沈霄華，秦 濤，廖紅濤

(華能國際電力股份有限公司長興電廠，浙江 長興 313100)

目前，節(jié)能減排是國家經(jīng)濟(jì)發(fā)展對能源利用的基本國策，淘汰環(huán)保技術(shù)不達(dá)標(biāo)的小型鍋爐已經(jīng)勢在必行。在電力市場供大于求的情況下，對大型超超臨界燃煤機(jī)組而言，不但需要加強(qiáng)市場營銷工作搶發(fā)電量，更可以通過向周邊企業(yè)供熱來提高電廠的經(jīng)濟(jì)效益。

1 系統(tǒng)簡介

華能長興電廠鍋爐為超超臨界參數(shù)變壓運行垂直管圈直流爐，由哈爾濱鍋爐制造有限公司設(shè)計制造，型號為HG-1968/29.3-YM5，采用Π型布置，單爐膛、一次再熱、平衡通風(fēng)、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、全懸吊結(jié)構(gòu)、低NOx主燃燒器、四角墻式切圓燃燒方式，汽輪機(jī)由上海汽輪機(jī)有限公司設(shè)計制造，采用德國西門子公司的技術(shù)，汽輪機(jī)型號為N660-28/600/620。汽輪機(jī)型式為超超臨界、一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、八級回?zé)岢槠?、反動凝汽式?/p>

根據(jù)《華能長興電廠1、2號機(jī)組供熱改造及工業(yè)供汽管網(wǎng)一期工程可研審查會會議紀(jì)要》要求，對1、2號機(jī)組進(jìn)行抽汽供熱改造，采用鍋爐再熱蒸汽冷段供汽，具體供熱汽源來自1～2號汽輪機(jī)的再熱冷段，采用減溫減壓器對高壓蒸汽減溫減壓后，使其達(dá)到供熱參數(shù)要求。減溫減壓裝置由減壓系統(tǒng)(減溫減壓閥、節(jié)流孔板等)、減溫系統(tǒng)(高壓差給水調(diào)節(jié)閥、節(jié)流閥、止回閥)、安全保護(hù)裝置(安全閥)組成。減溫減壓裝置所用減溫水設(shè)計來自所在機(jī)組的給水泵中間抽頭母管。

圖1 華能長興電廠2號機(jī)組冷再供熱示意簡圖

華能長興電廠2號機(jī)組冷再供熱示意簡圖見圖1。設(shè)計分界線供熱蒸汽設(shè)計和操作參數(shù)見表1。660 MW機(jī)組主再熱蒸汽參數(shù)見表2。

表1 設(shè)計分界線供熱蒸汽設(shè)計和操作參數(shù)

表2 660 MW機(jī)組主再熱蒸汽參數(shù)

2 機(jī)組進(jìn)行供熱后產(chǎn)生的問題分析

在2017年7月華能長興電廠對周邊企業(yè)進(jìn)行供熱后產(chǎn)生的問題進(jìn)行分析。本文截取在機(jī)組供熱后不同負(fù)荷下再熱蒸汽溫度、壓力、減溫減壓閥開度等參數(shù)制成表見表3。

表3 機(jī)組不同工況下冷再熱蒸汽參數(shù)，及供熱系統(tǒng)各參數(shù)對照

2.1 節(jié)流損失大

蒸汽流經(jīng)管道中的閥門或縮孔時發(fā)生一種特殊的流動過程，即節(jié)流過程[1]。由于流體在管道內(nèi)流動較快，通常散熱量可以忽略，節(jié)流過程可簡化為絕熱節(jié)流過程進(jìn)行分析[2]。在機(jī)組滿負(fù)荷的工況下，因為再熱蒸汽壓力為4.84 MPa，通過減溫減壓閥門后，壓力下降為1.0 MPa，壓降為3.84 MPa,節(jié)流損失為最大。

2.2 減溫減壓裝置閥門調(diào)節(jié)閥閥芯脫落

機(jī)組負(fù)荷變工況時再熱蒸汽壓力溫度變化過快，減溫水調(diào)閥及降溫降壓裝置調(diào)節(jié)閥操作頻繁，高溫蒸汽的減溫減壓過程實際上也是一次節(jié)流過程。蒸汽通過節(jié)流減溫減壓后，由于減壓前后壓差過大，而且動作頻繁，造成高壓差對調(diào)整閥的閥籠、閥芯等部件沖刷嚴(yán)重[3]，最后造成減溫減壓裝置調(diào)節(jié)閥閥芯脫落。

2.3 機(jī)組負(fù)荷變動下供熱系統(tǒng)調(diào)整復(fù)雜，增加運行人員的工作量

由于大型火電機(jī)組全程投入AGC控制系統(tǒng)，發(fā)電負(fù)荷頻繁波動，瞬間可以從滿負(fù)荷到最低負(fù)荷不停波動，因此冷再蒸汽溫度和壓力變化明顯，而機(jī)組的減溫減壓裝置和減溫水裝置調(diào)節(jié)明顯滯后，造成供熱壓力瞬間上升至2MPa以上，造成安全門動作，或者供熱參數(shù)短時間達(dá)不到周邊企業(yè)的供熱要求，運行人員不但在機(jī)組變工況后密切關(guān)注機(jī)電爐各系統(tǒng)的參數(shù)，還需要手動干預(yù)供熱系統(tǒng)。

2.4 機(jī)組供熱損失大

由于華能長興電廠處于供熱初期，供熱用戶偏少，供熱負(fù)荷較輕，向廠區(qū)外供熱量為最低僅為2 t/h,由于再熱蒸汽管道較粗，向外供熱后供汽量遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過2 t，必然會產(chǎn)生較多的供熱損失，并且供熱減溫水閥門常開，造成熱量的浪費

3 機(jī)組調(diào)停后對供熱系統(tǒng)進(jìn)行的改造

圖2 華能長興電廠2號機(jī)組供熱改造后示意簡圖

在機(jī)組調(diào)停后，電廠對供熱系統(tǒng)進(jìn)行改造，通過增加一路輔汽氣源向廠區(qū)外供熱，通過在輔助氣源至供熱系統(tǒng)中增加一旁路門，見圖2。輔汽：輔助蒸汽系統(tǒng)為全廠提供公用汽源，采用輔汽母管制。輔助蒸汽系統(tǒng)的參數(shù)為0.8～1.2 MPa、260～380℃。輔汽的啟動汽源來自啟動鍋爐，正常汽源來自低溫再熱蒸汽(減壓后)和四段抽汽。輔助蒸汽系統(tǒng)提供汽泵小機(jī)啟動和調(diào)試、汽引小機(jī)啟動和運行以及機(jī)組其他輔助用汽。輔汽母管按滿足一臺660 MW超超臨界機(jī)組正常運行所需容量配置。對比供熱系統(tǒng)要求的1.0 MPa，300℃的蒸汽參數(shù)更為接近，所以技術(shù)改造通過輔助蒸汽供熱，并增加一路旁路閥，必要時調(diào)整蒸汽流量在汽輪機(jī)組負(fù)荷560～660 MW期間，對供熱系統(tǒng)、輔汽系統(tǒng)，減溫減壓閥門開度等參數(shù)制成相關(guān)表格見表4。

表4 機(jī)組通過改造提輔助蒸汽供熱后各參數(shù)對照表

3.1 節(jié)流損失明顯變小

根據(jù)表4可以看出，在負(fù)荷560～660 MW時，四抽壓力為1.0 MPa以上，冷再至輔汽壓力開度為0，而輔助蒸汽至減溫減壓裝置閥門開度為100%，壓降為0.10～0.03 MPa，因此機(jī)組的壓力損失小，閥門全開，節(jié)流損失也基本為0。截取在660 MW負(fù)荷時，運用冷再壓力和輔汽供熱后畫出焓熵圖比較圖見圖3。

圖3 在660 MW時不同氣源供熱的焓熵圖

從圖3中可以看出，a點為660 MW時再熱蒸汽冷段參數(shù)，b點為再熱蒸汽經(jīng)過減壓后供熱參數(shù)點，c點為660 MW時輔汽參數(shù)點，d點為輔汽供熱后參數(shù)點。由圖3中可看出，在高負(fù)荷情況下輔汽供熱節(jié)流損失明顯減小，ae段為節(jié)省的技術(shù)功損失。

3.2 減溫減壓裝置閥門保證在一個位置，避免減溫減壓閥頻繁開關(guān)

由于輔助蒸汽穩(wěn)定為1.0～1.1 MPa，溫度基本為300～320℃，所以供熱減壓閥不需要通過減壓，閥門一直保證全開，供熱蒸汽溫度也相對穩(wěn)定，保證在300℃左右，減溫水閥門基本不需要開啟對蒸汽進(jìn)行減溫。因此，在采用輔助蒸汽供熱后，調(diào)節(jié)閥避免了動作頻繁，也解決了高壓力差對閥籠的沖刷問題。

3.3 機(jī)組變工況后運行人員工作量明顯減小

在機(jī)組投入AGC期間，負(fù)荷從330～660 MW頻繁調(diào)整時，雖然再熱蒸汽四抽壓力會變化明顯，但是由于冷再至輔助蒸汽壓力閥門自動調(diào)整且靈敏性高，輔汽壓力仍然穩(wěn)定在1.0 MPa，所以運行人員不需要手動干預(yù)，減輕運行人員工作量，同時輔助蒸汽壓力穩(wěn)定為1.0 MPa，所以不會造成安全閥動作。

3.4 供熱系統(tǒng)管道增加小旁路閥為供熱負(fù)荷量小時減少供熱損失

在輔助蒸汽至供熱管道上增加一路小旁路閥，在過年或者節(jié)假日期間，供熱用戶相對較少時，可以通過關(guān)閉主路，開啟小旁路對系統(tǒng)進(jìn)行供熱，減少供熱管道的流量損失。這主要是由于小旁路管徑較細(xì)，方便調(diào)整，節(jié)省多余的供熱損失，提高全廠的經(jīng)濟(jì)效益。

4 結(jié)語

本文通過對華能長興電廠大型超超臨界抽凝機(jī)組進(jìn)行改造為周邊企業(yè)供應(yīng)蒸汽，從第一次采用鍋爐再熱蒸汽冷段，期間供汽產(chǎn)生了調(diào)節(jié)閥閥芯脫落，供熱蒸汽調(diào)節(jié)頻繁，機(jī)組節(jié)流損失大，安全閥經(jīng)常動作等現(xiàn)象，通過對供熱蒸汽參數(shù)的要求，增加一路輔助蒸汽供汽，并通過加裝旁路閥，逐步解決了這些問題。今后大型超超臨界機(jī)組供熱將成為常態(tài)化，華能長興電廠的供熱改造為其他同類高效超超臨界機(jī)組進(jìn)行供熱提供了參考和技術(shù)支撐。

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