高寒区超临界600?MW直接空冷机组供热改造

范景利

摘 要：目前，我国安装在高纬度、高寒冷地区的直接空冷机组逐渐增多，内蒙古呼伦贝尔发电有限公司一期2×600 MW超临界燃褐煤机组属于典型一例。由于极寒地区超临界600 MW直接空冷机组供热改造案例很少，因此，该文以呼伦贝尔发电有限公司一期工程供热改造为例，介绍超临界600 MW直接空冷机组成功供热改造投产运行的经验及改造的系统的相关注意事项、运行经验。这对超临界600 MW直接空冷机组在极寒地区供热改造后的运行优化指导具有一定的借鉴意义。

关键词：供热改造 系统设计 布置规划 经验总结

中图分类号：TM62 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）12（a）-0125-03

对于极度寒冷地区，供热问题是影响人们学习、生产、生活的重要因素。通过空冷机组的供热改造，对城市用户实施集中供热，可以满足人们日益增长的热负荷需求，并且具有良好的经济、社会和环境效益。在空冷机组供热改造方面，文献[1]提到了通过在中、低压导汽管上开孔抽汽作为供热蒸汽的供热改造方案，并对一台300 MW直接空冷纯凝机组其进行了改造；文献[2]对两台330 MW空冷机组抽汽成功进行了供热改造；刘凤友等对600 MW亚临界空冷机组乏汽余热回收供热改造技术方案进行了探讨，提高了机组乏汽的回收效果，降低了锅炉供热的燃煤量[3]。然而，目前针对超临界600 MW机组实现供热改造的经验并不多。孙即红等调研了国内几个超临界600 MW空冷供热机组项目，论证了600 MW超临界空冷供热改造的可行性和可靠性[4]。文献[5-6]对国内同类机组出现的问题进行研究对比，探讨了600 MW直接空冷机组改供热机组方案，提出安全运行措施和节能优化建议。文章从设计、施工、运行结果介绍极寒地区600 MW机组供热改造的成功经验：以呼伦贝尔发电有限公司一期工程供热改造为例，介绍超临界600 MW直接空冷机组成功供热改造投产运行的经验及改造的系统的相关注意事项、运行经验。

1 供热改造的规划

呼伦贝尔市中心城区实现集中供热存在多方面问题，加快城市集中供热工程的建设是十分必要和迫切的。工程计划对现行汽机进行改造，首站基本设计能力按照两台汽轮机回热系统额定抽汽能力进行考虑，本期建设热网首站、软化水处理站、补给水处理设施、热网管道等设施。国华呼伦贝尔电厂一期两台600 MW超临界空冷机组，上汽厂负责工程改造的汽轮机本体部分，本体结构不变，中、低压缸连通管道上增加液动蝶阀和安全阀，汽轮机本体范围内的膨胀节，采暖蒸汽管道上的液压快关阀、气动止回阀均由该汽轮机厂供货。具体方案：汽轮机中压缸排汽管道上打孔抽汽，引接采暖蒸汽管道。参数为：1.0 Mpa（a）/352.7 ℃，额定抽汽工况600 t/h，最大抽汽工况800 t/h。

2 工程设计

2.1 热力系统

2.1.1 热网首站热网水循环系统

热网循环水系统的功能是将热网回水经热网循环水泵升压后，送入布置在热网首站内的热网加热器，由热网加热器负责将热网回水由70 ℃加热至130 ℃，送至厂区供热管网。热网循环水采用母管制系统。热网首站设置4台容量25%的热网循环水泵，不设备用即可符合热网要求。对调节要求，热网循环水泵均采用液力耦合器，满足不同热负荷下的调节要求。除此之外，在4台热网循环水泵的入口总管上还设有一台电动旋转滤水器，用于除去热网水中的异物。

2.1.2 热网首站加热蒸汽系统

加热蒸汽系统采用切换母管制。每台机组选择2台管壳式热网加热器，全厂共4台，热网加热器不设备用。当任意1台加热器故障时，其他加热器仍能满足75%的最大供热要求，符合当任何一台基本热网加热器停止运行时，其余设备应满足60%～75%的热负荷需求，对严寒地区宜取上限要求。采暖蒸汽从汽轮机组引出后，每台机组设一根DN1000蒸汽母管，引到热网首站，分别接到2台热网加热器。

2.1.3 热网首站疏水系统

疏水系统采用切换母管制。为了使热网疏水接近主机凝汽器的排汽温度，减少热量损失，每台机2台热网加热器疏水汇合后，通过疏水冷却器，再经过流量调节阀分别送到该台机组的凝汽器。当某台热网加热器的疏水水位达到事故水位时，这台热网加热器解列，其疏水排至热网事故疏水扩容器。

2.1.4 补水定压系统

正常补水系统采用母管制。两台机组仅选用1台大气式除氧器，满足热网系统补水水质的要求。系统设置2台热网补水泵（兼作定压泵），一运一备。

2.2 热网首站布置

针对热网首站的布置位置，设计时首先针对考虑利用主厂房现有空间，按照新建热网首站布置在主厂房扩建端：在主厂房扩建考虑连续扩建两档9 m，合计长度18 m，各层标高均与主厂房相同，且考虑预留连续再扩建600 MW机组的条件，热网首站占地约18 m×47.5 m，首站分三层布置。第一层布置热网循环水泵、热网补水泵、电动旋转滤网等；第二层主要布置管道等；第三层主要布置4台加热器、热网除氧器。

2.3 供水系统

该次供热改造工程水源采用与一期工程相同水源，电厂供热改造的水源是有保证的。根据电厂一期疏干水水源地距电厂距离，设计了14口疏干水井，一座升压泵站，内设3台升压水泵，两用一备。从升压站到电厂设有两根DN400的补给水管道。原升压泵站及补给水管道能够满足电厂一期及该次供热改造工程供水需求，故该次可以利用原来设施，无需新建类似设施。由于疏干水中铁和锰的含量超标，电厂一期工程设有原水除铁除锰间一座，不能满足该次供热改造使用要求。因此，该次需新建除铁除锰间一座，设处理容量为250 m/h的除铁除锰设备两套，一用一备。蓄水池利用一期既有设施，在原综合水泵房预留的生水泵位置上再增设一台生水泵，满足此次供热改造供水要求；厂区需增设部分供水及排水管道。

2.4 化学水处理系统

2.4.1 现有水处理系统

在现有锅炉补给水处理系统的基础上，超滤、反渗透系统出力按（2×85） t/h设计，最大可连续供给软化水量约170 t/h。

2.4.2 全厂汽水平衡

全厂汽水平衡如表1所示。

全厂软化水正常需水量为283.4 t/h，目前的超滤、反渗透设备的出力已不能满足供热后全厂需软化水量的要求，需对超滤、反渗透设备进行扩建。

2.4.3 设备布置

目前水处理车间已无法完全满足此次扩建设备的布置要求，需将现有车间向东再扩建18 m。

2.4.4 化学水处理系统的运行

扩建的双介质过滤器、超滤及反渗透设备与原有系统内的设备均采用并联连接，设备运行及控制方式均与原系统一致。

2.5 总平面规划布置

电厂供热改造需新增的建筑物有：热网首站、化学水处理车间、除铁除锰间、热网管架及相应的厂区地下管、沟等。热网首站规划布置。热网首站布置在电厂一期工程主厂房的扩建端侧，从避让一期工程扩建端已经施工双柱的角度确定热网首站的距扩建端柱。化学水处理间在一期预留的场地上扩建。除铁除锰间布置在热网首站的西侧。厂内热网管道采用管架敷设，从首站A排内引出至升压站方向。厂区道路及其地下设施规划。新增厂区道路宽度4 m，电缆沟、暖气沟的布置均采用原管沟就近引接方式。

2.6 电气系统

高压电气接线：4台高压热网循环水泵分别接在1、2号机组各10 kV工作母线段上。低压电气接线：在热网首站设置380 V热网首站控制中心，其电源由1、2机主厂房380 V动力中心各引一路。工程10 kV配电装置是利用原有备用柜不新增，不需要新增380 V配电装置，热网首站控制中心（MCC）布置在热网首站内。

2.7 热工自动化

汽机本体供热改造的控制、调节在原有DCS系统上，通过增加卡件和修改控制逻辑实现。如热网首站监控按就地无人值守考虑，在热网首站零米控制室设远程I/O站。在值班人员少量干预下自动完成热网首站的启动、停止、正常运行的监视控制和异常工况处理。为在系统调试、启动初期以及生产巡检时方便运行操作，热网首站系统在就地控制室设有监控上位机，并能实现在机组DCS上进行监控。热网首站补水控制采用以可编程逻辑控制器PLC为基础的计算机控制系统实现，在原化水车间控制室预留位置设置远程I/O站，通过通讯方式接入原化水程控系统，在原上位机就能够监视和操作，就地按无人值守考虑。原水处理控制采用以可编程逻辑控制器PLC为基础的计算机控制系统实现，在就地控制室设置远程I/O站，通过通讯方式接入原水处理程控系统，在原上位机就能够监视和操作，就地按无人值守考虑。

3 实施过程中的经验总结

由于项目批复较晚，工程启动到投产时间较短，期间从设计、设备、施工、调试等环节克服了很多制约因素，具体措施如下。

3.1 设计管理

图纸催交得力，在短时间内完成全部设计图纸。组织召开现场会，明确了未到图纸出图日期，由国华公司项目部业务经理去设计院与院领导当面沟通明确，以保证出图计划的刚性。安排专业人员驻设计院催交，及时沟通影响设计出图的问题，督促设计人员加班工作。设计问题及时解决，节省施工工期。项目办专业人员根据该厂一期情况全程参与设计，对设计提出合理化建议，并借鉴成功经验。

3.2 设备管理

设备催交：专业人员每天跟踪设备生产进度、参与协调厂家排产计划，在生产周期紧、工作量大的情况下，经过项目部人员的努力，实现了主要设备、控制系统辅助设备按期到货的目标，没有影响安装。设备招标配合满足设计要求，不同设备采取不同的采购方式：如打孔抽汽部分设备采取直采。重要辅机设备根据设计院提供的规范书，在调研基础上推荐厂家，所推荐的厂家综合水平尽可能位于同一档次。

设备监造及到货验收：重要辅机及系统主要阀门，安排专业人员根据技术协议监造点到厂家监造，一些制造质量问题在厂内消除，让设备健康到场。验收是一项非常重要的工作，是保证入厂设备质量的第一道关卡。根据不同的设备情况分项进行验收，设备型号、性能参数、质量、数量、设备的外形尺寸、接口尺寸需要与图纸进行核对，避免出现设备安装时尺寸不对应，影响安装进度的情况出现。试运是检验设备质量好坏的主要途径，目前所有设备经过试运，设备选型、性能均能满足设计要求，没有明显的缺陷，说明供热改造设备调研和选型的结果是正确的。

3.3 施工管理

现场安全无事故。在工程复杂情况下，狠抓入厂安全教育，每日进行风险辨识，加强巡检，高风险作业旁站监督，保证了现场安全无事故。施工质量管控得力，取得了较好的效果。开工前策划了基础无沉降、防寒防冻、厂房一致性、室内回填质量控制、清水砼工艺、封闭严密等专题。系统过渡顺畅、安全。供热改造施工重点是一期两台机停备检修期间完成与一期设备、系统的接口。专业多次组织生产开接口会，确定各系统接口时间及注意事项。进入现场施工，生产派专业人员办票，保证质量、安全。进度受控：工期进度计划详细，人力资源得到了保证。每天召开碰头会，及时协调解决各类问题。

3.4 调试管理

严格执行调试管理要求，优化调试程序，加强对调试项目的验收和检查，提高调试品质，每日定时召开试运工作会议，协调安排当日的试运工作。对重大调试方案如：疏水冷却器冷却水入口管段冲洗方案、抽汽管道、加热器、疏水冷却器冲洗方案，由调试监理组织并主持召开讨论会，研究方案的可行性，分析危险控制点，提出了防范措施等。

4 改造后效果

目前供热改造已经投运两个冬季，系统运行稳定，并且整个冬季未影响空冷正常运行。2014年冬季委托电科院进行改造后机组热力试验，在360 MW负荷点供热改造后机组热耗值及供电煤耗值降低很多；并且，随着供热面积增加，节能效果会更加明显。因此，积极开拓供热市场是提供机组效益的有力方式，对推动公司二期扩建工程的进展具有积极的促进意义。

5 结语

文章从供热改造的规划、机组各个系统的工程设计、工程实施的经验总结和供热改造效果几个方面论述了对极寒地区超临界600 MW直接空冷机组的供热改造实践。事实证明，积极开拓供热市场是提高机组效益的有力方式。供热改造的顺利完成不仅对推动笔者公司二期扩建工程的进展具有积极的促进意义，而且并为同类型机组的供热改造提供了借鉴。

参考文献

[1] 戴日俊，程海涛.300MW直接空冷汽轮机组供热改造[J].内蒙古电力技术，2011（2）：35-37.

[2] 刘刚.330MW空冷发电机组供热改造控制实践[J].城市建设理论研究：电子版，2014（27）.

[3] 刘凤友，高建民.600 MW亚临界空冷机组乏汽余热回收供热改造研究[J].沈阳工程学院学报：自然科学版.2014，10（3）：225-227.

[4] 孙即红，林伟，张明强.600 MW空冷供热汽轮机可行性和可靠性分析[J].山西电力，2009（S1）：13-15，75.

[5] 刘令杰，屈年兴，李波.600 MW直接空冷机组供热改造有关问题的探讨[J].科技传播，2014（15）：67-68.

[6] 王洪权.600MW直接空冷机组供热改造有关问题的探讨[J].科技传播，2014（15）：67.