1030MW机组供热改造项目抽汽汽源选择

崔玉岭

（华能南京金陵电厂，江苏 南京 210034）

1030MW机组供热改造项目抽汽汽源选择

崔玉岭

（华能南京金陵电厂，江苏 南京 210034）

近年来国内部分能耗、污染排放高的小机组热电厂关停，相应供热负荷将由环保型、大容量和高参数的机组承担，大型纯凝火电机组供热改造是未来火电市场发展的趋势。文章分析华能金陵电厂1030MW纯凝机组供热改造的可行性，提出几种可行的供热改造方案，并对几种方案进行比较。通过对纯凝机组供热改造的研究，为今后大型同类型火电机组供热改造提供依据。

供热改造；抽汽；再热冷段；一级再热器出口

1 概况

华能金陵电厂为了响应国家“节能减排、可持续发展”的号召，承担了向周边工业园区供热的任务。金陵电厂建有2台1030MW超超临界燃煤发电机组，分别于2009 年和2010 年投产，汽机为上海汽轮机有限公司生产的超超临界、一次中间再热、凝汽式、单轴、四缸四排汽汽轮机，采用八级非调整抽汽，一、二、三级抽汽分别供给2×3台高压加热器；四级抽汽供汽至除氧器、给泵汽轮机和辅助蒸汽系统等；五、六、七、八级抽汽分别供给四台低压加热器用汽。锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的超超临界参数变压运行、单炉膛、一次中间再热、采用八角双火焰切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型锅炉、露天布置燃煤锅炉。

通过对热用户的调查，电厂供热能力要求机组单台按150t/h，供热参数1.5MPa(a)，330℃。由于电厂供热分界处的供热参数为1.5MPa(a)，330℃，考虑到厂内供热管道的压降（0.1MPa/公里）和温降（3℃/公里），抽汽口参数初步定为1.52MPa(g)，336℃，单台机组供热量为150t/h，两台机组供热量为300t/h。供热方案应在保证外部供热的前提下保证机组的安全、稳定运行，并兼顾经济性，并考虑今后拟实施的引风机、增压风机合并采用汽动驱动项目。

2 供热改造方案比选

根据供热能力要求和电厂机组的特点，本次供热改造可供选择的汽源为再热冷段蒸汽抽汽、锅炉高温再热蒸汽抽汽和锅炉一级再热器出口，各级抽汽参数见表1。

2.1 从再热冷段蒸汽抽汽

根据用汽参数，采用再热冷段蒸汽系统最为简单。管道材料可采用合金钢和20号钢。但由于抽汽减少了进入再热器的蒸汽流量，从而改变了受热面吸热状况，造成再热器超温，严重时可能对锅炉的安全运行带来影响；此外，由于抽汽供热减少了进入汽轮机的蒸汽流量，降低了作功，因此必须提高主蒸汽流量以满足电网对发电负荷的要求，故在同等负荷条件下锅炉出力和汽轮机通流都将超过原来的运行值，根据锅炉厂的建议我厂再热器冷段抽汽量控制在锅炉相应负荷下的再热蒸汽流量的2%～3%，锅炉可通过适当的燃烧调整和减温水喷水等手段控制再热器运行壁温，防止再热器超温。如单台机组低温再热抽汽量为150t/h，约为锅炉BMCR工况再热蒸汽流量的6%，已超出上述抽汽量要求，再热器存在超温风险。就上述情况我厂委托西安热工研究院有限公司为我厂做抽汽性能试验，试验报告中指出，当通过再热冷段蒸汽对外供汽、抽汽流量在150t/h以上时，在高负荷下锅炉一级再热器存在超温报警的风险，低负荷下壁温超温的可能性相对较小。锅炉过热器壁温、排烟温度、主要辅机电流、汽轮机轴系振动、各监视段压力等参数受供热抽汽的影响相对较小，可以忽略。

表1

所以根据锅炉厂的建议及性能试验报告，并参考其他同类型电厂的改造经验，通过再热冷段蒸汽对外供汽，抽汽流量控制在90t/h左右是比较合适的，而我厂供热要求单台机组供热量为150t/h，单独依靠再热冷段抽汽不能够满足供热的流量要求，由于供热压力低于再热冷段压力，此方案需要减压才能够对外供热。

2.2 从一级再热器出口或锅炉高温再热蒸汽抽汽

利用锅炉一级再热器出口或再热热段抽汽，通过减温减压装置，调整至压力1.5MPa(g)、温度320～330℃进行供热。如采用高温再热蒸汽抽汽，抽汽量约为126t/h（需减温水24t/h）；如采用一级再热器出口抽汽，抽汽量约为137t/h（需减温水13t/h），机组在50%以上负荷就可以保证供汽参数和流量的要求。

减温减压装置可对热源（电站或工业锅炉以及热电厂等处）输送来的蒸汽压力、温度进行减温减压，使其二次蒸汽压力、温度达到生产工艺的要求。减温减压装置由减压系统（减温减压阀、节流孔板等）、减温系统（高压差给水调节阀、节流阀、止回阀等）、安全保护装置（安全阀）等组成。

此方案中如采用高温再热蒸汽抽汽，对锅炉再热器运行没有影响，但由于高温再热蒸汽的汽温达到600℃，减温减压装置前的管道、阀门包括减温减压装置都需要采用A335P92的材质，造价较高；如采用一级再热器出口抽汽，对锅炉再热器影响较小，同时由于一级再热器步置在锅炉炉墙内，机组的改造施工工程量较大。

2.3 从再热冷段蒸汽和锅炉一级再热器出口同时抽汽

该方案是在综合考虑金陵电厂拟进行的引风机、增压风机合并采用汽动驱动的需求的基础上，优先抽取锅炉一级再热器出口蒸汽减温减压至相应工况下低温再热蒸汽参数后，通过低温再热蒸汽补充至所需供热量，以满足对外供汽量的要求。机组在50%以上负荷就可以保证供汽参数和流量的要求。

一级再热器出口抽汽能力按照150t/h设计，再热冷段蒸汽作为辅助调节。在风机汽动驱动未改造前以一级再热器出口抽汽（考虑减温水量后约75t/h）和再热冷段蒸汽为辅（约75t/h）的合并供热方式，既能满足控制壁温超温的情况，又最大限度的考虑经济性的要求。在风机汽动驱动改造后，可通过加大一级再热器出口抽汽量，与再热冷段蒸汽合并后进入驱动风机的小汽机，小汽机排汽一部分对外供热，另一部分可至除氧器回收热量。

针对此抽汽方案，上汽厂进行了核算，认为在此供热工况下，机组的轴向推力计算值在允许的范围内，可连续安全运行。

金陵电厂需在锅炉一级再热器出口和冷段出口各增设一套减温减压装置，同时新增一路DN500供热管道以及阀门和流量计等附属设备。考虑到在一台煤机检修或故障时，可以由临近的燃机电厂9F机组作为备用热源，以满足供热需求。

该方案优点：技术成熟，管路相对简单，改造周期短；投资少，主要是减温减压器费用、管道费用和电气仪表费用；由于主要是工业负荷，可以常年供热，不受季节性的限制；便于综合考虑金陵电厂今后拟进行的引风机、增压风机合并采用汽动驱动的需求。

该方案缺点：直接将高参数蒸汽减温减压，节流损失较大，造成能源的直接浪费。今后可以考虑利用锅炉一级再热器出口抽汽作为背压机的驱动蒸汽，来弥补高温高压蒸汽的节流损失，对供热蒸汽进一步深度利用。

根据主机厂的设计经验和资料，为保证机组的安全运行和满足热用户的供汽参数，每台机组宜在50%负荷以上抽汽供热，能保证供热的连续性和可靠性。由于供热改造蒸汽不回收，机组现有减温水管道、除盐水泵（机组补水用）、补水管路、凝汽器补水等均需相应进行改造。

3 结语

综上所述，考虑到供热的可靠性，机组的经济性，方案从再热冷段蒸汽和锅炉一级再热器出口同时抽汽最优。汽动引增合一项目实施前再热冷段蒸汽和锅炉一级再热器出口同时抽汽，蒸汽经过减温减压能够满足热负荷需求，保证安全稳定供热；汽动引增合一项目实施后蒸汽经过背压机排汽直接供热，再热冷段蒸汽为辅助汽源，既保证了供热的经济性，又保证了供热的安全性。鉴于高温再热器壁温比较高，在机组运行过程中应严格监视其壁温变化，避免出现超温，影响锅炉安全运行。

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[3]周琳，谭锐，卫栋梁．东汽纯凝600MW级火电机组供热改造探讨[J]．东方电气评论，2011.

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