300/330 MW機(jī)組供熱改造方案的研究與實(shí)施

孫瑋恒

（浙江省能源集團(tuán)有限公司，杭州 310007）

0 引言

近年來(lái)，隨著全社會(huì)用電負(fù)荷緊張狀況的逐步緩解和節(jié)能減排壓力的增加，一些大型發(fā)電廠紛紛鋪設(shè)供熱管網(wǎng)向臨近的工業(yè)園區(qū)抽汽供熱。與新建小型熱電廠相比，大容量發(fā)電機(jī)組由于運(yùn)行效率較高，可節(jié)約大量燃料，再加上安裝了脫硫系統(tǒng)，采用高效電除塵器，實(shí)現(xiàn)了灰渣的綜合利用，大大減輕了環(huán)境污染程度，所以大型發(fā)電廠利用富裕的蒸汽產(chǎn)能向附近的工業(yè)用戶進(jìn)行集中供熱，是一項(xiàng)利國(guó)利民的雙贏舉措。

隨著國(guó)家相關(guān)政策的實(shí)施，浙江省某發(fā)電廠的6臺(tái)135 MW超高壓機(jī)組于2010年10月整體關(guān)停，這些機(jī)組原承擔(dān)的對(duì)外抽汽供熱任務(wù)必須轉(zhuǎn)移到廠內(nèi)2臺(tái)300 MW與2臺(tái)330 MW亞臨界機(jī)組上。以此為契機(jī)，開(kāi)展了供熱改造研究，制定并實(shí)施了300/330 MW機(jī)組的供熱改造方案。

1 抽汽供熱方案的技術(shù)評(píng)估分析

1.1 供熱改造目標(biāo)的確定

原采用從6臺(tái)125 MW機(jī)組的再熱器冷端（簡(jiǎn)稱冷再）蒸汽管道中抽汽對(duì)外供熱，主要滿足離廠區(qū)十多千米的化學(xué)工業(yè)園區(qū)熱用戶需求。廠內(nèi)供熱聯(lián)箱的運(yùn)行參數(shù)為壓力1.6 MPa、溫度300℃，在機(jī)組關(guān)停前的平均供熱流量約50t/h，設(shè)計(jì)最大供熱流量約80t/h。

通過(guò)對(duì)工業(yè)園區(qū)用汽量的調(diào)研和預(yù)測(cè)，未來(lái)10年的基本用汽量將增加到250t/h左右。由此確定300/330 MW機(jī)組供熱改造目標(biāo)為：供熱蒸汽壓力為2.0 MPa，溫度為300℃，供熱蒸汽焓值為3024 kJ/kWh左右，4臺(tái)機(jī)組需滿足250～300t/h的對(duì)外供熱能力。

1.2 抽汽供熱位置的選擇

135，300，330 MW機(jī)組均屬于純凝汽式機(jī)組，在機(jī)組投產(chǎn)設(shè)計(jì)時(shí)都沒(méi)有考慮抽汽供熱要求，各級(jí)抽汽僅用于自身機(jī)組的各加熱器用汽。為了滿足機(jī)組對(duì)外供熱的參數(shù)要求，需選取合適的抽汽汽源，在蒸汽管道上開(kāi)設(shè)接口。為此，制造廠家與設(shè)計(jì)單位提出了若干個(gè)不同抽汽供熱改造方案，在對(duì)機(jī)組運(yùn)行安全性、經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行比較分析后，最終確定以下2個(gè)抽汽供熱方案：

方案一為目前已經(jīng)投運(yùn)的冷再抽汽供熱方式。由于從冷再管道抽出蒸汽的焓值最為接近外界供熱需求，因此抽汽參數(shù)與供熱參數(shù)的匹配較好，抽汽供熱對(duì)機(jī)組循環(huán)效率的改善幅度最大。而且采用方案一的供熱管路施工連接較為簡(jiǎn)單。

方案二是為下一步深化改造而準(zhǔn)備的再熱器熱端（簡(jiǎn)稱熱再）抽汽供熱方式，主要考慮了后續(xù)增長(zhǎng)的供熱需求。由于熱再蒸汽在整個(gè)蒸汽熱力循環(huán)中處于最高的焓值狀態(tài)，遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于供熱蒸汽需求的焓值，因此蒸汽品質(zhì)較高。通過(guò)噴水減溫，可以大幅度減少蒸汽抽出量。而且供熱蒸汽在再熱器內(nèi)完成吸熱，可以徹底避免過(guò)熱器、再熱器吸熱不均的問(wèn)題。當(dāng)然，從熱再的合金鋼管道上開(kāi)孔接管引出，需設(shè)置減溫裝置，因此按照方案二改造的管道、閥門(mén)等投資將較方案一有所增加。

表1為330 MW機(jī)組采用方案一、方案二供熱改造的抽汽汽源參數(shù)。與原135 MW機(jī)組的冷再抽汽相比，采用300/330 MW機(jī)組抽汽供熱的壓力、溫度水平得到了明顯提高，因此可以順利地完成對(duì)外抽汽供熱替代任務(wù)。

表12個(gè)供熱方案在額定工況下的汽源參數(shù)

1.3 機(jī)組抽汽供熱能力分析

根據(jù)國(guó)家政策，熱電比達(dá)到100%、運(yùn)行效率在50%以上的供熱機(jī)組可以按“以熱定電”方式生產(chǎn)，而以發(fā)電為主的凝汽式機(jī)組在完成抽汽供熱改造后，實(shí)際運(yùn)行過(guò)程中往往無(wú)法達(dá)到這一指標(biāo)。如何在保證機(jī)組發(fā)電負(fù)荷調(diào)度要求的前提下，盡量利用機(jī)組富裕的蒸汽能力對(duì)外抽汽供熱，是在制定供熱改造方案時(shí)必須考慮的問(wèn)題。

根據(jù)330 MW機(jī)組的出力試驗(yàn)結(jié)果，該型汽輪機(jī)在調(diào)門(mén)全開(kāi)時(shí)的最大主蒸汽流量約為983t/h，與機(jī)組帶額定負(fù)荷運(yùn)行所需的主蒸汽流量936t/h相比，只留有約47t/h的進(jìn)汽余量，而這一汽輪機(jī)備用余量還需為夏季高背壓等特殊運(yùn)行工況有所預(yù)留。因此，330 MW機(jī)組在夏季工況帶額定負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，主蒸汽裕量只能在25t/h以內(nèi)，表明該型汽輪機(jī)的抽汽供熱能力相對(duì)較弱。

而300 MW機(jī)組的出力試驗(yàn)結(jié)果表明：在汽輪機(jī)調(diào)門(mén)全開(kāi)條件下實(shí)測(cè)的最大主蒸汽流量為1 060t/h，與機(jī)組額定負(fù)荷主蒸汽流量913t/h相比，尚有約147t/h的進(jìn)汽裕量。即使在夏季工況高背壓條件下滿負(fù)荷運(yùn)行，也能保證機(jī)組100t/h以上的對(duì)外抽汽供熱能力。

由以上結(jié)果比較可知：300 MW機(jī)組的備用蒸汽裕量要遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于330 MW，在機(jī)組對(duì)外供熱過(guò)程中，可以充分利用這部分備用蒸汽流量。當(dāng)電網(wǎng)用電負(fù)荷較為緊張、機(jī)組需要在額定電負(fù)荷處運(yùn)行時(shí)，可以讓2臺(tái)300 MW機(jī)組多承擔(dān)一些供熱抽汽量。

1.4 對(duì)汽輪機(jī)運(yùn)行安全性的影響分析

無(wú)論采取方案一的冷再抽汽方式還是方案二的熱再抽汽方式，在機(jī)組逐步增加對(duì)外抽汽供熱流量的過(guò)程中，必然會(huì)引起高壓缸排汽壓力的降低，導(dǎo)致高壓缸末級(jí)葉片前后壓差以及應(yīng)力增加。當(dāng)高壓缸末級(jí)動(dòng)葉應(yīng)力增加超過(guò)許用應(yīng)力時(shí)，就可能引發(fā)葉片斷裂等事故。汽輪機(jī)制造廠家進(jìn)行了汽輪機(jī)高壓缸排汽末級(jí)動(dòng)葉的安全倍率核算。計(jì)算結(jié)果表明，在機(jī)組抽汽供熱流量不大的情況下，不會(huì)出現(xiàn)汽輪機(jī)高壓缸末級(jí)動(dòng)葉片的計(jì)算安全倍率超出其許用安全倍率的惡劣狀況。

為了防止機(jī)組變負(fù)荷運(yùn)行期間因過(guò)分增加抽汽供熱流量而對(duì)高壓缸末級(jí)葉片運(yùn)行安全性產(chǎn)生影響，汽輪機(jī)制造廠家給出了如圖1所示的高壓缸排汽壓力控制線。圖1中橫坐標(biāo)的機(jī)組調(diào)節(jié)級(jí)后壓力基本對(duì)應(yīng)于汽輪機(jī)高壓缸進(jìn)汽流量，縱坐標(biāo)的高壓缸排汽壓力則受到機(jī)組負(fù)荷、抽汽供熱流量變化的影響。一旦出現(xiàn)機(jī)組對(duì)外抽汽流量大量增加而導(dǎo)致實(shí)際的高壓缸排汽壓力低于圖1中的下限壓力控制線時(shí)，就應(yīng)立即減少供熱抽汽流量或采取其他調(diào)高再熱蒸汽壓力的臨時(shí)措施。

另外，制造廠家也提供了軸向推力的變化及安全性評(píng)估結(jié)果。計(jì)算結(jié)果表明：機(jī)組推力軸承的最大比壓可達(dá)2.45～2.74 MPa。在汽輪機(jī)最大供熱抽汽流量100t/h條件下，機(jī)組軸向推力值在允許范圍內(nèi)，可確保機(jī)組安全運(yùn)行。

圖1330 MW汽輪機(jī)高壓缸排汽壓力控制下限曲線

2 對(duì)機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性的影響分析

熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)計(jì)算和統(tǒng)計(jì)方法可以參照國(guó)家、地方標(biāo)準(zhǔn)的有關(guān)規(guī)定，一般采用“熱量法”進(jìn)行供熱和供電煤耗率指標(biāo)的計(jì)算，即將供熱蒸汽帶走的熱量直接從鍋爐吸熱總量中扣除。“熱量法”建立在熱力學(xué)第一定律的基礎(chǔ)上，按供熱量與總熱耗量之比來(lái)分配總耗煤量，是抽汽供熱凝汽式機(jī)組廣為應(yīng)用的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)統(tǒng)計(jì)方法。尤其是當(dāng)各臺(tái)機(jī)組承擔(dān)不同的抽汽供熱量時(shí)，常用這一計(jì)算方法來(lái)比較得出各臺(tái)機(jī)組供電煤耗率改善幅度的差異。

無(wú)論機(jī)組采用方案一的冷再抽汽供熱方式還是方案二的熱再抽汽供熱方式，機(jī)組出力、運(yùn)行效率等經(jīng)濟(jì)指標(biāo)都會(huì)發(fā)生變化。表2為330 MW機(jī)組在額定進(jìn)汽量936t/h運(yùn)行條件下，供熱抽汽100t/h（壓力2.0 MPa，溫度300℃）對(duì)機(jī)組運(yùn)行性能影響的計(jì)算結(jié)果。

表22個(gè)供熱方案對(duì)機(jī)組運(yùn)行性能的影響

從表2數(shù)據(jù)可以看出，機(jī)組抽汽供熱后的發(fā)電機(jī)功率都較原額定負(fù)荷330 MW明顯降低了，方案二的功率降低幅度要明顯小于方案一，這歸因于方案二的熱再蒸汽溫度較高，實(shí)際抽汽流量約為79t/h，卻可以加入21t/h左右的減溫水流量，因此可以保證有較多的蒸汽在汽輪機(jī)中、低壓缸內(nèi)繼續(xù)做功。然而方案一的燃料利用系數(shù)卻要明顯高于方案二，這主要?dú)w因于方案一的冷再抽汽溫度與外界供熱需求較為匹配，方案二從熱再抽出的這部分蒸汽沒(méi)有在汽輪機(jī)內(nèi)做功至適合供熱的蒸汽能級(jí)，就直接采用減溫噴水冷卻，肯定存在著較大的能級(jí)貶低損失。另外，從表中的機(jī)組總煤耗量指標(biāo)比較結(jié)果來(lái)看，由于從熱再抽出的蒸汽已經(jīng)在鍋爐再熱器內(nèi)完成吸熱，所以方案二所需的煤耗量要明顯大于方案一。

3 抽汽供熱壓力的調(diào)整試驗(yàn)

在制定全廠熱網(wǎng)改造方案前，安排進(jìn)行了廠內(nèi)供熱集箱壓力與熱網(wǎng)供熱流量關(guān)系的特性試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果如圖2所示。從圖2曲線可以看出，熱網(wǎng)和供熱集箱的壓力與供熱流量密切相關(guān)，集箱壓力從1.45 MPa逐步增加至1.7 MPa的過(guò)程中，熱網(wǎng)供熱流量相應(yīng)地從67t/h增加至97t/h，兩者基本呈線性比例關(guān)系。試驗(yàn)結(jié)果表明，在現(xiàn)有熱網(wǎng)管道不作改造的情況下，必須保證足夠的集箱壓力，才能滿足不斷增長(zhǎng)的熱網(wǎng)供熱流量需求。為此，在機(jī)組低負(fù)荷階段必須考慮對(duì)抽汽汽源壓力采取一些必要的調(diào)整措施。

圖2 供熱集箱壓力與熱網(wǎng)流量之間的關(guān)系曲線

抽汽汽源壓力調(diào)節(jié)措施主要有加裝冷再管道的節(jié)流蝶閥、壓力匹配器以及利用現(xiàn)有的中壓調(diào)門(mén)進(jìn)行調(diào)整等措施。在冷再管道上加裝蝶閥的改造較為簡(jiǎn)便，對(duì)機(jī)組安全運(yùn)行沒(méi)有影響，但加裝的蝶閥如同增加了1個(gè)節(jié)流件，即使全開(kāi)也會(huì)增加再熱蒸汽壓降。加裝壓力匹配器則需考慮合適的高壓汽源，需增加設(shè)備改造費(fèi)用。而采用中壓調(diào)門(mén)調(diào)節(jié)方式，可以不增加設(shè)備改造費(fèi)用，但需要改進(jìn)數(shù)字電液控制系統(tǒng)（DEH）控制邏輯，使中壓調(diào)門(mén)如同高壓調(diào)門(mén)一般參與電、熱負(fù)荷的調(diào)節(jié)。

對(duì)330 MW汽輪機(jī)中壓調(diào)門(mén)進(jìn)行再熱蒸汽壓力調(diào)整試驗(yàn)。在汽輪機(jī)最低調(diào)度負(fù)荷（166 MW）條件下，通過(guò)DEH強(qiáng)制緩慢關(guān)小中壓調(diào)門(mén)開(kāi)度，直至中壓調(diào)門(mén)開(kāi)度為27%左右。隨著中壓調(diào)門(mén)的逐漸關(guān)小，實(shí)際運(yùn)行的冷再蒸汽壓力從2.0 MPa提高至2.48 MPa。相應(yīng)地，在冷再至供熱調(diào)節(jié)閥開(kāi)度保持全開(kāi)狀態(tài)不變的情況下，冷再抽汽供熱流量從15.4t/h增加至23.5t/h。在此試驗(yàn)過(guò)程中，機(jī)組一直保持安全運(yùn)行狀態(tài)。由此表明：關(guān)小中壓缸進(jìn)汽調(diào)門(mén)可以考慮作為一項(xiàng)有效的臨時(shí)調(diào)整措施，來(lái)保證機(jī)組低負(fù)荷階段的冷再或熱再抽汽壓力滿足用戶要求，并確保高壓缸末級(jí)葉片前后壓差、軸向推力等不超過(guò)設(shè)計(jì)規(guī)定值。

4 供熱改造的分步實(shí)施效果

2010年，與6臺(tái)135 MW機(jī)組整體關(guān)停項(xiàng)目相配套，4臺(tái)300/330 MW機(jī)組按照方案一的冷再抽汽供熱方式實(shí)現(xiàn)了對(duì)外抽汽供熱的替代。完成第一階段供熱改造后，發(fā)電廠已擁有1，2號(hào)2個(gè)供熱集箱，2臺(tái)330 MW機(jī)組的冷再抽汽供至1號(hào)集箱；2臺(tái)300 MW機(jī)組的冷再抽汽供至2號(hào)集箱；1，2號(hào)供熱集箱聯(lián)通后，通過(guò)Φ450 mm的供熱管道向工業(yè)園區(qū)管網(wǎng)供熱。2011年，全廠統(tǒng)計(jì)的供熱總量為66.9萬(wàn)t，平均供熱流量達(dá)80t/h以上，有效降低了全廠供電煤耗率。

在當(dāng)前外界供熱需求流量不大的情況下，采用方案一的簡(jiǎn)單供熱方式完全能夠滿足熱負(fù)荷與電負(fù)荷的運(yùn)行調(diào)整需求。從機(jī)組實(shí)際抽汽供熱運(yùn)行狀況來(lái)看，沒(méi)有發(fā)生再熱器管壁超溫以及過(guò)熱器、再熱器減溫水流量大幅度增加等運(yùn)行調(diào)整問(wèn)題，完全符合當(dāng)初改造設(shè)計(jì)的初衷。

為滿足工業(yè)園區(qū)不斷增長(zhǎng)的用汽需求，第2根供熱管道的熱網(wǎng)建設(shè)工程正在實(shí)施，廠內(nèi)配套供熱管線也正在按照供熱改造方案二進(jìn)行鋪設(shè)。各臺(tái)300/330 MW機(jī)組則利用機(jī)組大、小修的停機(jī)機(jī)會(huì)，逐臺(tái)從熱再管道上接出抽汽，經(jīng)減溫減壓后進(jìn)入對(duì)外供熱聯(lián)箱，減溫水管路則從鍋爐再熱器減溫水管道中接出。目前，4臺(tái)300/330 MW機(jī)組的抽汽供熱改造正在有條不紊地向前推進(jìn)，在按照方案二完成供熱改造后，全廠對(duì)外供熱能力將大幅度增加，可以獲得更為可觀的供熱運(yùn)行經(jīng)濟(jì)效益。

[1]林萬(wàn)超.火電廠熱系統(tǒng)節(jié)能理論[M].西安：西安交通大學(xué)出版社，1994.

[2]浙江省經(jīng)濟(jì)貿(mào)易委員會(huì).DB 33/642－2007熱電聯(lián)產(chǎn)能效能耗及計(jì)算方法[S].北京：中國(guó)標(biāo)準(zhǔn)出版社，2007.

[3]林閩城.300 MW純凝機(jī)組供熱改造技術(shù)可行性分析[J].浙江電力，2010，29（3）∶40-43.