關于大型純凝式機組供熱后的問題分析及改造

沈霄華，秦 濤，廖紅濤

(華能國際電力股份有限公司長興電廠，浙江 長興 313100)

目前，節能減排是國家經濟發展對能源利用的基本國策，淘汰環保技術不達標的小型鍋爐已經勢在必行。在電力市場供大于求的情況下，對大型超超臨界燃煤機組而言，不但需要加強市場營銷工作搶發電量，更可以通過向周邊企業供熱來提高電廠的經濟效益。

1 系統簡介

華能長興電廠鍋爐為超超臨界參數變壓運行垂直管圈直流爐，由哈爾濱鍋爐制造有限公司設計制造，型號為HG-1968/29.3-YM5，采用Π型布置，單爐膛、一次再熱、平衡通風、露天布置、固態排渣、全鋼構架、全懸吊結構、低NOx主燃燒器、四角墻式切圓燃燒方式，汽輪機由上海汽輪機有限公司設計制造，采用德國西門子公司的技術，汽輪機型號為N660-28/600/620。汽輪機型式為超超臨界、一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、八級回熱抽汽、反動凝汽式。

根據《華能長興電廠1、2號機組供熱改造及工業供汽管網一期工程可研審查會會議紀要》要求，對1、2號機組進行抽汽供熱改造，采用鍋爐再熱蒸汽冷段供汽，具體供熱汽源來自1～2號汽輪機的再熱冷段，采用減溫減壓器對高壓蒸汽減溫減壓后，使其達到供熱參數要求。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)、安全保護裝置(安全閥)組成。減溫減壓裝置所用減溫水設計來自所在機組的給水泵中間抽頭母管。

圖1 華能長興電廠2號機組冷再供熱示意簡圖

華能長興電廠2號機組冷再供熱示意簡圖見圖1。設計分界線供熱蒸汽設計和操作參數見表1。660 MW機組主再熱蒸汽參數見表2。

表1 設計分界線供熱蒸汽設計和操作參數

表2 660 MW機組主再熱蒸汽參數

2 機組進行供熱后產生的問題分析

在2017年7月華能長興電廠對周邊企業進行供熱后產生的問題進行分析。本文截取在機組供熱后不同負荷下再熱蒸汽溫度、壓力、減溫減壓閥開度等參數制成表見表3。

表3 機組不同工況下冷再熱蒸汽參數，及供熱系統各參數對照

2.1 節流損失大

蒸汽流經管道中的閥門或縮孔時發生一種特殊的流動過程，即節流過程[1]。由于流體在管道內流動較快，通常散熱量可以忽略，節流過程可簡化為絕熱節流過程進行分析[2]。在機組滿負荷的工況下，因為再熱蒸汽壓力為4.84 MPa，通過減溫減壓閥門后，壓力下降為1.0 MPa，壓降為3.84 MPa,節流損失為最大。

2.2 減溫減壓裝置閥門調節閥閥芯脫落

機組負荷變工況時再熱蒸汽壓力溫度變化過快，減溫水調閥及降溫降壓裝置調節閥操作頻繁，高溫蒸汽的減溫減壓過程實際上也是一次節流過程。蒸汽通過節流減溫減壓后，由于減壓前后壓差過大，而且動作頻繁，造成高壓差對調整閥的閥籠、閥芯等部件沖刷嚴重[3]，最后造成減溫減壓裝置調節閥閥芯脫落。

2.3 機組負荷變動下供熱系統調整復雜，增加運行人員的工作量

由于大型火電機組全程投入AGC控制系統，發電負荷頻繁波動，瞬間可以從滿負荷到最低負荷不停波動，因此冷再蒸汽溫度和壓力變化明顯，而機組的減溫減壓裝置和減溫水裝置調節明顯滯后，造成供熱壓力瞬間上升至2MPa以上，造成安全門動作，或者供熱參數短時間達不到周邊企業的供熱要求，運行人員不但在機組變工況后密切關注機電爐各系統的參數，還需要手動干預供熱系統。

2.4 機組供熱損失大

由于華能長興電廠處于供熱初期，供熱用戶偏少，供熱負荷較輕，向廠區外供熱量為最低僅為2 t/h,由于再熱蒸汽管道較粗，向外供熱后供汽量遠遠超過2 t，必然會產生較多的供熱損失，并且供熱減溫水閥門常開，造成熱量的浪費

3 機組調停后對供熱系統進行的改造

圖2 華能長興電廠2號機組供熱改造后示意簡圖

在機組調停后，電廠對供熱系統進行改造，通過增加一路輔汽氣源向廠區外供熱，通過在輔助氣源至供熱系統中增加一旁路門，見圖2。輔汽：輔助蒸汽系統為全廠提供公用汽源，采用輔汽母管制。輔助蒸汽系統的參數為0.8～1.2 MPa、260～380℃。輔汽的啟動汽源來自啟動鍋爐，正常汽源來自低溫再熱蒸汽(減壓后)和四段抽汽。輔助蒸汽系統提供汽泵小機啟動和調試、汽引小機啟動和運行以及機組其他輔助用汽。輔汽母管按滿足一臺660 MW超超臨界機組正常運行所需容量配置。對比供熱系統要求的1.0 MPa，300℃的蒸汽參數更為接近，所以技術改造通過輔助蒸汽供熱，并增加一路旁路閥，必要時調整蒸汽流量在汽輪機組負荷560～660 MW期間，對供熱系統、輔汽系統，減溫減壓閥門開度等參數制成相關表格見表4。

表4 機組通過改造提輔助蒸汽供熱后各參數對照表

3.1 節流損失明顯變小

根據表4可以看出，在負荷560～660 MW時，四抽壓力為1.0 MPa以上，冷再至輔汽壓力開度為0，而輔助蒸汽至減溫減壓裝置閥門開度為100%，壓降為0.10～0.03 MPa，因此機組的壓力損失小，閥門全開，節流損失也基本為0。截取在660 MW負荷時，運用冷再壓力和輔汽供熱后畫出焓熵圖比較圖見圖3。

圖3 在660 MW時不同氣源供熱的焓熵圖

從圖3中可以看出，a點為660 MW時再熱蒸汽冷段參數，b點為再熱蒸汽經過減壓后供熱參數點，c點為660 MW時輔汽參數點，d點為輔汽供熱后參數點。由圖3中可看出，在高負荷情況下輔汽供熱節流損失明顯減小，ae段為節省的技術功損失。

3.2 減溫減壓裝置閥門保證在一個位置，避免減溫減壓閥頻繁開關

由于輔助蒸汽穩定為1.0～1.1 MPa，溫度基本為300～320℃，所以供熱減壓閥不需要通過減壓，閥門一直保證全開，供熱蒸汽溫度也相對穩定，保證在300℃左右，減溫水閥門基本不需要開啟對蒸汽進行減溫。因此，在采用輔助蒸汽供熱后，調節閥避免了動作頻繁，也解決了高壓力差對閥籠的沖刷問題。

3.3 機組變工況后運行人員工作量明顯減小

在機組投入AGC期間，負荷從330～660 MW頻繁調整時，雖然再熱蒸汽四抽壓力會變化明顯，但是由于冷再至輔助蒸汽壓力閥門自動調整且靈敏性高，輔汽壓力仍然穩定在1.0 MPa，所以運行人員不需要手動干預，減輕運行人員工作量，同時輔助蒸汽壓力穩定為1.0 MPa，所以不會造成安全閥動作。

3.4 供熱系統管道增加小旁路閥為供熱負荷量小時減少供熱損失

在輔助蒸汽至供熱管道上增加一路小旁路閥，在過年或者節假日期間，供熱用戶相對較少時，可以通過關閉主路，開啟小旁路對系統進行供熱，減少供熱管道的流量損失。這主要是由于小旁路管徑較細，方便調整，節省多余的供熱損失，提高全廠的經濟效益。

4 結語

本文通過對華能長興電廠大型超超臨界抽凝機組進行改造為周邊企業供應蒸汽，從第一次采用鍋爐再熱蒸汽冷段，期間供汽產生了調節閥閥芯脫落，供熱蒸汽調節頻繁，機組節流損失大，安全閥經常動作等現象，通過對供熱蒸汽參數的要求，增加一路輔助蒸汽供汽，并通過加裝旁路閥，逐步解決了這些問題。今后大型超超臨界機組供熱將成為常態化，華能長興電廠的供熱改造為其他同類高效超超臨界機組進行供熱提供了參考和技術支撐。

參考文獻：

[1] 曾丹苓，敖越，張新銘,等.工程熱力學[M]. 上海：高等教育出版社, 2002.

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