摘要：本文通过对西宁发电分公司两台660MW纯凝机组进行的供热改造情况进行分析，比较不同抽汽供热方式对汽轮机、锅炉运行的安全性和经济性影响程度，得出一套适合西宁发电分公司的供热改造方案，在做到投资低、机组影响小、供热安全平稳的情况下，最大限度的为电厂供热改造服务
关键词：660MW；火电机组；供热改造；技术
1概述
西宁市集中供热发展较快，目前在西宁城区已基本实现集中供热，是青海省较快实现集中供热的地区之一，现有集中供热面积已达1200万㎡。按照西宁市供热规划的设计，未来5年之内西宁市下辖多吧镇、甘河工业园区、湟中县城均要实现集中供热，供暖面积达到1000万㎡。该部分供热热源均由西宁发电分公司提供，故西宁发电分公司对现有的两台660MW纯凝机组进行热电联产改造。
本次供热改造工程，将1、2号纯凝机改造为供热抽汽机组。工程实施后，可以替代采暖小锅炉，对节约资源、降低能耗、改善环境具有良好的经济效益和社会效益。改造后的1、2号汽轮机组每台最大抽汽400t/h，蒸汽压力0.8MPa，温度335℃，额定工况时，两台机组总抽汽量为800t/h。
在西宁发电分公司厂区内设计热网首站，供热采用二级换热闭式循环系统，即在厂区内设一级换热站，从改造后的汽轮机组引出采暖蒸汽至热网首站---将热网循环水加热至130℃-----然后送至供热站即二级换热站-----经水水换热站与热力公司二级管网进行热交换-----回水70℃、0.3MPa回到电厂一级换热站。换热站凝结水送回本机的凝结水系统，补水由化学专业的除盐水补到热网循环水泵的入口
供热首站已经于2018年5月开工，正逐步进行调试工作，2018年冬季投入商业运转,实现供热面积150余万平方米，270-310GJ/h的供热能力。
2纯凝机组改供热的可行性
2016年3月，西宁发电分公司提出660MW机组供热和提高机组效率问题，与此同时西宁发电分公司陆续对同类机组的电厂进行了实地调研，在此期间还咨询了汽轮机的制造厂。通过调研，我们获得了大量有价值的信息，对供热改造方案的最终确定有重大指导意义。
2017年3月，国家电投上海成套院进行了660MW机组供热改造工程的可研报告后，结合先期同哈汽厂交流和其他厂的调研情况，认为西宁发电分公司公司660MW纯凝机组改供热是可行的；
西宁发电分公司采用的汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造的引进型660MW超超临界汽轮机，最近几年由哈汽厂提供方案的先后有13台以上机组改为供热机组。改造方式和主体设备位置基本一致，我们吸取已改造厂的成功经验，结合哈汽厂的先进技术，认为进行660MW纯凝机组改供热是可行的。
3纯凝机组改供热的过程
3.1改造原则
3.1.1维持现有锅炉、发电机不变，维持现有汽轮机轴承支撑系统、滑销系统不变，在保留汽轮机基础、汽轮机外缸的前提下进行改造。
3.1.2采用全三维热力设计技术，通过对高、中、低压通流部分进行技术改造，达到提高机组出力、抽汽供热、节能降耗的目的。
3.1.3改造中汽轮机的下半缸不动，高中低压外缸不变，高、中、低压隔板套原支撑方式不变，改造后对基础负荷基本无影响。
3.1.4热力接口参数和结构对接参数须匹配，汽轮机保持原有热力系统不变，改造后机组热力参数变动应在现有热力设备设计允许范围内。
3.1.5改造中使用原机组的高中压和低压转子。
3.1.6改造后的机组在纯凝运行时的各缸效率及热耗于达到或优于原设计值。
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3.2改造方案
3.2.1经过调研，我公司采取《连通管上打孔增加抽汽蝶阀》的方案。该方案优点：只需在连通管上打孔引出一根￠820×9抽汽管道作为供热汽源，机组改动不大，改造投资少，见效快。
3.2.2更换中低压连通管为波纹膨胀节式连通管(曲管压力平衡室)；
3.2.3连通管加装抽汽蝶阀及供热三通；
3.2.4增加抽汽系统（含安全门、气动逆止阀、液动快关阀、液动调整蝶阀）；
3.2.5抽汽管道增加波纹管及各种弹簧支吊架和各类支座及固定装置；
3.2.6增加供热抽汽控制逻辑；
3.2.7中压末级叶片结合通流改造进行加强性改造。
4安全运行的影响分析
4.1对锅炉运行安全性的影响分析
西宁发电分公司660MW锅炉在最大续出力(BMCR)工况试验时的主蒸汽流量为2090t／h，因此采用冷再、热再、中排三种抽汽方式进行120t／h的供汽量时，机组额定负荷的主汽流量都小于2000t／h。由此可知，锅炉的蒸发量完全可以同时满足发电、对外抽汽供热的需要，且还有富余量。三种抽汽方式对锅炉再热器的影响却是不同的。采用热再抽汽供汽时，引起流经过各受热面的蒸汽流量都增加，此时锅炉的减温水量比不抽汽工况相应负荷时略有增加，在不同负荷时，减温水量随机组抽汽量的变化不大，类比于锅炉热负荷逐步增加的影响因素。经核算，只要机组的主蒸汽流量低于2090t／h内，锅炉过热器、再热器都可以保持在安全的工作状态。采用后两种供汽方式时会引起锅炉过热器蒸汽流量的增加、再热器的蒸汽流量的相对减少。随着进入锅炉燃料量的增加，炉膛热负荷将大幅提高，导致过热器传热量增加，同时由于再热器的蒸汽流量减少，单位传热增加，这双重结果叠加，会使得再热器出口蒸汽温度的大幅上升，导致再热器喷水流量的需要量增加较快。经锅炉厂家核算，冷段抽汽量超90t／h以上，再热器将超温，喷水减温水量已超出原锅炉设计范围。该方案受到锅炉再热器的限制。因此，为满足锅炉再热器要求，在供汽量较大时，应两台机组必须同时运行，如供热量较大，此时将有可能满足不了电网调峰需要。如既要保证供汽，又要保证电网调峰要求，而且还要保证锅炉的安全运行，则必须对原锅炉再热器系统进行改造。当采用压力匹配器方案时，由计算可知，当机组为75％THA工况时，此时冷再抽汽量为88.9t／h，才能保证满足匹配器出口流量为120t／h。如低于75％THA工况时，为保证供热负荷和锅炉再热器安全，需要把热负荷分担到两台机组上。
4.2对汽轮机运行安全性的影响分析
西宁发电分公司660MW汽轮机在高压调门全开(VWO)工况试验的最大出力达735MW，反映出汽轮机具有较大的通流能力。当采取抽汽供热时，将会导致汽轮机高压缸蒸汽流量增加同时中压缸蒸汽流量相对减少。以弗留格尔公式为基础，根据汽轮机高、中压缸通流级段的流量变化状况，对汽轮机高、中压缸最末几个压力级承担的蒸汽压降、焓降状况进行了核算，确认其在允许的安全范围之内。另外，经咨询汽轮机厂家，由其经过校核计算得出，汽轮机能够承受由于热再、冷再或压力匹配器方案抽汽造成的轴向推力等方面的变化，不需要作任何改造，只需在机组运行期间加强对推力瓦块的温度监视即可。
4.3对辅助设备运行安全性的影响分析
根据汽轮机厂的抽汽平衡图，在120t／h供热且机组功率达到660MW铭牌功率的前提下，主蒸汽流量和再热蒸汽流量均小于设计条件下的VWO工况。因此，锅炉的蒸发量能够满足供热工况的要求，制粉系统和风烟系统也能满足要求；汽水系统及其设备(如给水泵、凝结水泵等)也能够满足供热工况的要求。
5结论
在当前推进能源革命的大背景下，热电联产将迎来新一轮难得的发展机遇，智能化、清洁化、规范化将是其重要的发展特征，其在燃煤发电领域的地位将更加凸显。现有大中型燃煤机组一般处在中心城市边缘且在有效供热半径内，进行集中供热具有明显区位优势，比新投资建设热电项目节省成本；中小热电厂及企业自备电厂采用新技术，优化供热运行，进行超低排放、超低能耗改造，力争经济效益更可观。在当前国家全面推动生产革命背景下，进一步提高机组和热网智能、高效化运行水平，充分挖掘供热节能潜力，势在必行。
参考文献
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[4]仲满.600MW纯凝汽轮机供热改造研究[J].建筑工程技术与设计,2015(33).
论文作者:文壮选
论文发表刊物:《防护工程》2018年第26期
论文发表时间:2018/12/18
标签：机组论文; 汽轮机论文; 西宁论文; 锅炉论文; 蒸汽论文; 工况论文; 流量论文; 《防护工程》2018年第26期论文;