300MW机组超高背压供热分析
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【摘 要】通过300MW机组超高背压供热分析，在不同负荷和中压缸抽汽工况下调整乏汽与抽汽占比降低机组热耗率，提高机组热效率保证机组安全经济运行满足晋城市供热需求。
【关键词】热耗率；热效率；乏汽；抽汽
根据环保部门加强环境保护、加快取缔小锅炉的进展情况，恒光热电、热力公司锅炉目前承担的约1000万平方米的供热面积就出现缺口，晋城市政府希望国投晋城公司热电厂开展供热改造，以填补晋城市近期供热缺口、满足供热需求，届时国投晋城公司热电厂将承担约2200万平方米的供热面积。
1 机组设备概况
某2×300MW空冷供热机组锅炉采用北京巴布科克·威尔科克斯有限公司生产的B&WB-1065/ 17.5-M型单炉膛、平衡通风、中间一次再热、亚临界参数、自然循环单汽包锅炉；采用四台双进双出钢球磨正压直吹式制粉系统，“W”形火焰燃烧方式，锅炉燃用煤质属于低挥发分、高热值无烟煤。汽轮机采用上海汽轮机有限公司生产的CZK300-16.7/0.4/538/538型亚临界、一次再热、双缸双排汽、直接空冷、抽汽凝汽式汽轮机。
高背压供热机组，使用热网循环水作为热网凝汽器的冷却水，由于热网循环水代替了空冷风机，所以机组背压对热网循环水回水温度和流量的变化比较明显。机组背压上升时有效的处理办法，迅速启动备用空冷风机运行同时降低机组负荷。背压较高且低压缸排汽量较少时，会造成容积流量减少叶片动应力增加，造成效率的大幅下降并产生鼓风，使排汽温度过高，影响机组安全运行。#1机组背压不允许超过32Pa，低压缸排汽温度不允许超过79℃，#2机组背压不允许超过54KPa，低压缸排汽温度不超过93℃。
2 机组超高背压供热条件
#1机组汽机本体未进行改造，新增1A、1B热网凝汽器，#2机组汽机低压缸进行改造末级叶片对称减少2级，同时新增2A、2B热网凝汽器。
#1、#2热网站热网循环水回水分别先经过#1机1A、1B热网凝汽器，利用汽轮机排汽加热，水温由57℃加热至72℃，再经过#2机2A、2B热网凝汽器，利用汽轮机排汽加热，水温由72℃加热至82℃，然后分别进入#1、#2热网站经热网循环泵升压，分别送至四台热网加热器入口母管，进入热网加热器，利用机组五段抽汽继续加热提高温度，满足供热要求。
#1、#2机高背压供热系统热网凝汽器的蒸汽分别由#1、#2机低压缸排汽至空冷岛排汽管道抽出，接带1A、1B、2A、2B 凝汽器，通过调整空冷岛背压和进汽隔离阀，调节热网凝汽器进汽量。#1机汽轮机排汽口背压最高可提升至34KPa，排汽温度最高72℃。#2机汽轮机排汽口背压最高可提升至54KPa，排汽温度最高82℃。1A、1B凝汽器的凝结水通过自流排入#1机组排汽装置。2A、2B凝汽器的凝结水通过自流排入#2机组排汽装置。
#1、#2机高背压供热系统四台凝汽器分别设置一套检漏装置，运行中监视热网凝汽器管束泄露情况。
#2机组背压提高后，凝结水温度升高，为了防止对精处理树脂造成损坏，在#2机组凝结水泵后增加凝结水冷却器，利用热网循环水回水冷却凝结水。
#2热网站#8、#9热网循环泵电源分别取自#2热网6KV A段、B段，采用变频调节，#6、#7热网循环泵电源分别取自热网6KV A段、B段，工频运行。
高背压供热系统直流电源分别取至#1、#2机组直流系统，DCS热控电源取自#2机组DCS电源；阀门控制配电柜设置在#2热网站，电源一路取自热网PCC段，另一路取自热网PCD段，两路电源可实现自动切换。
可见，机组实现超高背压供热，在保证汽轮机安全稳定运行的前提下，增加供热能力，降低机组能耗水平，进一步满足晋城市居民供热及环境保护要求。
3 #2机组超高背压供热分析
通过上表相关参数对比，得出如下结论：
1）#2机在热网凝汽器进口温度51-53℃时，热网循环水流量11629-12851 t/h时，背压由25KPa上升至30KPa时，乏汽供热量增加1574GJ；背压继续由30KPa上升至35KPa时，乏汽供热量增加5663GJ；背压继续由35KPa上升至40KPa时，乏汽供热量增加928GJ；背压继续由40KPa上升至45KPa时，乏汽供热量增加1955GJ；
2）热网循环水回水量下降、回水温度升高和低压缸蒸汽流量增大均会导致高背压机组背压升高，因此背压升高的处理原则即让上述参数反向变化。但由于热网循环水回水参数与热力公司一级管网和设备的运行方式及换热量有关，不可能成为电厂完全可控的因素，因此机组背压快速上升时有效的处理原则启动备用空冷风机运行，同时降低机组负荷。
3）如何维持超高背压机组运行的最经济工况
机组带采暖抽汽工况，由采暖抽汽和乏汽同时供热，随抽汽量增加，低压缸通流量降低，机组凝汽器背压降低，高背压供热量减小，因此机组热耗率反而上升、热效率下降，同时在相同的主蒸汽流量情况下，机组发电出力也降低。为保证机组和全厂的经济效益，应优先采用#2 机组高背压供热，其次再投用压力逐渐增高的供热抽汽。根据青岛公司性能试验，我公司所采取的的具体控制要求是：带同样电负荷时，先要使#2机组热网凝汽器满负荷运行，即控制#2 机低压缸排汽背压不低于45KPa，再调整抽汽流量控制电负荷；环境温度降低及循环水量增大时要及时调整#2 机组中压缸抽汽流量及#1机组背压来满足#2机背压不低于45KPa、同时满足电负荷的需求。
通过上表相关参数对比，得出如下结论：
机组负荷、回水温度及流量基本不变的情况下，乏汽占比由49%上升至55.06%，供电煤耗降低3.7g/kwh，折算后乏汽占比每上升1.53%，供电煤耗降低0.93g/kwh.
4）低压缸排汽温度的控制和调整
（1）低压缸排汽温度和热网凝汽器真空的关系
热网凝汽器真空就是低压缸排汽压力低于大气压力的数值，低压缸一般处在饱和的工作状态下，低压缸排汽压力与低压缸排汽温度为对应饱和关系，因此热网凝汽器真空也应与低压缸排汽温度一一对应，且热网凝汽器真空越高时低压缸排汽温度越低。但实际高背压供热机组在运行中，会出现低压缸排汽温度不随背压变化而独自異常飞升的情况，这种情况发生在机组负荷较低而背压较高时，低压缸蒸汽流通量较少就会产生末级叶片过热、排汽温度飞升。
（2）降低低压缸排汽温度上升的有效措施
当低压缸排汽温度大于对应压力下的饱和温度时，降低运行机组背压或增加运行机组负荷。
4 结语
通过超高背压供热分析，提高机组能耗水平最有效的办法是低压缸排汽（乏汽）全部利用供热。
（作者单位：山西中煤华晋晋城热电有限责任公司）
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