关于大型纯凝式机组供热后的问题分析及改造

沈霄华，秦 涛，廖红涛

(华能国际电力股份有限公司长兴电厂，浙江 长兴 313100)

目前，节能减排是国家经济发展对能源利用的基本国策，淘汰环保技术不达标的小型锅炉已经势在必行。在电力市场供大于求的情况下，对大型超超临界燃煤机组而言，不但需要加强市场营销工作抢发电量，更可以通过向周边企业供热来提高电厂的经济效益。

1 系统简介

华能长兴电厂锅炉为超超临界参数变压运行垂直管圈直流炉，由哈尔滨锅炉制造有限公司设计制造，型号为HG-1968/29.3-YM5，采用Π型布置，单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、低NOx主燃烧器、四角墙式切圆燃烧方式，汽轮机由上海汽轮机有限公司设计制造，采用德国西门子公司的技术，汽轮机型号为N660-28/600/620。汽轮机型式为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式。

根据《华能长兴电厂1、2号机组供热改造及工业供汽管网一期工程可研审查会会议纪要》要求，对1、2号机组进行抽汽供热改造，采用锅炉再热蒸汽冷段供汽，具体供热汽源来自1～2号汽轮机的再热冷段，采用减温减压器对高压蒸汽减温减压后，使其达到供热参数要求。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)、安全保护装置(安全阀)组成。减温减压装置所用减温水设计来自所在机组的给水泵中间抽头母管。

图1 华能长兴电厂2号机组冷再供热示意简图

华能长兴电厂2号机组冷再供热示意简图见图1。设计分界线供热蒸汽设计和操作参数见表1。660 MW机组主再热蒸汽参数见表2。

表1 设计分界线供热蒸汽设计和操作参数

表2 660 MW机组主再热蒸汽参数

2 机组进行供热后产生的问题分析

在2017年7月华能长兴电厂对周边企业进行供热后产生的问题进行分析。本文截取在机组供热后不同负荷下再热蒸汽温度、压力、减温减压阀开度等参数制成表见表3。

表3 机组不同工况下冷再热蒸汽参数，及供热系统各参数对照

2.1 节流损失大

蒸汽流经管道中的阀门或缩孔时发生一种特殊的流动过程，即节流过程[1]。由于流体在管道内流动较快，通常散热量可以忽略，节流过程可简化为绝热节流过程进行分析[2]。在机组满负荷的工况下，因为再热蒸汽压力为4.84 MPa，通过减温减压阀门后，压力下降为1.0 MPa，压降为3.84 MPa,节流损失为最大。

2.2 减温减压装置阀门调节阀阀芯脱落

机组负荷变工况时再热蒸汽压力温度变化过快，减温水调阀及降温降压装置调节阀操作频繁，高温蒸汽的减温减压过程实际上也是一次节流过程。蒸汽通过节流减温减压后，由于减压前后压差过大，而且动作频繁，造成高压差对调整阀的阀笼、阀芯等部件冲刷严重[3]，最后造成减温减压装置调节阀阀芯脱落。

2.3 机组负荷变动下供热系统调整复杂，增加运行人员的工作量

由于大型火电机组全程投入AGC控制系统，发电负荷频繁波动，瞬间可以从满负荷到最低负荷不停波动，因此冷再蒸汽温度和压力变化明显，而机组的减温减压装置和减温水装置调节明显滞后，造成供热压力瞬间上升至2MPa以上，造成安全门动作，或者供热参数短时间达不到周边企业的供热要求，运行人员不但在机组变工况后密切关注机电炉各系统的参数，还需要手动干预供热系统。

2.4 机组供热损失大

由于华能长兴电厂处于供热初期，供热用户偏少，供热负荷较轻，向厂区外供热量为最低仅为2 t/h,由于再热蒸汽管道较粗，向外供热后供汽量远远超过2 t，必然会产生较多的供热损失，并且供热减温水阀门常开，造成热量的浪费

3 机组调停后对供热系统进行的改造

图2 华能长兴电厂2号机组供热改造后示意简图

在机组调停后，电厂对供热系统进行改造，通过增加一路辅汽气源向厂区外供热，通过在辅助气源至供热系统中增加一旁路门，见图2。辅汽：辅助蒸汽系统为全厂提供公用汽源，采用辅汽母管制。辅助蒸汽系统的参数为0.8～1.2 MPa、260～380℃。辅汽的启动汽源来自启动锅炉，正常汽源来自低温再热蒸汽(减压后)和四段抽汽。辅助蒸汽系统提供汽泵小机启动和调试、汽引小机启动和运行以及机组其他辅助用汽。辅汽母管按满足一台660 MW超超临界机组正常运行所需容量配置。对比供热系统要求的1.0 MPa，300℃的蒸汽参数更为接近，所以技术改造通过辅助蒸汽供热，并增加一路旁路阀，必要时调整蒸汽流量在汽轮机组负荷560～660 MW期间，对供热系统、辅汽系统，减温减压阀门开度等参数制成相关表格见表4。

表4 机组通过改造提辅助蒸汽供热后各参数对照表

3.1 节流损失明显变小

根据表4可以看出，在负荷560～660 MW时，四抽压力为1.0 MPa以上，冷再至辅汽压力开度为0，而辅助蒸汽至减温减压装置阀门开度为100%，压降为0.10～0.03 MPa，因此机组的压力损失小，阀门全开，节流损失也基本为0。截取在660 MW负荷时，运用冷再压力和辅汽供热后画出焓熵图比较图见图3。

图3 在660 MW时不同气源供热的焓熵图

从图3中可以看出，a点为660 MW时再热蒸汽冷段参数，b点为再热蒸汽经过减压后供热参数点，c点为660 MW时辅汽参数点，d点为辅汽供热后参数点。由图3中可看出，在高负荷情况下辅汽供热节流损失明显减小，ae段为节省的技术功损失。

3.2 减温减压装置阀门保证在一个位置，避免减温减压阀频繁开关

由于辅助蒸汽稳定为1.0～1.1 MPa，温度基本为300～320℃，所以供热减压阀不需要通过减压，阀门一直保证全开，供热蒸汽温度也相对稳定，保证在300℃左右，减温水阀门基本不需要开启对蒸汽进行减温。因此，在采用辅助蒸汽供热后，调节阀避免了动作频繁，也解决了高压力差对阀笼的冲刷问题。

3.3 机组变工况后运行人员工作量明显减小

在机组投入AGC期间，负荷从330～660 MW频繁调整时，虽然再热蒸汽四抽压力会变化明显，但是由于冷再至辅助蒸汽压力阀门自动调整且灵敏性高，辅汽压力仍然稳定在1.0 MPa，所以运行人员不需要手动干预，减轻运行人员工作量，同时辅助蒸汽压力稳定为1.0 MPa，所以不会造成安全阀动作。

3.4 供热系统管道增加小旁路阀为供热负荷量小时减少供热损失

在辅助蒸汽至供热管道上增加一路小旁路阀，在过年或者节假日期间，供热用户相对较少时，可以通过关闭主路，开启小旁路对系统进行供热，减少供热管道的流量损失。这主要是由于小旁路管径较细，方便调整，节省多余的供热损失，提高全厂的经济效益。

4 结语

本文通过对华能长兴电厂大型超超临界抽凝机组进行改造为周边企业供应蒸汽，从第一次采用锅炉再热蒸汽冷段，期间供汽产生了调节阀阀芯脱落，供热蒸汽调节频繁，机组节流损失大，安全阀经常动作等现象，通过对供热蒸汽参数的要求，增加一路辅助蒸汽供汽，并通过加装旁路阀，逐步解决了这些问题。今后大型超超临界机组供热将成为常态化，华能长兴电厂的供热改造为其他同类高效超超临界机组进行供热提供了参考和技术支撑。

参考文献：

[1] 曾丹苓，敖越，张新铭,等.工程热力学[M]. 上海：高等教育出版社, 2002.

[2]宫克勤，施微，卢丽冰，等. 节流过程热力学特性及工程计算[J]. 应用能源技术, 2014(7):35-39.

GONG Keqing, SHI Wei, LU Libing, et al. Throttling process thermodynamic properties and engineering calculation[J]．Applied Energy Technology，2014(7)：35-39．

[3]王兴国，任连海，魏宝权，等. 火电厂节流现象及节流技术功计算分析[J]. 河北电力技术, 2010, 29(5):22-23.

WANG Xingguo, REN Lianhai, WEI Baoquan, et al. Throttling of thermal power plant and its technical power economy calculation method analysis[J]．Hebei Electric Power，2010, 29(5)：22-23．