两台300MW高背压机组同时供热运行经验总结

摘要：汽轮机高背压供热技术有效解决了汽轮机蒸汽凝结过程的热源损失问题，大大提高机组的经济指标。华能黄台电厂开创了国内同一电厂两台300MW等级高背压供热机组同时运行之先河。文章讲述了高背压供热机组与普通抽汽供热机组的合理搭配運行的经验总结。

关键词：300MW高背压机组；供热运行；汽轮机；蒸汽凝结；热源损失；经济指标 文献标识码：A

中图分类号：TK219 文章编号：1009-2374（2017）05-0202-02 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2017.05.098

我国北方临近城市的火力发电厂大部分实现了热电联产，早期供热以抽汽供热为主，近年来，应用高背压供热方式回收凝汽余热逐渐受到重视。采用双背压双转子互换技术对低压缸和凝汽器作结构改造，实现高背压供热。原来凝汽器中蒸汽凝结释放的热量由循环水带走，通过凉水塔散失，由热网循环水完全吸收利用，用来供热，大大减少电厂冷源损失，使得机组煤耗降至150g/kWh左右，经济指标大幅提高。但是高背压供热存在供水水温度偏低、调节能力差，并且停机更换转子期间无法供热的问题，所以多数电厂只是对一台一组进行了高背压改造。华能黄台电厂开创了国内同一电厂两台300MW等级高背压供热机组同时运行之先河。

1 高背压供热机组运行中的问题

（1）高背压供热机组对热网水质有较高的要求，水质合格直接会造成凝汽器堵塞、结垢，影响机组安全运行；（2）高背压供热供水水温度偏低，真空52.6kPa，对应的饱和温度为80℃，高背压机组供水上限基本为80℃，天气寒冷时，城市热网供水需提高至90℃～95℃，因此高背压供热机组同时配置蒸汽二次加热系统；（3）高背压供热机组，热网循环水的回水温度，直接影响机组真空，需要保持回水温度不大于53℃，否则影响电负荷，严重时影响机组安全运行，因此要有一定的预见性，并根据机组运行情况及回水温度情况进行调整；（4）高背压供热机组要求热网循环水流量稳定，由于供热面积大、区域广，容易发生施工等原因导致泄露，需要实时的监视手段、完善的应对措施；（5）由于供热系统流量大、区域广，大多采用二级换热，较大的二级换热站由于二级网循环水失电、泄露、跳闸等异常，一次水供回水门快速关闭，机组循环水流量会突降，一次水供回水门不能快速关闭，会造成回水温度快速升高，影响机组安全；（6）高背压供热机组供热量大，需停机更换转子，因此供热初期及晚期，需其他机组承担供热任务；（7）高背压供热机组供热量大，为了保证持续可靠供暖，需同时有足够的备用供热能力，保证高背压机组故障时不影响供热质量。

2 华能黄台电厂双高背压机组运行情况总结

2.1 机组及热网系统运行方式

2.1.1 #7、#8号机组高背压运行，AGC退出，原则上带固定负荷。对热网循环水进行一次加热；7机供东线、南线、恒大城、桑园路四条线流量10000T/H；#8机供西线、北线流量12000T/H；桑园路1500T/H流量可作为机动，在#7、#8机之间切换。

2.1.2 #9、#10号机组抽凝运行，#7～#10均有供热抽汽供至中心换热站。

2.1.3 #7机热网循环水凝汽器换热后，再经热网汽泵的乏汽换热器进行二次升温，最后到中心换热站二期五台汽水换热器进行三次加热。

2.1.4 #8机凝汽器换热后，再到中心换热站一期七台汽水换热器进行二次加热。

2.1.5 汽网（非热网循环水供热）：北线汽网、老制冷站（办公室集中采暖）、#7、#8脱硫区域换热站、基地供暖和生活热水、#9、#10机生产区域换热站、厂区生活热水、其他采暖用汽，分别由#7/#8供热抽汽和机组辅汽供。

2.1.6 供热负荷由低到高调整时的顺序为：#7、#8（供热初期开始到末期保持最大出力）→#9、#10机为超临界机组，煤耗低，以发电为主，如果供热不足应增加供热量，以达到要求的供水温度，供热负荷减负荷时顺序相反。

2.1.7 供热能力：#7、#8机组：不带抽汽最小供热负荷，负荷188MW，主蒸汽流量650T/H，背压54kPa，凝汽器乏汽量（447+42）T/H。最大供热负荷，负荷272MW，主蒸汽流量1025T/H，抽汽100T/H，背压54kPa，凝汽器乏汽量（565+61）T/H。#9、#10机组：最大抽汽量400T/H，负荷175MW时，抽汽量310T/H。

2.2 热网补水方式

热网补水采用补给水热网补水泵（变频）进行补水，#7机补水水源为软化水，#8机补水水源为除盐水，保证水质合格且保持回水压力稳定。

2.3 供热方式调整原则

2.3.1 供热方式切换时，值长要提前通知相关专业到位后方可进行，要特别注意方式切换前、后供热参数变化情况。

2.3.2 #7、#8机组供热水网单元运行，防止并列运行；#7、#8机组，#9、#10机组供热汽网可并列运行，机组抽汽间要有明显主次之分，要有节流点。

2.3.3 供热调整应缓慢，防止参数大幅波动，操作过程中持有即时通讯工具，出现大幅波动时立即恢复原方式。

2.3.4 供热方式优先考虑安全性，力求最大供热经济性；影响机组安全的操作，可短时忽略供热要求。

2.3.5 任何时候都要保证#7、#8、#9、#10机组辅汽联箱压力稳定，确保#7机高背压热网汽泵辅汽汽源可靠备用。

2.4 异常供热运行方式及处理

2.4.1 迅速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身和设备安全的威胁。

2.4.2 调整供热系统的运行方式，尽快恢复对用户的正常供热。

2.4.3 当外部供热用户设备故障危及供热机组安全时，值长应采取果断措施，切断故障用户与供热机组的联系，保证供热机组的安全运行和对其他用户的正常供热。

2.4.4 督促各检修部门抓紧处理设备缺陷，力争在最短时间内恢复供热。

第一，热网单臺汽泵或电泵故障：优先加运行小机转速；启动备用电泵；监视真空值，必要时适当降低机组负荷或增加抽汽量。

第二，多台热网汽泵或电泵故障：增加运行热网小机转速、启动备用泵；机侧看盘人员协调炉侧看盘人员减负荷，增加供热抽汽；汇报值长，协调相关换热站增加循环水流量；查找故障原因，尽快恢复跳闸泵。

第三，热网回水温度升高：有两个温度点同趋势变化，减负荷；增加循环水流量；汇报值长，联系热力公司，查找事故支路，关闭事故隔压站一次网进回水门；必要时，加大热网补水，降低回水温度。

第四，管网泄露：加强巡检，同时通知济南市热力调度和厂供热公司查漏。检查各自管辖供热设备，并加大管网补水量；调取各支路进回水流量差，进行初步判断泄露支路；泄露量大时，节流相关支路，直至停运；根据泄露情况，保证机组安全运行。必要时，汇报厂领导，切换热网运行方式。

第五，#7机组事故停运：全部投入中心站二期五台换热器，汽源都切为#9、#10机抽汽，#9、#10机保证供热出力；全局考虑，均衡#7、#8机供水温度。

第六，#8机组事故停运：供热方式切换：全部投入中心站一期七台换热器，汽源全切为#9、#10机组供热抽汽；#9、#10机保证最大供热能力，全局考虑，均衡#7、#8机供水温度。

2.5 供热事故汇报制度

2.5.1 北线汽网停运，通知黄泰热力公司、生产领导。

2.5.2 水网温度低于计划需求2℃，预计4小时内不能恢复的，汇报运行部领导和黄泰热力公司；水网温度低于计划需求5℃，预计4小时内不能恢复的，汇报生产系统厂领导及相关部门负责人；预计8小时内不能恢复的汇报主要厂领导（厂长、书记）。

2.5.3 #7、#8机组发生跳闸或设备缺陷严重限供热时，各专业按行政隶属关系，逐级汇报，并立即组织人员到达现场，同时启动《电厂供热应急予案》。

3 结语

（1）参数正常时，值长应及时协调热网调度及电网调度，确保供水温度及电负荷满足热网及电网的需求；（2）必须保证外网有充足的换热能力，才能充分体现高背压供热工况的经济效益；必须保证回水温度可控，才能保证机组高背压安全稳定运行；（3）事故处理应快速、果断，调整机组负荷、供热抽汽、循环水量与外网查漏处理同时进行。

参考文献

[1] 沈士一，康松.汽轮机原理[M].北京：水利电力出版社，1995.

作者简介：安小波（1975-），男，山东济南人，华能济南黄台火力发电有限公司工程师，研究方向：火力发电厂集控运行。

（责任编辑：小 燕）