孫瑋恒

（浙江省能源集團有限公司，杭州 310007）

0 引言

近年來，隨著全社會用電負(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)電機組由于運行效率較高，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)用戶進行集中供熱，是一項利國利民的雙贏舉措。

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

1 抽汽供熱方案的技術(shù)評估分析

1.1 供熱改造目標(biāo)的確定

原采用從6臺125 MW機組的再熱器冷端（簡稱冷再）蒸汽管道中抽汽對外供熱，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)箱的運行參數(shù)為壓力1.6 MPa、溫度300℃，在機組關(guān)停前的平均供熱流量約50t/h，設(shè)計最大供熱流量約80t/h。

通過對工業(yè)園區(qū)用汽量的調(diào)研和預(yù)測，未來10年的基本用汽量將增加到250t/h左右。由此確定300/330 MW機組供熱改造目標(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臺機組需滿足250～300t/h的對外供熱能力。

1.2 抽汽供熱位置的選擇

135，300，330 MW機組均屬于純凝汽式機組，在機組投產(chǎn)設(shè)計時都沒有考慮抽汽供熱要求，各級抽汽僅用于自身機組的各加熱器用汽。為了滿足機組對外供熱的參數(shù)要求，需選取合適的抽汽汽源，在蒸汽管道上開設(shè)接口。為此，制造廠家與設(shè)計單位提出了若干個不同抽汽供熱改造方案，在對機組運行安全性、經(jīng)濟性進行比較分析后，最終確定以下2個抽汽供熱方案：

方案一為目前已經(jīng)投運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，抽汽供熱對機組循環(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單。

方案二是為下一步深化改造而準(zhǔn)備的再熱器熱端（簡稱熱再）抽汽供熱方式，主要考慮了后續(xù)增長的供熱需求。由于熱再蒸汽在整個蒸汽熱力循環(huán)中處于最高的焓值狀態(tài)，遠遠高于供熱蒸汽需求的焓值，因此蒸汽品質(zhì)較高。通過噴水減溫，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，可以徹底避免過熱器、再熱器吸熱不均的問題。當(dāng)然，從熱再的合金鋼管道上開孔接管引出，需設(shè)置減溫裝置，因此按照方案二改造的管道、閥門等投資將較方案一有所增加。

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

表12個供熱方案在額定工況下的汽源參數(shù)

1.3 機組抽汽供熱能力分析

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

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

而300 MW機組的出力試驗結(jié)果表明：在汽輪機調(diào)門全開條件下實測的最大主蒸汽流量為1 060t/h，與機組額定負(fù)荷主蒸汽流量913t/h相比，尚有約147t/h的進汽裕量。即使在夏季工況高背壓條件下滿負(fù)荷運行，也能保證機組100t/h以上的對外抽汽供熱能力。

由以上結(jié)果比較可知：300 MW機組的備用蒸汽裕量要遠遠大于330 MW，在機組對外供熱過程中，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、機組需要在額定電負(fù)荷處運行時，可以讓2臺300 MW機組多承擔(dān)一些供熱抽汽量。

1.4 對汽輪機運行安全性的影響分析

無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，在機組逐步增加對外抽汽供熱流量的過程中，必然會引起高壓缸排汽壓力的降低，導(dǎo)致高壓缸末級葉片前后壓差以及應(yīng)力增加。當(dāng)高壓缸末級動葉應(yīng)力增加超過許用應(yīng)力時，就可能引發(fā)葉片斷裂等事故。汽輪機制造廠家進行了汽輪機高壓缸排汽末級動葉的安全倍率核算。計算結(jié)果表明，在機組抽汽供熱流量不大的情況下，不會出現(xiàn)汽輪機高壓缸末級動葉片的計算安全倍率超出其許用安全倍率的惡劣狀況。

為了防止機組變負(fù)荷運行期間因過分增加抽汽供熱流量而對高壓缸末級葉片運行安全性產(chǎn)生影響，汽輪機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)的機組調(diào)節(jié)級后壓力基本對應(yīng)于汽輪機高壓缸進汽流量，縱坐標(biāo)的高壓缸排汽壓力則受到機組負(fù)荷、抽汽供熱流量變化的影響。一旦出現(xiàn)機組對外抽汽流量大量增加而導(dǎo)致實際的高壓缸排汽壓力低于圖1中的下限壓力控制線時，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措施。

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

圖1330 MW汽輪機高壓缸排汽壓力控制下限曲線

2 對機組運行經(jīng)濟性的影響分析

熱電聯(lián)產(chǎn)機組的經(jīng)濟指標(biāo)計算和統(tǒng)計方法可以參照國家、地方標(biāo)準(zhǔn)的有關(guān)規(guī)定，一般采用“熱量法”進行供熱和供電煤耗率指標(biāo)的計算，即將供熱蒸汽帶走的熱量直接從鍋爐吸熱總量中扣除?！盁崃糠ā苯⒃跓崃W(xué)第一定律的基礎(chǔ)上，按供熱量與總熱耗量之比來分配總耗煤量，是抽汽供熱凝汽式機組廣為應(yīng)用的經(jīng)濟指標(biāo)統(tǒng)計方法。尤其是當(dāng)各臺機組承擔(dān)不同的抽汽供熱量時，常用這一計算方法來比較得出各臺機組供電煤耗率改善幅度的差異。

無論機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，機組出力、運行效率等經(jīng)濟指標(biāo)都會發(fā)生變化。表2為330 MW機組在額定進汽量936t/h運行條件下，供熱抽汽100t/h（壓力2.0 MPa，溫度300℃）對機組運行性能影響的計算結(jié)果。

表22個供熱方案對機組運行性能的影響

從表2數(shù)據(jù)可以看出，機組抽汽供熱后的發(fā)電機功率都較原額定負(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，這主要歸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有在汽輪機內(nèi)做功至適合供熱的蒸汽能級，就直接采用減溫噴水冷卻，肯定存在著較大的能級貶低損失。另外，從表中的機組總煤耗量指標(biāo)比較結(jié)果來看，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

在制定全廠熱網(wǎng)改造方案前，安排進行了廠內(nèi)供熱集箱壓力與熱網(wǎng)供熱流量關(guān)系的特性試驗，試驗結(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，才能滿足不斷增長的熱網(wǎng)供熱流量需求。為此，在機組低負(fù)荷階段必須考慮對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)門進行調(diào)整等措施。在冷再管道上加裝蝶閥的改造較為簡便，對機組安全運行沒有影響，但加裝的蝶閥如同增加了1個節(jié)流件，即使全開也會增加再熱蒸汽壓降。加裝壓力匹配器則需考慮合適的高壓汽源，需增加設(shè)備改造費用。而采用中壓調(diào)門調(diào)節(jié)方式，可以不增加設(shè)備改造費用，但需要改進數(shù)字電液控制系統(tǒng)（DEH）控制邏輯，使中壓調(diào)門如同高壓調(diào)門一般參與電、熱負(fù)荷的調(diào)節(jié)。

對330 MW汽輪機中壓調(diào)門進行再熱蒸汽壓力調(diào)整試驗。在汽輪機最低調(diào)度負(fù)荷（166 MW）條件下，通過DEH強制緩慢關(guān)小中壓調(diào)門開度，直至中壓調(diào)門開度為27%左右。隨著中壓調(diào)門的逐漸關(guān)小，實際運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)閥開度保持全開狀態(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。在此試驗過程中，機組一直保持安全運行狀態(tài)。由此表明：關(guān)小中壓缸進汽調(diào)門可以考慮作為一項有效的臨時調(diào)整措施，來保證機組低負(fù)荷階段的冷再或熱再抽汽壓力滿足用戶要求，并確保高壓缸末級葉片前后壓差、軸向推力等不超過設(shè)計規(guī)定值。

4 供熱改造的分步實施效果

2010年，與6臺135 MW機組整體關(guān)停項目相配套，4臺300/330 MW機組按照方案一的冷再抽汽供熱方式實現(xiàn)了對外抽汽供熱的替代。完成第一階段供熱改造后，發(fā)電廠已擁有1，2號2個供熱集箱，2臺330 MW機組的冷再抽汽供至1號集箱；2臺300 MW機組的冷再抽汽供至2號集箱；1，2號供熱集箱聯(lián)通后，通過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)計的供熱總量為66.9萬t，平均供熱流量達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，采用方案一的簡單供熱方式完全能夠滿足熱負(fù)荷與電負(fù)荷的運行調(diào)整需求。從機組實際抽汽供熱運行狀況來看，沒有發(fā)生再熱器管壁超溫以及過熱器、再熱器減溫水流量大幅度增加等運行調(diào)整問題，完全符合當(dāng)初改造設(shè)計的初衷。

為滿足工業(yè)園區(qū)不斷增長的用汽需求，第2根供熱管道的熱網(wǎng)建設(shè)工程正在實施，廠內(nèi)配套供熱管線也正在按照供熱改造方案二進行鋪設(shè)。各臺300/330 MW機組則利用機組大、小修的停機機會，逐臺從熱再管道上接出抽汽，經(jīng)減溫減壓后進入對外供熱聯(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300/330 MW機組的抽汽供熱改造正在有條不紊地向前推進，在按照方案二完成供熱改造后，全廠對外供熱能力將大幅度增加，可以獲得更為可觀的供熱運行經(jīng)濟效益。

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