大型熱電聯產機組存在問題及解決對策分析

摘 要：熱電聯產（CHP）技術可以最大效率地提取煤炭和其他燃料中的能量。熱電聯產不是一個新鮮事物，國際上一些早期的發電廠已經采用熱電聯產技術，目前仍在全球范圍內繼續推廣。文章根據熱電聯產企業面臨現狀以及存在的問題，從技術和管理角度，提出解決目前熱電企業存在問題的對策。

關鍵詞：現狀；問題；技術和管理；對策

引言

鴻山熱電公司較早采用超臨界機組對外供熱，且單機設計額定低壓供熱量為600t/h，中壓供熱量為100t/h。鴻山熱電廠為國內單機容量最大最先進的超臨界抽凝供熱發電機組，目前年供熱量380萬噸/年，化學日制水量2.1萬噸，供熱地埋管直徑900mm。其在熱電聯產的規模效應上取得較大的成績，也帶來了噴水減溫效果不良、供熱連通管振動等問題，隨著供熱運營時間的不斷增長，發現了供熱給除鹽水系統以及電網調頻帶來的壓力，文章針對這些問題，從技術和管理角度，提出解決目前存在問題的對策。

1 鴻山熱電公司供熱系統介紹

鴻山熱電公司2*600MW超臨界供熱機組分別于2011年1月10日、31日投入商業運行。機組采用東方汽輪機廠制造的三缸四排汽汽輪機組，機組設計時即按照抽凝供熱機組進行設計。公司低壓供熱管網與機組同步建設，并分別于2011年3月投運北線（伍堡工業區）低壓供熱管網、2011年10月投運南線（錦尚工業區）低壓供熱管網，2014年6月成功實現首家中溫中壓熱用戶的供汽。

公司低壓抽汽從汽輪機中壓缸排汽抽出，額定總抽汽量2×600=1200t/h，汽輪機抽汽經減溫裝置減溫后，蒸汽參數為P=1.0MPa。T=250℃，單臺機組減溫水量約50t/h。由此，鴻山熱電廠額定低壓對外供汽能力為1300t/h，最大低壓對外供汽能力達到1900t/h。

公司中壓抽汽從鍋爐再熱熱段打孔非調整抽汽約200t/h，從凝結水#5低加出口加升壓泵引出減溫水約30t/h，滿足最大供熱流量230t/h的供熱要求，減溫后的蒸汽參數為P=2.8MPa，T=285℃。由此，鴻山熱電廠設計最大中壓對外供汽能力為460t/h。鑒于目前公司汽輪機僅進行高壓末級導葉的更換，故單臺機組再熱熱段抽汽僅能達到100t/h。

公司集中供熱的區域主要包括鴻山鎮的伍堡工業區和錦尚鎮的錦尚工業區的工業熱負荷，公司的低壓供熱管網布置：低壓北線供熱管網在廠區內為一條主管（管徑1020mm），出廠界后，分為兩根母管，其中一條供給伍堡工業區，另一條直供給石獅熱電公司，兩條母管間設置有聯絡閥，通過切換運行方式，可滿足不同工況下的運行需要；南線供熱管網為單條DN900mm主管，直接供往錦尚工業區。依據現場施工條件，南、北線低壓供熱管網的安裝采用地埋與架空相結合的方式，其中北線地埋管約為300m，南線地埋管約為2.5km。公司中壓供熱管網布置與低壓蒸汽管網基本相同，在此不再贅述。

2 鴻山熱電公司供熱系統中存在的問題及解決對策

2.1 供熱系統減溫減壓器噴水減溫改進過程

鴻山熱電低壓供熱減溫器的減溫水取至機組凝泵出口母管，凝泵采用一拖二的變頻運行方式。

至2011年3月25日低壓供熱系統投運，陸續發現：（1）供熱抽汽減溫器后溫度測點不能正確反映噴水減溫后蒸汽溫度以及供熱抽汽母管溫度測點安裝位置不能滿足各種供熱方式下溫度監視：a.#1、2機供熱抽汽減溫器后溫度測點安裝位置不符合安裝距離要求，供熱抽汽減溫水投入時，減溫水未充分混合的情況下，供熱抽汽減溫器后溫度測點不能正確反映實際噴水后的蒸汽溫度。b.增加的供熱母管處三個溫度測點安裝在#1、2機供熱母管之間，當#2機向北線供汽以及#1機向南線供汽時，供熱母管溫度可作為供熱減溫水溫度調節參考；當#2機向南線供汽以及#1機向北線供汽時，此三個溫度測點為流動死區，溫度測點不能正確反映供熱母管實際溫度，因此減溫水調節閥無法投自動控制。（2）投運后隨著對外供熱量越來越大，發現在單機運行供熱量在300t/h，供熱快關調節閥后壓力在0.82MPA，凝泵變頻運行（凝泵變頻反饋46Hz），凝泵出口母管壓力維持在3MPA，這時凝結水所提供的供熱減溫水量無法滿足保證供熱母管溫度250℃以及供熱用戶最佳溫度230℃。（3）供熱管網在五一、十一、春節期間，供熱流量會降至較低水平，當供熱流量下降至40%額定流量，且單機供熱下，會出現南北管線溫度無法協同的現象，如圖3。

目前由于減溫水噴口到供熱母管距離非常短（已沒有進一步增大距離的空間），造成減溫水噴口后的溫度測點測量值無法反映真實情況，且供熱母管上的三個溫度測點不能滿足所有運行方式下的準確測量。故采用下述措施：（1）將減溫器被控目標改為供熱支線上的溫度測點（南線、北線支線），且溫度測點在供熱管單一截面上呈120°分布。（2）在減溫水系統中，增加了減溫水調節門旁路手動門，當出現較大供熱量，及時減溫水調節門旁路門，確保了凝結水泵變頻節能的效果。（3）對供熱減溫器的減溫水噴嘴改造，解決了供熱減溫器噴嘴霧化不好的現象。經過上述措施，達到了供熱用戶蒸汽溫度的需求。為了在特殊工況下熱用戶的需求，我廠已考慮進行多級減溫減壓器的設置，以滿足在供熱管網的長度、管網保溫效果不同、蒸汽流量使用情況不同下的蒸汽溫度恒定。

2.2 中低壓供熱連通管振動問題

#1、2機組供熱工況尤其是供熱流量較大時，中低壓連通管振動大，嚴重影響機組的安全可靠運行。

2014年初，利用機組檢修，將中低壓連通管膨脹節由Ω型改為了U型，厚度由1.5mm升級為2mm，由單層改為了雙層，改造后膨脹節剛性增加，抗振能力增強。

2014年7月，東汽提供了連通管增加整流孔板的方案說明，表示對連通管增加阻尼、更換蝶閥布置位置、更換供熱蝶閥的結構等方案均不宜實施，經東汽多方調研和論證，提出了在供熱蝶閥后增加多空整流孔板來緩解振動問題的方案，東汽對此作了特定的氣動分析，增加整流孔板后對氣流起到了一定的整流作用，較為明顯的破壞了蝶閥后的氣流擾動，減弱了漩渦的強度，對振動會有較大的改善。2015年2C修期間，根據東汽連通管振動解決方案，#2汽輪機在供熱蝶閥后增加了整流孔板。改造后，噪音明顯增大，立即對連通管振動測量，連通管水平方向和垂直方向振動未改善。

2015年04月，在#2機組調停的檢修過程中，拆除連通管增加的整流孔板，并更換了新的中低壓連通管膨脹節。

經與東方汽輪機有限公司溝通，下一步的主要方向是研制新型閥門，采用小開度多級減壓，打開度單級減壓的配置，替換現有的LCV閥（單一蝶閥）。目前盡量采用雙機同時供汽，避免單機對外供熱，造成LCV開度過小的工況出現；以及增大鍋爐出力，保持機組較高負荷下運行，在上述兩個措施的實施下，確保了3連通管振動在有效控制中。

2.3 供熱流量大帶來的汽水品質問題

鴻山熱電為2×600MW的超臨界供熱機組，鍋爐補給水處理方式目前采用城市自來水經活性碳過濾器、陽離子交換器、陰離子交換器、混合離子交換器，至機組補給水箱；在凝結水精處理系統方面，每臺機組凝結水設置2×50%凝結水流量的前置過濾器和3×50%凝結水流量的高速混床，凝結水進行100%處理。

目前情況下機組的供熱量大約500～600t/h。隨著電廠對外供熱量的不斷增大，補水量不斷升高，使TOC含量增加，導致給水、主蒸汽、再熱蒸汽陽電導率指標超限，易導致熱力系統結垢和垢下腐蝕。供熱機組蒸汽的氫電導率經常超過 0.15？滋S/cm的標準值，如供熱量450t/h時主蒸汽氫電導率值已達到0.307μS/cm。

原水中總有機物包括：懸浮態、膠態、溶解態有機物，不同的工藝流程對不同有機物有著不同的去除率。

目前運行方面采取：（1）優化調整活性炭過濾器的反洗運行方式，提高對原水有機物的吸附效果；（2）盡量采取雙機供熱模式，防止單機供熱造成補水量過大，造成汽水指標超限嚴重。

設備方面采用：（1）將活性炭過濾器反洗操作由目前的就地控制優化為就地、遠方均能控制，方便運行人員操作。（2）更換陰、陽床床體樹脂，提高樹脂對有機物的捕捉能力。（3）并進行反滲透制水系統改造，反滲透制水系統改造作為2015～2016年技術改造項目，該項目按公司技術改造管理標準流程推進技術改造，整個項目計劃2016年完成（含設計、設備材料采購、安裝及調試）。

經上述措施實施后，目前我廠的主蒸汽氫電導率值已達到GB/T12145規定的標準值。

2.4 供熱機組的調頻、調峰能力

機組實施對外供熱后，對發電出力調節能力有較大影響。熱用戶對供熱蒸汽的溫度、壓力和流量有特定需要，這就要求機組必須運行在特定出力區間，使得最高出力低于額定出力，最低出力高于原技術最低出力。我廠單機原出力可調范圍為21-60萬千瓦，但是對外供熱后最低出力不能低于35萬千瓦，在最高供熱負荷時發電出力只能達到46萬千瓦。且機組供熱后要同時參與一次調頻和對外提供供熱蒸汽，一次調頻動作時鍋爐蓄熱瞬間不會全部轉換為調頻負荷，導致供熱機組一次調頻動作靈敏性變差。

針對機組發電出力，我廠邀請省經貿委、省網調度來廠審定機組不同供熱水平下的機組運行方式，明確機組發電出力區間。同時，建立統調機組供熱在線監測系統，進行供熱直供信號技改工作，向省調實時傳輸供熱相關參數。省調依據供熱在線監測信息，在保證電網安全穩定運行基礎上，安排機組在審定過的出力區間內發電。

針對供熱機組熱網的擾動補償以及一次調頻不足問題，是控制中的主要問題。問題主要反映在熱網熱量的準確及時測量上，這是及時準確調整鍋爐輸入能量的基礎；當熱網熱量擾動量過快時，鍋爐響應特性的時滯的問題也需特別處理，比如可采用犧牲功率品質來得到較為平穩的主汽壓力等鍋爐參數穩定性的方法。

2.4.1 鍋爐主控前饋

K1*ULD

K2*ULD的微分

K3*[f（總給水流量+全部過熱噴水流量-再循環流量）-ULD]

K4*汽機調節器入口功率偏差

ULD代表功率指令

其中第一項和第二項用來快速響應電網調度，根據電網調度的要求直接改變鍋爐的燃燒率。

第三項用來響應熱網要求，利用鍋爐給水量來、減溫水量和再循環流量來代表鍋爐蒸汽流量，也即代表汽機對鍋爐的能量要求，減去ULD后代表熱網對鍋爐的能量要求；所以，如果能準確快速地測量熱網熱量的信號，第三項最好修改為熱量信號。

第四項的說明，當熱網用汽需求變化后，如果鍋爐不能很快的響應，則功率偏差在一定程度上，可以表示熱網和鍋爐之間的不匹配，所以用來做前饋。當然，第三和第四項之間可能有重疊之處，所以用兩個系數加權處理。

2.4.2 汽機功率調節器拉回回路

應適當加強，以在熱網快速變化后犧牲功率品質來保證鍋爐參數的平穩。若原設計0.8MPa動作，現在應縮小，對響應負荷變動起反作用。

或者，設計成當熱網容量有變化后（該信號可產生的話）加強拉回回路。

由于可能熱網的擾動特性快于鍋爐的負荷變化特性，在這種情況下，將鍋爐多余或不足的能量轉為功率，從而穩定鍋爐主要參數穩定性。

3 結束語

大型的供熱聯產技術，使鴻山熱電單機發電煤耗達265g/kwh，但隨之面臨是多個全新問題。文章通過對供熱機組存在的問題進行了分析、探討，供熱企業可以借鑒，有利于機組供熱穩定運行。

（1）供熱蒸汽溫度調節問題，在供熱管網設計上即進行嚴格審查。考慮到供熱管網不同的運行方式、不同的供熱流量下，均能滿足供熱用戶的需求。把控減溫減壓器的噴嘴選型，減溫減壓器后的溫度測點布置的選擇是關鍵。

（2）中低壓缸供熱連通管振動問題，在連通管上選擇抗振能力強的U型膨脹節，并采用雙層波紋管結構。雖未能解決連通管的振動問題，但有效地增加了中低壓缸連通管的更換周期。

（3）供熱機組汽水品質問題，應著重原水處理，采用超濾+反滲透的工藝水處理方法，以進行預脫鹽和去除有機物（TOC），使補充到鍋爐里的除鹽水水質能滿足供熱機組在大量供熱時的水質要求。

（4）供熱機組的調頻、調峰能力，應進行熱電聯產認定，進行供熱在線監測信息直送技改后，組織審定發電機組的出力區間。在機組DCS邏輯上從“鍋爐主控前饋”以及“汽機功率調節器拉回回路”上進行優化，最大程度利用鍋爐及熱網的蓄熱。

作者簡介：蔡海銀（1977-），男，工程師，福建省鴻山熱電有限責任公司發電部值長。