350 MW機組超高壓供熱系統改造與控制方案

戴建剛

(江蘇利電能源集團, 江蘇江陰 214444)

近年來，隨著國家節能減排計劃的實施和環保要求的提高，某電廠周圍化工企業的自備小電廠逐步關停，化工廠及其他熱用戶的供熱改為由電廠大機組提供[1]，供熱量的增加導致該電廠原有的5～8號機組超高壓供熱系統已不能滿足供熱量要求。為此利用停機檢修的機會，對1～4號機組分別進行超高壓供熱設備改造，擴大全廠對外供熱能力。筆者介紹了超高壓供熱系統的改造方案和控制策略，緊急情況下采取供熱跳閘保護、增加配套的凝汽器補水、供熱中心協調控制各臺機組供熱流量，以保證發電和供熱設備的安全運行。

1 改造方案

該電廠1～4號機組共4臺350 MW燃煤發電機組，在20世紀90年代相繼建成投產。1號、2號機組是意大利Ansaldo制造的TCDF-33.5一次中間再熱、單軸雙排汽、沖動凝汽式汽輪機；3號、4號機組是美國西屋公司制造的TC2F-38.6型亞臨界、一次中間再熱、單軸雙排汽、凝汽式汽輪機，2016年經過中排通流部分改造，改為抽凝式汽輪機。超高壓供熱系統改造是將1～4號機組主蒸汽(簡稱主汽)管道割開，加裝一個異徑三通閥，接出OD351X18-12Cr1MoV合金鋼蒸汽管道到減溫減壓器，管道上依次布置有電動隔絕閥(有小旁路閥)、氣動逆止閥、液壓快關閥、液動壓力調節閥(有小旁路閥)，減溫水從8號高壓加熱器(簡稱高加)出口管道引出，經過電動隔絕閥和氣動壓力調節閥匯成超高壓減溫水母管，各機組再分別從母管引出減溫水經過溫度調節閥到減溫減壓器，減溫減壓后的蒸汽經過電動隔絕閥匯入超高壓蒸汽母管(蒸汽參數為9.5 MPa、360 ℃)。單臺機組供熱能力為300 t/h。減溫減壓器后安裝雙通道壓力、流量測點和三通道溫度測點。蒸汽管路和減溫水管路分別安裝長徑噴嘴，測量蒸汽和減溫水流量。單臺機組超高壓供熱熱力系統見圖1。進汽電動隔絕閥的小旁路閥用于啟動時暖管，液動壓力調節閥的小旁路閥打開后可以使管路處于小流量熱備用。

2 控制方案

2.1 機組供熱跳閘處理

機組發生汽輪機跳閘或鍋爐MFT(主燃料跳閘)時觸發供熱跳閘(機組因故跳閘或停機時，為防止母管蒸汽倒流引起汽輪機超速，設計汽輪機跳閘或鍋爐MFT后迅速停運供熱設備)。

機組主汽至超高壓供熱減溫減壓器后汽溫大于420 ℃(三取二)，延時5 min后觸發供熱跳閘，設計此邏輯是為了防止減溫減壓器后碳鋼管道超溫造成爆裂。

機組主汽至超高壓供熱減溫減壓器后汽溫低于280 ℃(三取二)，延時5 s后觸發供熱跳閘，設計此邏輯是為了防止設備故障后低溫蒸汽進入供汽母管造成管道損壞。

主汽至超高壓供熱減溫減壓后電動隔絕閥離開開位置到關位置后觸發供熱跳閘。

2.2 機組具備供熱條件判斷

機組主汽壓力>11.5 MPa、主汽溫度>420 ℃且無汽輪機跳閘或MFT信號后，認為機組具備對外供熱能力，允許投運超高壓供熱設備。

2.3 主汽至超高壓供熱電動隔絕閥控制

主汽至超高壓供熱電動隔絕閥只有手動開，無自動開聯鎖；可手動關，也有自動關聯鎖。自動關聯鎖條件為機組供熱跳閘，或者主汽至超高壓供熱液動快關閥離開開位置，并且到關位置時觸發10 s脈沖聯關該閥。

2.4 主汽至超高壓供熱液動快關閥控制

主汽至超高壓供熱液動快關閥只能手動打開，打開的允許條件是機組必須具備供熱條件并且無機組供熱跳閘；可手動關也有自動緊急關聯鎖，自動緊急關聯鎖條件為機組供熱跳閘。

2.5 主汽至超高壓供熱氣動逆止閥控制

主汽至超高壓供熱氣動逆止閥只能手動打開，打開的允許條件為機組具備供熱條件；可手動關也有自動緊急關聯鎖，自動緊急關聯鎖條件為機組供熱跳閘。

2.6 主汽至超高壓供熱減溫減壓器減壓閥控制

2.6.1 閉環控制

主汽至超高壓供熱減溫減壓器減壓閥設有運行方式選擇站，運行人員可以通過運行方式選擇站選擇該調節閥以壓力調整方式或流量調整方式運行(見圖2)。以壓力調整方式運行時，運行人員通過控制站設定壓力定值，即超高壓蒸汽減壓閥后壓力運行定值，經控制站運算后輸出控制值，開大或關小壓力調節閥，使閥后壓力(雙測量，采用備用選擇)運行在設定值。調節閥輸出指令還受到最大流量控制指令的限制。運行人員可以進入供熱畫面上最大流量、最小流量設定站，人工設定調節閥最大供汽流量值，取人工設定值和負荷函數值兩者的較小值。當1號、2號機組汽輪機進汽質量流量大于1 126 t/h(最大連續負荷)，3號、4號汽輪機進汽質量流量大于1 180 t/h(閥門全開負荷)時，超高壓供熱調節閥開度禁止增加。

圖2 主汽至超高壓供熱減溫減壓器減壓閥控制原理

同樣該閥也可以由運行人員選擇流量調整方式，控制蒸汽輸出流量。當閥后壓力為10.5 MPa時，控制站發出報警的同時切手動，由運行人員根據機組情況手動調整，然后再選擇合適的運行方式投自動運行。

主汽至超高壓供熱減溫減壓器減壓閥有本機(Local)和遠方(Remote)兩種方式。僅在流量自動方式時可以切到遠方，即供熱中心控制方式，此方式下調節閥的流量設定值由遠方供熱中心給出。

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2.6.2 開環控制

使壓力閥控制站輸出指令強切為0并且切手動的條件為：機組供熱跳閘；主汽至超高壓供熱減溫減壓器蒸汽管路不通信號；機組不具備供熱條件。

主汽至超高壓供熱減溫減壓器減壓閥控制站強切手動的保護條件為：調節閥的指令和反饋的偏差大于10%；調節閥反饋壞質量；控制站輸出指令有強切為0的信號；壓力控制方式下壓力測量設備故障；流量控制方式下流量測量設備故障。

2.7 母管減溫水至減溫減壓器溫度調整閥控制

2.7.1 閉環控制

運行人員通過操作站設定減溫減壓器后蒸汽溫度，控制站根據設定和實際汽溫(三取中)的偏差值進行運算，發出開大或關小調節閥指令，使減溫減壓器后蒸汽溫度運行在設定值。

2.7.2 開環控制

發生機組供熱跳閘或者供熱壓力調節閥輸出指令小于2%時，溫度調節閥控制站輸出指令強切為0并且控制站切手動。

溫度調節閥控制站切手動的保護條件為：調節閥的指令和反饋的偏差大于10%；調節閥的位置反饋壞質量；調節閥控制站輸出指令強切為0的信號；溫度測量設備故障。

2.8 供熱中心分散控制系統控制

圖3 供熱中心控制原理圖

該系統為串聯調節，主調節器的輸入為超高壓母管壓力及其設定值，副調節器調節總超高壓供熱流量，調節器輸出通過平衡器運算出各臺機組的供熱流量指令。運行人員還可以通過改變偏置調整機組間超高壓供熱量的大小。

供熱中心DCS投運后，用戶側流量作為控制量之一，供熱中心把流量指令分配到各臺機組，各機組協調動作，單臺機組供熱設備故障退出時，其他機組設備會迅速動作，能保證用戶側蒸汽參數的穩定。

3 調試中的問題及解決方案

3.1 溫度控制

調試過程中，遇到用戶用汽量突然變化導致壓力調節閥開度變化較大，閥后溫度波動較大，有時會引起調節閥振蕩。解決方案為將壓力調節閥指令作為溫度調節閥指令的前饋，將調節器PID參數設計成隨調節閥開度變化的變參數，調節閥開度小時比例作用弱，調節閥開度大時比例作用加強，使溫度調節能迅速響應，溫度控制精度提高。

3.2 鍋爐汽包水位調節

超高壓供熱的減溫水從8號高加出口管道引出，匯成母管，1號、2號機組給水引出處在給水流量測點下游，所以1號、2號機組給水到減溫水母管流量大時，會影響其汽包水位調節，在汽包水位三沖量調節中，進汽包的給水流量應該是原給水流量減去給水到供熱減溫水母管的分流量。

3號、4號機組主汽流量是根據汽輪機調節級壓力和溫度計算得出，超高壓供熱改造后，鍋爐產生的主汽在進入汽輪機前分流一部分出去對外供熱，所以在汽包水位三沖量調節中，主汽流量應該在汽輪機入口流量基礎上加上超高壓供熱流量。

3.3 機組凝器補水

電廠對工業用戶供熱都是開式供熱，即工質不回收，因此必須對凝汽器相應地進行補水[2]。凝汽器補水主要受以下因素影響：

(1) 凝汽器水位過高或過低。水位過高，會降低凝汽器冷卻面積，影響真空效果；水位過低，會使凝結水泵發生汽蝕。

(2) 凝結水含氧量。凝汽器凝結水含氧量過高，會加速凝結水管道及設備的腐蝕。

機組沒有供熱時，凝汽器補水是通過凝汽器真空補水小閥和補水大閥利用凝汽器真空從儲水箱補水到凝汽器。隨著機組超高壓供熱的投運，真空補水已不能滿足凝汽器補水量，需要啟動注水泵向凝汽器補水。為適應此運行工況，修改了凝汽器補水邏輯：當凝汽器水位低于450 mm(正常設定值為500 mm)時聯啟注水泵，機組凝汽器補水小閥指令小于60%時自動停運注水泵。注水泵啟動時為防止補水量過大將凝汽器補水大閥短時關小到30%(5 s脈沖)。

利用注水泵補水存在不節能和補水泵頻繁啟停不利于設備安全等弊端。為此，對凝汽器補水系統進行了改造：從除鹽水補水母管引一路除鹽水至凝汽器喉部噴淋，在凝汽器內增設一套霧化噴淋裝置，霧化噴淋裝置共50個噴頭，每個噴頭的質量流量為3 t/h，采用接觸換熱方式冷卻排汽。當補水打入凝汽器喉部后，經過霧化，強化了排汽的冷卻效果。這樣既回收了部分冷源損失，又提高了真空度，降低了凝結水溶氧。新增加的這路除鹽水直補補水質量流量可達180～200 t/h。除鹽水直補管路上增加調節閥，和原有的凝汽器真空補水大小閥共兩路補水，這樣既節約了能源，又提高了凝汽器補水系統的安全性。

4 結語

供熱設備的增加改變了原機組發電設備的布置，在提供穩定的蒸汽給用戶的同時，還要考慮電廠本身發電設備以及供熱設備的安全可靠運行，為此設計合理的供熱系統和控制邏輯是十分必要的。

在大流量供熱以及多臺機組共同供熱的情況下，為防止單臺機組跳閘或單臺供熱設備強制退出造成供熱蒸汽參數大幅度波動，有必要設置供熱中心DCS，由其統一協調，平穩控制多臺機組供熱設備。