國家能源集團諫壁公司 韋一樂

隨著電力市場改革的不斷深入，作為我國發(fā)電主力軍的燃煤電廠在保證安全的情況下不斷提高自己的經(jīng)濟效益是能夠在這場改革洪流中不斷前進(jìn)的源源動力，提高經(jīng)濟效益一方面是降低運行成本，比如摻燒低價煤、降低供電煤耗、降低綜合廠用電率等手段，經(jīng)過多年多輪次的改造，采用鍋爐采用汽動引風(fēng)機、加裝低溫省煤器、汽輪機通流部分改造、采用變頻電機等手段，先進(jìn)的百萬機組發(fā)電廠用電率已經(jīng)降低到接近2.0%，供電煤耗降低到260g/kWh左右，300MW級別機組的供電煤耗也降到300g/kWh左右；鍋爐摻燒低價煤也能達(dá)到50%甚至更高。但改造后系統(tǒng)更加復(fù)雜，對于運行操作的要求越來越高，設(shè)備發(fā)生故障、人員誤操作的情況時有發(fā)生。

要提高燃煤電廠經(jīng)濟效益主要還是要增加發(fā)電以外的收入。比如煤燃燒產(chǎn)生的煤渣和煤灰通過加工可以作為建筑材料，脫硫產(chǎn)生的副產(chǎn)品石膏也可以用于建材等行業(yè)。但最簡單、最有效的還是發(fā)展熱電聯(lián)產(chǎn)，將汽輪機的抽汽或排汽供給需要的企業(yè)或者居民以帶來額外的收入。隨著國家對火電機組排放要求的不斷提高，一些供熱的小火電機組也因為污染物排放無法達(dá)到國家的環(huán)保要求而關(guān)停，給大型火電廠帶來了更大的商機。

1 機組介紹及供熱改造情況

某電廠兩臺330MW機組分別投產(chǎn)于2003年和2004年，現(xiàn)汽輪機型號N330-17.0/543/565，為上海汽輪機廠生產(chǎn)的亞臨界、一次中間再熱、雙缸（高中壓合缸）、雙排汽、凝汽式汽輪機，剛投產(chǎn)時基本沒有對外供熱的能力。機組采用八級抽汽回?zé)嵫h(huán)，分別供給三個高壓加熱器、除氧器、兩臺給水泵小汽輪機、四臺低壓加熱器。高壓缸第15級的抽汽至#7高加，高壓缸排汽部分至#6高加，其他抽汽口均布置在中、低壓缸。

通過兩次改造每臺機組分別安裝了三套供熱系統(tǒng)：一套冷再供熱系統(tǒng)以及兩套高再供熱系統(tǒng)，分別命名為冷再供熱、#1高再供熱和#2高再供熱。冷再供熱用的是高壓缸排汽（壓力3.95MPa、溫度326℃），壓力1.2~1.6MPa，最大供熱流量50t/h。#1高再供熱利用再熱器出口的蒸汽（壓力3.43MPa、溫度568℃）作為汽源，利用給水泵中間抽頭來水（壓力5.1MPa、溫度168℃）作為減溫水。出口蒸汽壓力1.2~1.6MPa、溫度250~320℃，最大供熱流量100t/h。

#2高再供熱也是利用再熱器出口的蒸汽，減溫水來自新加裝的兩臺減溫水升壓泵，每臺額定流量50t/h，水源取自凝泵出口的主凝結(jié)水管道。#2高再供熱壓力1.2~1.6MPa、溫度260~300℃，最大流量150t/h。三套供熱系統(tǒng)投用后，每臺機組的最大供熱量達(dá)到到300t/h，大大提高了機組的供熱能力。與之配套的是凝汽器增加了三路補水：加裝了一臺流量為100t/h的凝結(jié)水輸送泵；增加了兩路由化學(xué)除鹽水泵直接供給的補水，每路最大補水量都是100t/h，總的補水量增加在300t/h左右。

2 供熱改造后的情況分析

將抽汽作為汽源對外供熱，減少了汽輪機凝汽器處的冷源損失，提高了汽輪機的效率，降低了供電煤耗，提高了機組的經(jīng)濟效益。

由于新能源發(fā)電機組的不斷投產(chǎn)，而新能源發(fā)電機組的發(fā)電穩(wěn)定性不夠，對于作為常規(guī)的火電機組的調(diào)峰能力有了更大的要求，簡單的說就是要根據(jù)電網(wǎng)的要求能大幅度的改變機組出力。特別是在電網(wǎng)需求較低的時候，要能將機組的負(fù)荷長時間穩(wěn)定在一定較低的水平，而低負(fù)荷運行對于燃煤機組而言是一個很大的考驗?，F(xiàn)階段電網(wǎng)對燃煤機組要求是40%的深度調(diào)峰，以后隨著新能源機組更多的投產(chǎn)，調(diào)峰的深度會越來越低。

低負(fù)荷時有幾個難點：對于鍋爐來說，由于負(fù)荷低、給煤量就低、爐膛內(nèi)燃燒的煤粉就少，燃燒的穩(wěn)定就差，嚴(yán)重的話會發(fā)生滅火等事故。脫銷系統(tǒng)處的煙溫也會隨著負(fù)荷的下降而降低，不能滿足設(shè)計要求，使脫銷系統(tǒng)也因為煙溫的下降難以投入運行；對于汽輪機，負(fù)荷低、對應(yīng)的給水泵流量就低，容易產(chǎn)生汽蝕，需要打開一臺給水泵的再循環(huán)門增加給水泵的流量。再者低負(fù)荷抽汽壓力下降、做功能力下降，給水泵小汽輪機的進(jìn)汽量可能不夠，需要參加輔助汽源。

雖然機組通過一些改造已經(jīng)克服了這些困難，能夠滿足電網(wǎng)對深度調(diào)峰的要求，但隨著電網(wǎng)對于深度調(diào)峰的需求越來越高，調(diào)峰的深度會越來越低。在深度調(diào)峰時大量對外供熱，不僅僅可以增加蒸發(fā)量、給水量、凝水量、抽汽量，提高了機組的熱效率，更加好的是增加了鍋爐熱負(fù)荷，提高了燃煤量，使燃燒的穩(wěn)定性大大增強，又可以提高排煙溫度，保證了脫銷系統(tǒng)的投用率。

機組在AGC的狀態(tài)下，由于電網(wǎng)對負(fù)荷的調(diào)整比較的頻繁、機組負(fù)荷時上時下，對于直吹式制粉系統(tǒng)就需要隨時啟停磨煤機來滿足外界的需求，但頻繁的啟停磨煤機不僅對運行人員操作量的增加，而且容易發(fā)生制粉系統(tǒng)爆炸等事故。在一定的負(fù)荷范圍內(nèi)，通過調(diào)整供熱量來減少鍋爐蒸發(fā)量的變化幅度，從而減少制粉系統(tǒng)的操作，提高機組的整體安全性。

在冷再供熱投用的情況下，可以通過調(diào)整冷再供熱的流量來調(diào)整再熱汽溫。這是因為冷再供熱的汽源取自再熱器前的管道，增加了冷再供熱流量就相當(dāng)于減少了再熱器的進(jìn)汽量，在再熱器受熱面熱負(fù)荷不變的情況下，單位質(zhì)量的再熱汽吸熱量增加，再熱汽溫度就上升。相反，減少冷再供熱流量，就降低的再熱汽溫。這種情況在機組負(fù)荷低、冷再供熱流量大是尤為明顯，而低負(fù)荷再熱溫就很難維持在一個較高的水平，通過增加冷再供熱流量就可以明顯提高再熱器溫，提高蒸汽的品質(zhì)。

在機組供熱流量較大時，各級抽汽量都有了較大的變化，使整個軸系的軸位移、差脹發(fā)生變化，可能引起各支持軸承的溫度振動、推力軸承溫度、回油溫度的變化，這需要引起足夠的重視。

由于機組在增加供熱系統(tǒng)時沒有專門對鍋爐、汽輪機同通流部分進(jìn)行同步的增容。在供熱流量較大的時候，就會出現(xiàn)機組的負(fù)荷達(dá)不到額定出力的情況，這就需要和電網(wǎng)加強溝通，平衡好供熱和電負(fù)荷的關(guān)系。

供熱量的增加，不僅補水量要增加，化學(xué)的制水能力也要同步的增容。運行中根據(jù)供熱量的增加，及時提高補水量，防止凝汽器、除氧器、汽包水位的下降。由于增加了多路的供熱管道，為防止汽輪機超速。要求定期對供熱管道的快關(guān)閥進(jìn)行活動試驗，一旦發(fā)現(xiàn)有卡澀的現(xiàn)象，就要立即隔離對應(yīng)的供熱系統(tǒng)，在沒有消除缺陷前嚴(yán)禁投用。

3 中壓調(diào)門節(jié)流技術(shù)的運用

3.1 機組負(fù)荷高低也是決定能供多少蒸汽很大因素

在機組負(fù)荷低時，特別是在機組進(jìn)行最低出力考核或深度調(diào)峰的時候，對外供熱的能力明顯下降，遠(yuǎn)遠(yuǎn)達(dá)不到300t/h的設(shè)計能力。而在有些時候，比如節(jié)假日電網(wǎng)負(fù)荷顯著降低，外界對供熱的要求并沒有下降多少，加之有部分機組調(diào)停，那么對在運機組在低負(fù)荷時也有較高的供熱需求。而這時機組的供熱能力低，兩者產(chǎn)生了很大的矛盾。

為了提高在低負(fù)荷時的供熱能力，將中調(diào)門節(jié)流運行，提高高壓缸排汽和再熱汽壓力，就是一個比較簡單可行的方法。在A修供熱增容的同時進(jìn)行了中壓調(diào)門節(jié)流改造，增加了相關(guān)的操作畫面以及進(jìn)行相對應(yīng)的邏輯修改。經(jīng)過試驗，在40%深度調(diào)峰情況下，將兩側(cè)中壓調(diào)門關(guān)小至20%，在僅投用冷再供熱以及#1高再供熱的情況下，冷再供熱流量由29t/h上升至42t/h、#1高再供熱由50t/h上升至74t/h，供熱能力增加了50%左右，主機軸位移、差脹、各支持軸承溫度振動、推力軸承溫度沒有明顯的變化，一抽和高排壓力分別由2.64MPa和1.36MPa上升到2.92MPa和1.53MPa，高排溫度由305℃上升到315℃，其余的抽汽壓力略有下降，給水溫度上升6℃，達(dá)到了預(yù)期的效果。

3.2 中壓調(diào)門節(jié)流運行投用、退出方法

需要投用時，在“DEH汽機控制總貌”畫面點擊“中壓調(diào)門節(jié)流控制投入”按鈕，兩中壓調(diào)門同時由原來的100%自動關(guān)小至60%，關(guān)小時間2分鐘。隨著機組負(fù)荷、供熱流量變化，按動中壓調(diào)門“△”或“▽”按鈕，每按動一次兩只中壓調(diào)門對于開度變化1%。當(dāng)中壓調(diào)門開度關(guān)小到20%或高排壓力達(dá)到3.8MPa，閉鎖關(guān)小中壓調(diào)門。需要退出時，逐步開大兩側(cè)中壓調(diào)門至60%，點擊“中壓調(diào)門節(jié)流控制切除”按鈕，中壓調(diào)門自動開足[1]。

3.3 中壓調(diào)門節(jié)流運行相關(guān)的報警及邏輯修改

高壓缸壓比高報警（分段函數(shù)）；高壓缸壓比低報警（分段函數(shù)）并退出“中壓調(diào)門節(jié)流控制”，中壓調(diào)門自動開足；高排溫度360℃報警并退出“中壓調(diào)門節(jié)流控制”，中壓調(diào)門自動開足；高排壓力高達(dá)3.8MPa報警并退出“中壓調(diào)門節(jié)流控制”，中壓調(diào)門自動開足；在“中壓調(diào)門節(jié)流控制”供熱運行模式下，當(dāng)高壓缸壓比增加大解列值（分段函數(shù)）并延時30秒，連鎖停用冷再供熱和#2高再供熱，并退出“中壓調(diào)門節(jié)流控制”，中壓調(diào)門自動開足。

表1 各主汽壓下高壓缸壓比解列值、高報警值、低報警值統(tǒng)計表

3.4 中壓調(diào)門節(jié)流運行時的注意事項

關(guān)小、開大中壓調(diào)門時操作要緩慢，注意調(diào)門開度變化情況，兩側(cè)要保持一致，并注意EH油壓的變化情況；中壓調(diào)門節(jié)流運行時要注意主機軸位移、差脹、各支持軸承溫度振動、推力軸承溫度、高排壓力、高排溫度、高壓缸壓比、供熱流量、各抽汽壓力的變化情況，發(fā)現(xiàn)異常及時調(diào)整[2]。

供熱流量、機組負(fù)荷變化時要注意高壓缸壓比、高排溫度、高排壓力的變化。如果高壓缸壓比上升接近高報值，可以減少供熱流量或繼續(xù)關(guān)小中壓調(diào)門；如果高壓缸壓比下降接近低報值，可以增加供熱流量或開大中壓調(diào)門。高壓缸排汽溫度、高壓缸排汽壓力上升接近報警值，增加供熱流量或開大中壓調(diào)門；機組負(fù)荷165MW以下，負(fù)荷變化率要降低到0.5%，供熱流量調(diào)整幅度要小，操作要更加平緩。

要多注意兩側(cè)中壓調(diào)門的開度。由于中壓調(diào)門原先設(shè)計的時候在沖轉(zhuǎn)至3000r/min后就處于開足狀態(tài)，不參與調(diào)節(jié)。在節(jié)流運行中可能會出現(xiàn)晃動等情況，甚至有發(fā)生門桿斷裂的危險；根據(jù)多次操作的經(jīng)驗，中壓調(diào)門開度在50%以上，節(jié)流效果不明顯，在20%~40%之間對供熱流量影響較大，因此在開度40%以下調(diào)整時一定要緩慢并隨時注意相關(guān)參數(shù)的變化情況；不要頻繁操作中壓調(diào)門開大、關(guān)??；如果經(jīng)常采用中壓調(diào)門節(jié)流運行，對中壓調(diào)門會產(chǎn)生一定的磨損，在檢修過程中應(yīng)注意檢查。

3.5 中壓調(diào)門節(jié)流運行的優(yōu)缺點

中壓調(diào)門節(jié)流運行不僅可以在低負(fù)荷時投入，在中段負(fù)荷時也可以使用。最大的好處就是增加了供熱能力；深度調(diào)峰時采用中壓調(diào)門節(jié)流運行，增加了供熱流量，提高了鍋爐的熱負(fù)荷，有利于鍋爐的穩(wěn)定性。由于一、二級抽汽壓力的上升，給水溫度也隨之上升，如果配合#0高加使用效果更加明顯，從而提高了鍋爐脫銷系統(tǒng)的溫度，增加了脫銷系統(tǒng)投用的負(fù)荷寬度；由于中壓調(diào)門處于節(jié)流狀態(tài)，降低了汽輪機的相對內(nèi)效率，增加了供電煤耗，經(jīng)濟性下降。但由于可以增加供熱流量，而且可以進(jìn)一步降低深度調(diào)峰的深度，帶來了額外的收益，對于燃煤電廠來說總的收益還是提高的。

4 結(jié)語

燃煤發(fā)電機組、特別是30萬級別的小機組，為了能在電力市場生存下去，在保證安全的情況下要想盡方法增加發(fā)電以外的收益。在周圍有熱用戶的前提下，增加供熱是一條簡單可行的途徑，在采用中壓調(diào)門節(jié)流技術(shù)的前提下，基本可以在低負(fù)荷時增加50%的供熱量，從而提高了整體的供熱能力，為機組長期安全經(jīng)濟運行奠定了良好的基礎(chǔ)，提高了在電力市場的競爭能力。對于60萬、百萬級別的大機組，也可以通過此項技術(shù)提高在低負(fù)荷下的供熱能力，可以在整個火電機組上廣泛推廣。