陈崇敬,林道川,韦 江,郑作浩,王刚
华能海南股份有限公司海口电厂，海南省澄迈县 571923
摘要：介绍了北重330 MW 级纯凝火电机组改为热电联产机组的必要性、供热改造方案及供热改造后的运行方式。通过对该纯凝机组供热改造的介绍，为今后北重同类型火电机组供热改造提供依据。
关键词：汽轮机;供热;亚临界;节能;改造
1.概述
华能海口电厂位于海南省澄迈县老城经济开发区境内，电厂前后共经历四期工程建设，期间共建成8台发电机组，其中#8、9机组为2台北重330MW纯凝式机组，分别于2006、2007年投产；老城经济开发区于1988年5月23日开始创建，1990年国务院国函（1990）54号文把开发区列为海口三大组团开始开发建设。是海南开发最早，面积、规模最大的开发区。该开发区有海南复达钛白有限公司、海南海协镀锡板有限责任公司和海南椰树集团有限公司等多家企业，形成了一定的用汽规模。随着老城开发区的继续招商引资，园区内用汽企业数量的增加和现有用汽企业扩大再生产引起的热负荷增长，因此大力发展热电联产集中供热工程势在必行。建设热电联产集中供热工程可以使老城工业区迅速、健康地发展，节省大量的锅炉房用地，有利于工业区的合理布局。
兴建热电联产集中供热工程对于改善大气环境质量，营造良好的投资环境，提高人民生活水平，取代企业分散小锅炉，减少燃煤而造成的大气粉尘污染，提高能源利用效率等可持续发展的综合因素，都具有积极的作用。
2.机组主要参数
海口电厂#8/9汽轮机采用北重汽轮电机有限责任公司生产的N330－17.75/540/540，汽轮机，高、中压汽缸分缸，通流部分反向布置，且为双层缸。其汽轮机抽汽系统图如图1所示。
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机组主要参数：
（1） 锅炉
型式：亚临界参数、平衡通风、一次中间再热、固态排渣、自然循环汽包炉、露天布置。
型号：HG-1018/18.6-YM23
最大连续蒸发量： 1018t/h
过热蒸汽额定压力： 18.55 MPa(g)
过热蒸汽温度： 543℃
再热蒸汽进口压力： 4.09 MPa(g)
再热蒸汽温度： 543℃
锅炉保证效率： 92.6%
（2） 汽轮机
名称：亚临界一次中间再热抽汽凝汽式汽轮机
型式：亚临界、一次中间再热、单轴、三缸双排汽、低压缸双分流、凝汽式
型号： N330-17.75/540/540
额定功率： 330MW
最大保证功率： 343MW
主汽门前蒸汽流量： 969t/h
主汽门前蒸汽压力： 17.75MPa(a)
主汽门前蒸汽温度： 540℃
再热汽门前蒸汽压力： 3.86 MPa(a)
再热汽门前蒸汽温度： 540℃
再热汽门前蒸汽流量： 879.5t/h
给水温度： 255.8℃
额定排汽压力： 6.3kPa(a)
3.汽轮机供热改造
3.1.汽轮机回热抽汽管道开孔抽汽
在汽轮机回热抽汽管道上开孔抽汽是最简单的一种抽汽方式。这种抽汽方式不需要对凝汽式母型机做内部结构的修改，仅仅需要与汽轮机制造厂配合后，选一级最接近且略高于工业供汽参数要求的回热抽汽管道上开孔作为工业抽汽口，并考虑此开孔的通流能力是否能满足本级回热抽汽及工业抽汽的100%热备用的总流量要求后就可实现。海口电厂采用高压缸排汽口开孔抽汽的方式。
对于高压缸排汽，由于受到锅炉再热器最小蒸汽通流量的限制，根据锅炉厂资料，再热器入口允许的蒸汽流量负偏差的设计值为在当前负荷时的额定流量的2～5%。经咨询哈尔滨锅炉厂，如果考虑使用再热器汽侧喷水减温调节、摆动燃烧器角度、改造受热面等手段，则高压缸排汽可允许的最大抽汽量一般可提高到53t/h左右，哈锅厂表示之前已有按此种方式成功改造的机组。
汽轮机回热抽汽管道开孔抽汽，虽然可在抽汽管道上加装调节阀对抽汽压力进行减压调节（一般称“体外调节”），但严格来说，汽缸本体开孔抽汽不算可调整抽汽。
海口电厂8、9号机组供热改造时，在每台机组高压缸排汽管道（即再热冷段管道）接出φ194x11抽汽管道，就近布置压力匹配器（后称减压器）。减压器后管道以φ273x7管道接至工业供汽联箱。
3.2.从高温再热管道上开孔抽汽
受高温再热蒸汽压力的限制，此方案所供的工业抽汽压力不超过3.5MPa，同时由于高温再热管道的设计温度同主蒸汽温度（545℃），而工业用户对蒸汽温度的要求为270℃，因此所供抽汽还需要经减温减压后才能供给热用户。
从高温再热管道上抽汽的方案的抽汽量也是有限制的，虽然此方案并不影响通过锅炉再热器的蒸汽流量，但是由于抽汽的分流导致了进入汽轮机中压缸蒸汽流量的减少，这就使作用在中压转子及其各级动叶上的总推力值（此推力方向与中压缸内汽流方向相同）减小，随着从高温再热管道上抽汽量的增加，当中压转子及其各级动叶上的总推力值减小到不足以平衡高压转子及其各级动叶上的总推力值（此推力方向与高压缸内汽流方向相同）时，推力轴承所承受的推力可能为负，此时汽轮机转子有可能出现轴向窜动，甚至是动静部分碰磨，这是汽轮机运行中绝不允许出现的情况。基于以上原因，对于供热改造机组，一般汽轮机制造厂允许从高温再热管道上的最大抽汽约为150t/h。
海口电厂8、9号机组供热改造时，在每台机组再热热段管道接出Di260×20抽汽管道，就近接入减温减压器，减温水由再热器减温水母管开孔接出。减温减压器后以φ377x10管道分别接至工业供汽联箱。
供热改造系统图如图2所示。
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3.3.供热系统阀门布置
两台机组再热冷段及热段抽汽减压器（减温减压器）前均加装一道手动隔离闸阀（Z562Y-PW5410V）、一道电动隔离闸阀（Z962Y-PW5410V）及一道气动快关止回阀（H664Y），用于防止供汽管道的蒸汽倒流入汽轮机而引起汽轮机超速。阀板在正向流体的作用下自由开启，当正向流速消失时，阀板自动关闭，关闭时间小于0.3 秒。
再热热段减温水管道上配置一道电动调节门(T961Y-200)，以调整热段抽汽温度至用户需求的温度范围。该调节门前后各设置一道手动隔离闸阀（J61Y-200），可在机组运行中对该调节门进行隔离检修。
两台机组再热冷段及热段抽汽减压器（减温减压器）后管道加装一安全阀（A48Y-40，整定压力1.76MPa）及一道旋启式止回阀（H44H-25），用以防止管道超压及供汽联箱内蒸汽倒流。
四段抽汽管至工业供汽联箱前均加装一道手动隔离闸阀（Z41Y-25），以便供热系统运行时对该段管道进行隔离检修。
工业联箱上设置了两道安全阀（A48Y－40 DN200，整定压力1.76MPa），至热用户设置了一道旋启式止回阀（H44H-25 DN450）防止用户蒸汽倒流。止回阀后分别设置一道大管径的电动闸阀（Z941H-25 DN450）及小管径的电动闸阀（J941H-25 DN50）。该小管径电动闸阀作为系统入系前暖管时使用。
3.4.供热管道材质选用
各管道选用材质、实际使用蒸汽温度及推荐或允许上限使用温度如表1所示：
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3.5.凝结水补水系统配套改造
#8、9机组供热改造后，凝汽器补水量增大，原补水管不能满足补水量的需求，考虑到投资和运行操作的方便性，在保留原补水管前提下，新增一套供热制水系统，从供热制水储水箱直接引一条φ159mm补水管道，至6米层处分两路进入凝汽器A、B侧，每侧补水设有调节门、调节门前后隔离门、补水旁路门。为保证凝汽器的除氧效果，对凝汽器新增补水系统进行加装喷嘴改造，改造后不但可以提高凝汽器的除氧效果，还能提高凝汽器的真空，有利于机组的运行。改造后的凝汽器补水系统如图3所示。
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4.供热系统的运行
华能海口电厂供热改造以后，其抽汽方式为：#8、9机组均采用冷、热段抽汽至供热蒸汽联箱（容量为140t/h、压力1.6MPa、温度322℃），汇总后向厂外企业供汽。冷段通过减压器，将原4.2MPa，329℃蒸汽减压为1.6MPa，322℃蒸汽。热段通过减温减压器，将原4.1MPa、540℃蒸汽和给泵中间抽头来减温水（10MPa，180℃）汇总减温减压变为1.6MPa、322℃蒸汽。各抽汽管道减压器（减温减压器）均配备电动调整门。调整门均通过设定压力进行调节（供汽量的变化反应在联箱压力的变化上）。
机组在额定工况下运行时，在保证#8、#9机组电负荷不受影响的前提下，单台机组最大供汽量为70t/h左右。即两台机组抽汽量为140t/h，且不回收。单台机组从其再热冷段可抽取40t/h，再热热段可抽取70t/h蒸汽（含减温水量），经减温减压后至供热蒸汽联箱，不会对锅炉及汽轮机的安全运行造成影响。
为免干扰，两台机组同时供汽时，只能一台机组的减压器/减温减压器为自动状态，另一机组减压器/减温减压器处于手动状态，且机组冷、热段抽汽仅一路置为自动。本着机组安全运行为前提，高效、可靠地向热用户供汽，制定了三种运行方式：
运行方式一（供汽量<40t/h）：正常情况下，两台机组冷段平均向外供汽，其中一台机组的冷段减压器设置为自动状态，另一机组冷段减压器为手动状态。
运行方式二（40 t/h <供汽量<80 t/h）：以两台机组冷段供汽为主，投入#8、9机组其中一热段供少量蒸汽为辅，其中一机组冷段减压器全开，另一机组冷段减压器设置自动状态。
运行方式三（80 t/h <供汽量<110 t/h）：两台机组冷段抽汽减压器全开，其中一机组热段减温减压器置自动状态。
上述三种运行方式，任一机组跳闸，对机组安全、电负荷及供热用户影响为最小。
5.供热期间运行注意事项
5.1.由于机组供热期间会影响锅炉再热器的蒸汽流量，极易引起锅炉再热器超温，因此监盘人员应根据机组热负荷合理调整电负荷，严格控制再热汽出口温度变化，严禁再热汽温、壁温超限运行。如发现再热器温度上升较快，可通过调整供热压力、再热器减温水或机组降负荷运行。
5.2.加强对供热机组主再蒸汽参数、轴位移、差胀、监视段压力、轴承振动及温度、再热器各段管壁温度等参数变化的监视。若某一参数因供热超出允许范围，则减少本机组供热量并联系相邻供热机组作相应调整。
5.3.根据供热量情况，及时调整凝汽器补水量。机组正常运行中，供汽量应与除盐水补水量均衡，检查凝结水溶解氧≤30μmol/l。通过除盐水母管向凝汽器补水时，应密切监视除盐水母管压力，严防凝汽器真空急剧下降，如除盐水母管压力低于0.15MPa时，则联动关闭A、B补水调门并报警，并及时通知化学调整增加除盐水泵维持除盐水母管压力正常，如不能在很短时间内恢复补水母管压力，应减少对外供汽或调整电负荷。
5.4.再热冷段、热段并汽运行时，压差、温差控制在±0.2MPa，±15℃。
5.5.热用户突然停用汽，减压器(减温减压器)后压力与设定值偏差大时，自动置手动，应及时调整供汽压力，防止超压安全门动作。
5.6.为了防止汽轮机超速，在汽轮机四段抽汽管道上均安装了高性能的气动快关止回阀（H664Y），设计了汽轮机跳闸与向供热系统电动门的联锁，当汽轮机跳闸时，联动跳闸机组冷/热段抽汽电动隔离门关闭。向热网供汽期间，要定期进行止回门活动试验，以防止止回门卡涩、不能迅速关严。向热网供汽电动门联锁保护失灵、不能电动关闭时，严禁向热网供汽。
6.结语
为贯彻国家能源政策，纯凝机组供热改造的市场需求越来越强烈。海口电厂供热改造后，2019年全年售汽量达19.243万吨，供汽用户34家，平均每小时供汽量约为30t，机组供热期间约可降低发电煤耗3g/kwh。海口电厂在不影响电负荷的同时向厂外供热，提高了机组的综合经济性，符合国家减排精神，为电厂创造了更大的经济效益和社会效益，也为其他同类型机组的电厂供热改造提供了依据。
参考文献：
[1] 周 琳,谭 锐,卫栋梁. 东汽纯凝600MW级火电机组供热改造探讨[J].东方电气评论，2012,26：8-13.
[2] 中国动力工程学会．火电发电设备技术手册( 第二卷):汽轮机.北京:机械工业出版社.1998
[3] 孙卫东. 110MW汽轮机供热改造与运行[J].全国火电100MW 级机组技术协作会第五届年会论文集
作者简介：
姓名：陈崇敬
职称：助理工程师
专业：集控专业
工作单位：华能海南发电股份有限公司海口电厂
邮编：571923