600 MW 超临界机组供热改造实例探索

尹中诚，钟振坤

（广东珠海金湾发电有限公司，广东 珠海 519050）

0 引 言

近年来，各种新能源发电装机量不断提升，燃煤机组担负起越来越重的调峰责任，因此不少地区也运用政策和市场等多种手段促使火电机组进行灵活性改造，以适应电力环境的改革和变化。在这样的背景和形势下，按照“十三五”节能减排中的明确指示，加快发展热电联产，某600 MW 超临界火电厂结合所在工业园区供热需求的现状，对现有机组进行供热改造的实践与探究[1]，为该类机组实施相关供热改造提供参考。

1 机组供热概况

某火电厂有2×600 MW 超临界机组，采用上海锅炉厂的超临界直流锅炉，汽轮机采用上海汽轮机公司的N600-24.2/566/566 型超临界汽轮机，三缸四排汽、一次中间再热、单轴凝汽式。

查阅相关资料发现同类型机组供热改造抽汽点大致分为两类：方案A 为高温段再热器管道抽汽供热（简称高再供热），如图1 所示；方案B 为低温段再热器管道抽汽供热（简称低再供热），如图2 所示。

分析两种方案：由于B 方案为了控制再热蒸汽温度，喷入了一定量的再热器减温水，这些减温水最终成为再热蒸汽进入中低压缸发电做功，因此发电功率会提升；与A 方案相比，B 方案的发电煤耗率也会略高。这是由于从低温再热段抽汽后，进入锅炉再热器的蒸汽流量减少，再热蒸汽热段会超温，将增加再热器减温水来控制热再蒸汽温度，而减温水的增加导致热量损失，机组效率下降[2]，热耗增大，煤耗升高。

图1 A 方案

图2 B 方案

为应对市场及用户的变化，机组由2010 年起先后进行了三次改造，三次改造的抽汽点分别为再热器出口管道抽汽供热、辅汽母管抽汽供热、再热器进口管道抽汽供热。

2 再热蒸汽供热改造

根据周边用户需求，以及避免对机组运行造成大的影响，2010 年该厂的两台机组进行相关的供热施工改造，采用如图2 所示B 方案。

改造具体设计为从再热蒸汽出口管道取得汽源，后经过减温减压供给供热使用，即将高再蒸汽 3.562 MPa，566 ℃（100%THA 时）降低至可供用户的蒸汽参数，设计供热参数温度320 ℃，压力1.6 MPa，流量为单机100 t/h。改造后对于供热的运行也进行了研究和运行措施的制定，规定了负荷在不小于35%时候，即210 MW 以上，可投入单机或者双机供热系统运行，同时根据相关的运行情况对给水、除盐水、给水泵等相关重要参数进行了调试和规定，实际运行中，根据热网用户需求供热温度控制在在275 ℃左右，1.4 MPa 左右。改造后机组负荷和供热对应参数如表1 所示。

表1 机组供热与负荷对应表

通过本次改造后，提高了机组的整体能源利用率，社会效益和经济效益得到了显著提升。

3 辅汽供热改造

经过第一次改造，运行了几年以后，逐渐发现了一些问题：（1）机组负荷较高但供热负荷较低，主气温偏高，所需减温水喷水量少，加上机组负荷和供热负荷都有变动，难以精准控制供热温度；（2）随着周边工厂用热需求越来越大，供热能力已经不能满足用户需求，供热需求已经达到120 t/h。

为了解决这些问题，该电厂提出增设辅汽母管供热的改造方法。由于辅汽母管汽源来至再热器入口，实际上相当于采用了再热器入口抽汽供热，辅汽母管原先设计压力为0.8 MPa；温度250 ℃，安全阀动作压力1.64 MPa。查阅机组相关资料，辅汽母管所用材料可以保证在1.6 MPa，275 ℃条件下长期使用，并且由于辅汽母管原先设有后期机组扩建用的接头，接头靠近供热联箱，改造起来所需管材少，成本低，又可以解决供热负荷较低时减温水调控不稳的问题[3]，因此进行了辅汽供热改造，改造后DCS 系统如图3 所示。

在高供热负荷较高时，引入辅汽，和原先的高温再热蒸汽同时供热，解决了供热负荷较低时的减温水控制不稳问题和高负荷段供热能力不足问题，两路汽源一起供热，使最大供热流量提高至140 t/h。

4 再热器进口抽汽供热

2017 年以后，由于所在区域经济的发展和需求的增大，供热需求总用汽量达到了400 t/h 以上，远远超过了机组能够提供的供热量，加上调峰时候单机运行，供热量更是无法满足，提升供热量的问题迫在眉睫。随着其他电厂也加入供热管网，总计负荷已经超过400 t/h， 且还在不断增长，供热能力又显得不足，准备进行进一步改造。

因此沿用B 方案的改造思路，制定了从两台机组的低温再热蒸汽管道供热蒸汽抽汽接口至供热蒸汽联箱的供热改造方案，低温再热蒸汽的蒸汽参数为4.2 MPa， 312 ℃。具体改造中在蒸汽管道上按介质流向依次设置电动隔离阀、气动止回阀、涡街流量计、快关调节阀组、减温减压器，经过减温减压器后蒸汽参数降低至 1.6 MPa，260 ℃。同时在两条管路中间设置了联络阀，方便两台机互为备用，最后将两路抽汽经快关调节阀减压和减温器减温后汇合至一条管道中，接入到供热联箱的两个DN350 接口[4]。本次方案设计每台机组低温再热蒸汽管道供热蒸汽抽汽量为200 t/h。具体改造后DCS 系统如图4 所示。

图4 再热蒸汽供热改造DCS 系统图

进行本次改造之后，单机运行供热能力达到了200 t/h，由于低再温度一般难以达到设计值312 ℃，且连接管道有散热损失，调节阀有节流损失，减温水阀在不投入状态也可以满足供热需求，这样就大大减少了喷水减温带来的机组能源效率损失。目前，受限于供热连箱通往热网的管道设计限制，只能供热 200 t/h，远期准备从联箱再引一条并行管道出去，实现2×200=400 t/h 的供热能力，进一步提高提高能源的利用效率。

针对改造后容易出现的再热蒸汽管壁超温的问题，是由于低温再热器抽汽量大增，从而影响管壁温度；目前机组为了响应电网号召，提高一次调频能力，机组负荷变化率已经由设计的9 MW/min 调整为 15 MW/min，导致在加负荷过程中，再热器管壁非常容易超温，为此采取了如下措施：（1）增加再热器加温水量，降低再热蒸器温度运行；（2）提高再热器喷水减温调节阀的动作响应速率，避免再热蒸汽出现短时间超温现象；（3）高负荷时燃烧器摆角向下设置负偏 置；（4）合理掺烧煤种，降低再热器温度。

针对供气量增加，又增加了新制水系统，新增制水量167 m3/h，有效地满足了供热需求。

5 结 论

某原有机组设计为纯发电机组，因为社会需求和完成经济效益将机组改造为供热机组，改变了原先设计。同时，由于市场的不断发展，供热也先后进行了高温再热蒸汽供热、辅汽供热、低温再热蒸汽供三次供热改造，并且根据改造后的运行情况进行了机组相关的运行调整，提升了机组的供热能力，满足用户需求的同时也提高了公司的经济收益。通过三次改造，机组积累了一定的供热改造经验，可供同类机组供热的改造进行参考。