浅谈600MW超临界纯凝机组供热改造

欧国海

（佛山电建集团有限公司，广东 佛山 528000）

近年来，我国大力推进工业园区建设和产业集聚发展，工业园区、产业聚集区的用热快速增长，但供热主要仍以低效分散小锅炉为主，且大部分为污染严重的燃煤燃油锅炉，关停淘汰这些分散供热锅炉，有利于解决烟尘和SO2污染等环保问题。在倡导低碳经济发展背景下，对工业园区周边现有纯凝发电机组供热改造，实行对工业园区集中供热，既符合清洁供热政策，又增加了电厂的经济收益。本文以某电厂2×600MW纯凝燃煤机组供热改造为例，对相关方面分析探讨，旨在为同类型机组改造提供参考。

1 机组概况

该电厂总装机容量为2×600MW超临界纯凝燃煤发电机组。1#&2#汽轮机型号为N600—24.2/566/566，是超临界、中间一次再热、三缸四排汽、单轴、凝汽式汽轮机，采用8段非调节抽汽。1#&2#锅炉是超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛，一次中间再热，四角切圆燃烧方式，平衡通风，全钢架悬吊结构Π型露天布置、固态排渣，锅炉定压运行额定工况（ECR）和最大连续负荷工况（BMCR）的主要参数如表1所示。

表1 锅炉的主要参数

2 供热负荷现状

目前，距离某电厂8公里的中国（三水）国际水都饮料食品基地（下称“水都基地”）有14家用汽企业，平均用汽量已达到80t/h，用汽峰值约160t/h，预计未来用汽量将持续攀升，平均用汽量将达到100t/h，峰值将达到200t/h，年用汽量约65万t，水都基地的企业对蒸汽参数需求温度均不大于300℃、压力均不大于1.8Mpa。这样，电厂机组经过合理改造，实现集中供热是能满足水都基地供汽要求的。

3 供热改造的抽汽技术

供热改造的抽汽技术有光轴供热改造抽汽、打孔抽汽、利用压力匹配器抽汽等多种技术，电厂可结合供热负荷的实际运行情况，因地制宜，按机选型，以保证机组改造的经济效益。

3.1 光轴供热改造抽汽技术

光轴供热改造就是将纯凝汽轮机改成高背压式供热机组，拆除低压转子，更换成一根无叶片的光轴，光轴连接高中压转子与发电机，起到传递扭矩的作用。主蒸汽由高压主汽门、高压调节汽门进入高中压缸做功，通过新增的管路将中压排汽全部引出接入供热母管。采用此技术的供热蒸汽压力为1.0MPa以下，其优点是能尽量多地回收乏汽余热量，可实行较大范围供热，但汽轮机要做较多的匹配性技术改造，解决相关问题，如低压转子改造要解决改造后的转子重量、临界转速要与原低压转子接近等问题，以免发生汽轮机振动故障；又如在机组运转过程中，光轴与低压缸里的蒸汽发生摩擦，产生鼓风热量，容易出现超温现象，这需要解决引入冷却蒸汽问题。

3.2 打孔抽汽技术

打孔抽汽技术就是在过热器出口管道、再热冷段、再热热段、中低压连通管等位置开孔抽汽，过热器出口打孔抽汽的供热蒸汽压力为4.0MPa等级，再热冷段、再热热段管道打孔抽汽供热蒸汽压力为1.0～2.5MPa，中低压连通管打孔抽汽供热蒸汽压力为1.0MPa以下。根据供汽要求，选择在相应位置开孔引出蒸汽支管，将抽出的高温蒸汽减温减压后接入供热母管。打孔抽汽属非调整抽汽，其供热参数随机组电负荷变化，需经汽轮机外部的减温器调节，才能满足供汽要求。

3.3 利用压力匹配器抽汽技术

压力匹配器的基本原理和蒸汽喷射压缩器相同，将高于供汽压力的抽汽(一般从再热冷段或热段抽汽)作为驱动蒸汽，引射低于供汽压力的抽汽(一般从中低压连通管或从中压缸排汽口抽汽)，两种蒸汽混合后输入供热母管。为了适应抽汽供热要求，与汽轮机调节汽门的喷嘴调节相似，压力匹配器采用多喷嘴结构，根据外供汽量的大小，调整喷嘴开启的数量及开度，以保证在外供汽量变化时，压力匹配器能保持较高的效率。此技术属可调整抽汽，在汽轮机内部能调节供热参数。

4 供热改造方案

该电厂供热改造方案应遵循以下原则：（1）抽取蒸汽不影响机组正常发电且要满足供汽要求，抽汽参数尽可能接近用汽参数；（2）尽量避免主机的改造；（3）供热管线布置不影响正常运行及检修，于主机的接口及过渡利用机组的大、小修期间完成。因此，该电厂不采用光轴供热改造抽汽技术，在选择采取打孔抽汽还是利用压力匹配器抽汽时进行如下分析。

如果采用打孔抽汽，根据水都基地供汽要求，就要从高温再热器后的再热热段管道（蒸汽压力为4.17MPa，蒸汽温度为566℃）上开孔抽汽，采用此技术优点是系统简单，控制、调节及布置方便。缺点是属非调整抽汽，将高品质的热源蒸汽直接减温减压至低品质蒸汽，热经济性较差；减温器及其进汽之前的管道、阀门等设备材料要选用耐高温高压的耐热钢，以及开孔、焊接等部位要按照技术规范进行热处理，才能满足安全要求，改造费用相对高；采用再热热段抽汽供热，会引起再热器受热面内工质质量流速上升，换热效果增强，再热器容易超温，这会影响锅炉的安全运行。如果利用压力匹配器抽汽，根据水都基地供汽要求，可引再热冷段蒸汽作为驱动蒸汽，引射中压缸排汽，这样引汽温度相对再热热段开孔抽汽温度要低，所取用的管道、阀门等设备材料可用低合金钢即可，焊接工艺简单，改造工作量小，运行灵活，调节范围大，缺点是从再热冷段抽汽，使进入再热器的蒸汽量减少，再热器容易超温，影响锅炉的安全运行，这与打孔抽汽相类似。

经过计算论证（在这不详述）以及结合上述的分析，该电厂最终采取了利用压力匹配器混合高排蒸汽+三段抽汽改造方案（改造系统简图如图1所示），即利用高压缸排汽（再热冷段蒸汽）作为压力匹配器驱动蒸汽，引射机组的三段抽汽，将混合蒸汽输送到供热母管，供汽最高压力可达1.8MPa，最高温度可达300°C，2×600MW机组最大供热蒸汽量可达200t/h。从机组THA工况热平衡图查到的蒸汽参数（如表2所示）可知，在50%及以上负荷工况通过喷嘴调节均可满足水都基地供热蒸汽参数要求。

表2 600MW汽轮机纯凝工况蒸汽参数

图1 改造系统简图

5 改造实施与解决问题

5.1 主要的蒸汽管道配置

在每台机组的冷再热蒸汽管道各引出一根蒸汽管道（OD273×6.5），作为驱动蒸汽分别接入压力匹配器。每台机组的三段抽汽管道各引出一根蒸汽管道（OD219×8），作为引射蒸汽分别接入压力匹配器。压力匹配器由多芯针型调节阀、压力匹配器本体、可变喷嘴调节水阀、减温器本体等模块组合。压力匹配器出口管道（OD325×7.5）在T3转运站附近合并为一根蒸汽管道（OD426×9），经厂区新建管架与厂外供热蒸汽管道相接。

5.2 主要的阀门配置

高排蒸汽出口至压力匹配器入口按介质流向依次设置快关阀、止回阀，三段抽汽出口至压力匹配器入口按介质流向依次设置快关阀、调节阀、止回阀，在高排蒸汽出口止回阀后接出一路作为压力匹配器的旁路接至减温器入口。压力匹配器出口至供热母管的管道上按介质流向依次设置流量计、电动截止阀。

为防止汽轮机超速和进水，当锅炉MFT或热网事故时，应立即隔断机组与热网的联系，因此，抽汽管道上设置快关阀和止回阀。快关阀是机组的一级保护，止回阀主要用于汽轮机超速保护，同时兼作防止汽机进水的二级保护。三段抽汽出口调节阀主要对蒸汽的流量进行调节。

5.3 供热蒸汽凝结水补水及除氧的问题

单台机组供热改造凝结水补水量为100t/h，由化水补入凝结水补水箱，再通过补水泵补入凝汽器，在凝汽器B(LP)喉部增设一套补水装置，以达到凝结水补水的除氧目的。

该电厂已按纯凝工况建成锅炉补给水处理系统，系统水源为西江水，系统出力为101m3/h。系统出力不能满足机组供热工况的要求，需另外建设一套锅炉补给水处理系统，系统出力要满足机组供热量的需求，即出力按照200m3/h设计，并配置2台500m3的除盐水箱。这样联合已有的锅炉补给水处理系统，总出力为301t/h，除盐水箱容量为2×3000+2×500=7000m3。设备出力和除盐水箱的配置可以满足2×600MW机组启动、事故和纯凝工况及供热工况的补水需求。

5.4 再热冷段抽汽易引起再热器超温的问题

从再热冷段抽汽会使进入再热器的蒸汽量减少，容易引起再热器超温，影响运行安全。参照某660MW超超临界锅炉再热蒸汽允许最大抽取量的计算方法，可知该电厂单台机组在100%负荷时的再热冷段最大抽汽量100t/h、在75%负荷时的再热冷段最大抽汽量50t/h、在50%负荷时的再热冷段最大抽汽量25t/h均不会引起再热器超温，再热器壁温均具有一定温度安全裕量。但在实际运行中，特别是在机组连续加负荷、启动或停运磨煤机操作等工况扰动时，再热器难免出现超温，此时，运行人员可根据锅炉自身的汽温调方式，将再热器烟气挡板关至最小开度10%，让部分烟气旁路过部分再热器管，降低过热度，也可以采用事故喷水减温。

5.5 供热改造效果

供热改造完成后，该电厂2×600MW机组在2020年的年供汽量为60万t，年发电量为502758.80万kWh，年总用煤量为1569000万t，供电标煤耗为301.35g/kWh，对比纯凝发电机组时的供电标煤耗311.91g/kWh，煤耗降低了10.56g/kWh，改造后每台机组每年可节约标煤32950t。

6 结语

利用压力匹配器抽汽进行供热改造，将600MW纯凝燃煤机组改变为热电联产机组，成功实行了对周边工业园区集中供热，既降低了厂发电煤耗，增加了发电企业收益，又对当地的节能减排有贡献，经济、环保、社会等方面效益显著。