机组供热改造问题综述

孙首珩，初立森，任 萍

（国网吉林省电力有限公司电力科学研究院，长春 130021）

热电联产能够对能源实现分级利用，因此在有条件的电厂对凝汽式发电机组进行供热改造，其节能降耗效果显著，所以，国家提倡大力发展热电联产供热改造。近些年来，供热改造进展迅速，项目由小型机组已经逐渐扩大到600 MW 等级，甚至于800 MW 机组也考虑供热改造，有些项目是在基建期间就与制造厂提出供热需求，这样的项目相对比较规范，制造厂在设计制造阶段就对主辅设备进行了必要的改进，以适应供热运行的各项要求；而有些项目是设备运行若干年后才进行供热改造，受现场各种条件的限制，供热改造工程相对比较复杂繁琐，以下对多年来大型汽轮机组供热改造中遇到的若干问题及处理方法进行介绍。

1 热负荷确定及汽源参数的选择

1.1 热负荷的确定

供热改造的核心内容是将原来用于发电的纯凝机组改造成供热机组，因为汽轮机不同抽汽供热改造方案的供热能力、投资规模、取得的经济效益和节能减排效果均有所差异，供热运行的可靠性也均不相同。毫无疑义，努力取得最大的经济效益，满足最佳的安全稳定运行可靠性方案是供热改造追寻的目标。热负荷容量是考察的核心参数，根据确定的热负荷制定和选择机组的供热改造方案。供热改造热负荷的确定除了需要关注年供热量外，还要关注供热期内的日热负荷变化曲线，对于工业热负荷还要了解工业生产用热的变化情况，这些都对改造方案的确定有着决定性影响。

1.2 蒸汽源参数的选择

供热参数的选择在供热改造中尤其重要，凝汽式机组的供热改造往往受到汽轮机原设计结构的限制。对于200 MW 以上的机组，采暖抽汽参数通常取在中压缸排汽处即中—低压连通管上打孔抽汽，200 MW 机组该处压力与北方地区采暖需求基本相符合，而300 MW 机组多数偏高，在0.5～1.0 MPa之间，抽汽的过热度比较高，抽汽参数偏高会使热力循环效率降低，而供热本身只要供出参数满足需要即可。例如：采暖抽汽标准参数是0.118～0.245MPa，由此推算的热网供水温度可以达到115℃，可以满足国内绝大多数的居民采暖。近些年，尤其是300MW 以上的机组，供热改造多数供热参数偏高，可以根据具体参数情况，采取适当措施对供热抽汽的偏高能量加以利用，如采用抽汽驱动热网循环水泵方案，或者有低温汽源的电厂可以配置压力匹配器方案，经过利用或合理的参数调整后的蒸汽再去热网首站供热，这些方案目前都有电厂采用。

2 热网首站加热器的匹配与热化系数的选择

2.1 热网首站加热器的匹配

热网首站加热器是供热改造工程中的一个关键辅机，需要注意容量的匹配，设计容量小了不能充分发挥机组供热能力，偏大又会造成投资浪费，使改造工程布置困难。热网加热器通常是饱和式加热器，近些年来多数厂家将换热管束布置成过热段、饱和段、疏水冷却段，以适应抽汽参数的高过热度；换热管束的形式多样化，除常见的直通光管外，还有波节管，内双螺旋管等，材质也有铜管、不锈钢管，甚至还有碳钢管；加热器除上述管式换热器外，热网首站最近几年也有采用换热系数高、体积小的板式换热器。板式换热器疏水冷却段面积可通过水位控制在运行中进行调节，对热网运行参数调节比较容易；缺点是对热网循环水的水质要求严，大型新建热网往往很难达到标准，需要在供热运行后大量排污置换不合格的热网循环水，热网投运后2～3年内由于水质问题，杂物淤塞故障比较常见。管式热网加热器由于物理方法清垢需要，多数采用直通光管。热网循环水温度较高，目前尚没有使用胶球清洗装置用于热网加热器清洗，热泵供热系统的低温侧有应用实例。

2.2 热化系数的选择

热化系数是指热电联产机组所带热负荷占热用户总供热负荷的比值。计交能（1998）220号文《关于发展热电厂联产若干规定》明确规定，对于采暖热负荷热化系数取0.5～0.6，对于工业热负荷取0.7～0.8；热化系数标志热电联产运行的可靠性，也影响供热机组运行经济性。

例如一台300MW 机组，抽汽供热改造后可以抽出360t/h蒸汽用于采暖供热，抽汽压力0.8 MPa，抽汽温度329.1℃，抽汽焓3 118.6kJ/kg，热网加热器疏水温度120℃，疏水焓502.4kJ/kg送至除氧器，其供热量为941.832GJ/h也就是261.62MW；若某地区采暖供热标准平均50W/m2，不考虑备用热源的使用，完全由这台机组在全部采暖期供热，就应该按照满足供热中期最冷天气时的供热负荷作为采暖面积的核定值，采暖期内热负荷随室外大气温度变化曲线绝大多数是符合正态分布，平均值在0.45～0.70，考虑换热器散热损失1%，输送管网散热损失2%，据此推算的供热面积约为3.548×106m2。

对运行经济性的影响：正如假设条件所述那样，供热机组的热化系数为1.0，只有供热中期才能达到最大抽汽供热工况，全采暖期汽轮机抽汽热负荷率平均为70%，没有充分发挥热电联产的能力。

对安全可靠性的影响：当机组故障情况下，没有其他热源保障接续，如采用双机改造互为补充备用配置，投资翻倍，供热能力并没有翻倍增加，采用尖峰集中供热锅炉房并入热网系统，可以使热化系数降低，供热负荷大幅度增长，可靠性得到提高，这是热电联产采暖供热的合理匹配。

3 热网循环泵的匹配与驱动选择

近几年新建和改建热网系统中配置的热网循环泵普遍遇到的问题是泵的扬程偏大，主要原因是提供给热电厂首站设计单位的数据已经考虑过扬程设计裕度，而首站设计单位为保险起见再次考虑裕度，从而造成热网循环水泵出口门不能完全打开，以免引起电机电流超限。为了避免出现此类问题，在改造工程中，业主单位应与参加改造的设计部门之间加强协调沟通，在设计阶段就避免该问题出现；已经出现该问题的电厂，应通过管网阻力特性实际测试，确定循环泵的实际扬程、流量等参数确定泵的改造方案。

热网循环泵多数是电机驱动，增加综合厂用电的消耗总量，近些年来已经有些电厂使用抽汽驱动小汽轮机带热网循环泵，对于300 MW 机组供热改造的抽汽参数偏高、又与小汽轮机进汽设计参数匹配，是工程中热经济性较好的选择，国产200 MW机组中采用三段抽汽驱动，通过经济性核算，其电泵和汽动泵的耗能水平是接近于持平的。

4 热网管网的匹配及热网疏水的回收

4.1 热网管的匹配

热网管网的匹配在供热改造中，最初几年内大多是设计偏大，这是由于管网是按照满足规划热负荷设计的，而投入使用的最初几年内实际并没有达到规划规模，由于循环水流量小，管网内介质流速低，热网泵出口限制比较严重；管网的水力分配不均，也会造成末端压力不足，热网投入的最初阶段水力特性调整困难，这就需要在工程规划中要细致调查现有热负荷和未来规划发展热负荷情况。管网设计的依据主要是热负荷以及其分布情况，若投产三年内仍然达不到规划规模，对于投资回收、运行稳定性和经济性都有很大影响，甚至于供热计量表计的准确都受影响。

4.2 热网疏水的回收

热网首站疏水回收率直接影响机组热力循环经济性，其回收方式也同样影响机组经济运行。300 MW 以上机组多数设计将热网加热器疏水回收到除氧器，设计疏水温度是120℃左右，使得除氧器在供热运行期间多数处于过冷状态，失去了除氧器的功能，锅炉给水含氧量严重超标，长期运行对给水流经设备的氧化腐蚀不容忽视。目前解决的办法是将疏水接到除氧器之前的低压加热器入口，将疏水通过低压加热器加热到合适的温度再送到除氧器。

300 MW 以上容量机组，都是亚临界和超临界机组，对凝结水的水质要求严格，都配置凝结水精处理设备，供热改造后，热网加热器疏水温度为精处理设备不能承受，因此，热网加热器疏水的水质在线监测仪表至关重要，并在运行中注意监视，一旦发现水质变差，应立即采取相应措施，防止不合格疏水进入锅炉系统。

5 机组供热运行调控与机组安全

机组由原来的凝汽式改造成供热机组后，要同时满足发电和供热要求，在一定范围内是可以做到的，运行人员要充分了解改造后运行特点和安全边界条件，掌握控制极限参数，防止出现操作不当造成不必要的损失。与凝汽式机组操控相比不同点如下。

a.正常情况下，热网的投入和解除过程中，一定要遵从热网加热器厂家推荐的升温、降温速度控制，切忌过急；由于各厂选用的首站换热器的结构不同，不能一概而论地给出控制速度，但各换热器制造厂为保证加热器安全运行，对温升速度有具体要求。

b.热网加热器的热负荷调整是通过加热器进汽控制门和导管上的抽汽蝶阀协调控制实现的，大型抽凝式汽轮机正常运行功率控制回路是保持投入状态，汽轮机属于电功率保持不变工况，当供热抽汽投入运行时，去低压缸的汽量减少，电功率呈降低趋势，这时功率保持回路起作用，自动开大高压调节阀门增加主蒸汽量，满足电功率保持不变；在投入热网加热器过程中突然开大加热器进汽门而抽汽蝶阀与之协调调整没有跟上，会导致中压缸排汽压力（或供热抽汽口）压力突然降低，引起中压缸末两级（抽汽口前两级）压差超限，影响设备安全。供热改造后，必须在抽汽口与前一段抽汽之间的压差设置报警装置。运行期间应当注意到操作控制不超限。

c.供热改造后，参考改造厂家提供的供热工况图，明确在不同电负荷与热负荷对应的极限工况条件，在极限条件范围内进行电热负荷调节。当接近极限条件时，要严密监视主要参数变化情况；在供热中期供热量接近设计最大时，严密监视低压缸最小冷却流量不超最低限值；现场结合真空和排汽温度进行监视，排汽温度出现回头升高时就意味着出现鼓风，应相应降低热负荷，或增加电负荷来提高低压缸蒸汽流量。

d.供热运行期间控制排汽压力不低于阻塞背压，也就是凝汽器真空值不要高于极限真空；供热运行期间供热量大、电网受电负荷低使低压缸排汽量接近最小冷却流量限制值，有的电厂机组真空度接近99%，排汽干度小，温度低，易出现末级叶片水蚀，影响设备安全和使用寿命。由于低压缸排汽流量、排汽干度在运行中都很难监视，可以通过监视排汽真空和排汽温度来控制，即凝汽器不高于极限真空，推荐排汽温度不低于28℃。凝汽器真空的调控手段有加装水塔挡风板、循环水泵运行方式调整（投运台数、高低速等）等，各厂设备及系统有所差异，通过调整循环水水量和温度控制。

e.运行期间要严格按照要求监视热网加热器疏水水质，一旦发生疏水硬度等指标超标，要立即采取隔离措施，可增加一条从疏水泵出口去热网循环水供水管网的管线，将不合格的热网疏水排到热网循环水系统中加以利用。在正常热网投入初期疏水品质不佳时，也可以通过其回收部分工质和热量损失，如改造中没有这样设计，建议改进。

f.热网加热器运行期间有时是在负压下运行，与高、低压加热器的运行方式基本相同，汽侧连续排放空气的管路设计是必要的，有的改造工程中没有设置，导致加热器运行初期就出现端差超过设计预期很多，影响供热正常进行；由于热网加热器汽侧工作压力变化范围介于相对大气压力正负之间，不能实现连续对空排气，要根据现场条件，设计排汽接引部位。例如，有的电厂接到凝汽器喉部，也有的与低加排空气系统相连；还有的由于首站离机组距离远，加装排空气装置（真空泵或射水抽气器）等。

6 供热与电网调峰之间的相互影响

背压式供热机组完全是按照以热定电方式运行，没有调峰能力。在一定供热量条件下的抽凝式机组，电负荷可以有一定的调整范围，而随着供热量的增加，可调节范围变小。目前国内使用的200 MW 及以上的抽凝式供热机组，基本上都是从原凝汽式机组改造成供热机组的双用途机组，随着供热量的增加，发电负荷是相应降低的。受所带热负荷的影响，机组对适应电网尖峰的顶峰能力和低谷减少出力的能力均受到限制。电网消纳供热附加发电量占全网用电量的比例过高时，热电厂的热负荷又受到电网用电负荷的约束，使得供热质量受到影响。