溫減壓，使其二次蒸汽壓力、溫度達到生產工藝的要求。減溫減壓裝置由減壓系統（減溫減壓閥、節流孔板等）、減溫系統（高壓差給水調節閥、節流閥、止回閥等）、安全保護裝置（安全閥）等組成。

此方案中如采用高溫再熱蒸汽抽汽，對鍋爐再熱器運行沒有影響，但由于高溫再熱蒸汽的汽溫達到600℃，減溫減壓裝置前的管道、閥門包括減溫減壓裝置都需要采用A335P92的材質，造價較高；如采用一級再熱器出口抽汽，對鍋爐再熱器影響較小，同時由于一級再熱器步置在鍋爐爐墻內，機組的改造施工工程量較大。

2.3 從再熱冷段蒸汽和鍋爐一級再熱器出口同時抽汽

該方案是在綜合考慮金陵電廠擬進行的引風機、增壓風機合并采用汽動驅動的需求的基礎上，優先抽取鍋爐一級再熱器出口蒸汽減溫減壓至相應工況下低溫再熱蒸汽參數后，通過低溫再熱蒸汽補充至所需供熱量，以滿足對外供汽量的要求。機組在50%以上負荷就可以保證供汽參數和流量的要求。

一級再熱器出口抽汽能力按照150t/h設計，再熱冷段蒸汽作為輔助調節。在風機汽動驅動未改造前以一級再熱器出口抽汽（考慮減溫水量后約75t/h）和再熱冷段蒸汽為輔（約75t/h）的合并供熱方式，既能滿足控制壁溫超溫的情況，又最大限度的考慮經濟性的要求。在風機汽動驅動改造后，可通過加大一級再熱器出口抽汽量，與再熱冷段蒸汽合并后進入驅動風機的小汽機，小汽機排汽一部分對外供熱，另一部分可至除氧器回收熱量。

針對此抽汽方案，上汽廠進行了核算，認為在此供熱工況下，機組的軸向推力計算值在允許的范圍內，可連續安全運行。

金陵電廠需在鍋爐一級再熱器出口和冷段出口各增設一套減溫減壓裝置，同時新增一路DN500供熱管道以及閥門和流量計等附屬設備。考慮到在一臺煤機檢修或故障時，可以由臨近的燃機電廠9F機組作為備用熱源，以滿足供熱需求。

該方案優點：技術成熟，管路相對簡單，改造周期短；投資少，主要是減溫減壓器費用、管道費用和電氣儀表費用；由于主要是工業負荷，可以常年供熱，不受季節性的限制；便于綜合考慮金陵電廠今后擬進行的引風機、增壓風機合并采用汽動驅動的需求。

該方案缺點：直接將高參數蒸汽減溫減壓，節流損失較大，造成能源的直接浪費。今后可以考慮利用鍋爐一級再熱器出口抽汽作為背壓機的驅動蒸汽，來彌補高溫高壓蒸汽的節流損失，對供熱蒸汽進一步深度利用。

根據主機廠的設計經驗和資料，為保證機組的安全運行和滿足熱用戶的供汽參數，每臺機組宜在50%負荷以上抽汽供熱，能保證供熱的連續性和可靠性。由于供熱改造蒸汽不回收，機組現有減溫水管道、除鹽水泵（機組補水用）、補水管路、凝汽器補水等均需相應進行改造。

3 結語

綜上所述，考慮到供熱的可靠性，機組的經濟性，方案從再熱冷段蒸汽和鍋爐一級再熱器出口同時抽汽最優。汽動引增合一項目實施前再熱冷段蒸汽和鍋爐一級再熱器出口同時抽汽，蒸汽經過減溫減壓能夠滿足熱負荷需求，保證安全穩定供熱；汽動引增合一項目實施后蒸汽經過背壓機排汽直接供熱，再熱冷段蒸汽為輔助汽源，既保證了供熱的經濟性，又保證了供熱的安全性。鑒于高溫再熱器壁溫比較高，在機組運行過程中應嚴格監視其壁溫變化，避免出現超溫，影響鍋爐安全運行。

[1]江蘇省電力設計院.華能南京金陵發電有限公司供熱項目可行性研究[R].南京：江蘇省電力設計院，2013.

[2]黎林村. 羅定電廠供熱改造方案的選擇分析[J].沿海企業與科技，2011.

[3]周琳，譚銳，衛棟梁．東汽純凝600MW級火電機組供熱改造探討[J]．東方電氣評論，2011.

[4]董遠景．純凝汽機組改造為供熱機組的可行性探討[J]．河北電力技術，2002.

[5]楊旭中.凝汽機組改供熱的幾個問題［J］.電力勘測設計，2007,1（6）.

TM621

A

1671-0711（2017）04（下）-0157-02