循环流化床135MW纯凝机组的供热改造

摘要：文章针对135MW纯凝机组以投资最少，对原有系统影响改动和改动最少，尽快投入供热为前提下，在技术层面上从汽轮机叶片强度、轴向推力、锅炉再热器壁温等方面进行改造可行性分析，并通过投入生产后的实际数据证明供热改造是行之有效的节能降耗措施。

关键词：135MW；纯凝机组；供热改造；再热器；超温

中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1009-2374（2013）19-0069-03

某电厂为满足“上大压下”对容量替代的要求，收购到了当地几个小型热电厂的容量，按照“机组可以停、锅炉可以停、用户用汽不能停”的原则，为了满足原先用户的用汽需求，电厂必须尽快解决供热问题；另外，为响应国家“节能减排”的号召，纯凝机组改造为供热机组势在必行。

1 机组及热负荷情况

该电厂目前有一台循环流化床135MW燃煤机组，其中135MW汽轮机是上海汽轮机有限公司采用引进的西门子-西屋公司先进技术、经多次优化设计而生产的超高压，中间再热，双缸双排汽，冲动、单轴凝汽式汽轮机；锅炉是上海锅炉厂有限公司引进美国阿尔斯通公司引进的CFB锅炉先进技术而设计、制造的超高压中间再热、单汽包自然循环流化床锅炉，后烟井内布置对流受热面，过热器采用两级喷水调节蒸汽温度，再热器采用以烟气挡板调节蒸汽温度为主、事故喷水装置调温为辅。

根据现场调研，关停热电厂的热用户需求除现有供热机组提供外，峰期缺口为70t/h（P为0.98MPa，t为300℃）。

2 机组供热的技术分析

通过对凝汽机组供热改造资料的收集及周边其他机组改造情况的调研，结合该厂目前实际情况，确定机组供热改造原则如下：（1）改造后供热量最大70t/h，且在能保证供热的前提下尽量不对汽机和锅炉本体进行改变原有性能参数的重大变动；（2）在保证机组安全的前提下尽可能降低投资成本，最终达到节能降耗的目的。

2.1 汽轮机本体

根据以上改造原则，我们决定采用再热器冷段蒸汽即高压缸排汽作为供热的汽源。因再热器冷段抽汽量超出设计允许值（再热蒸汽量的10%～15%），将改变汽轮机高中压缸动叶的强度及应力分布，同时改变了原有的轴向推力，因此需对最大抽汽量下的叶片强度及轴向推力进行安全校核。

2.1.1 强度校核以汽轮机阀门全开最大抽汽70t/h时的强度工况确定为高压动叶强度校核工况。机组在抽汽工况运行时，相对纯凝汽工况而言，其工况更复杂、更恶劣，因而对机组提出了更高的要求，尤其是高压末几级动叶片；而对高压动叶而言，强度工况为最危险工况。经过详细计算，高压动叶安全性均合格，可确保机组在抽汽工况下安全连续运行。

2.1.2 机组轴向推力校核由于汽轮机由单流高压缸、单流中压缸和双流低压缸组成，调节级采用与高压缸汽流方向一致的顺流布置，高中压合缸，低压缸对称双流，推力相互抵消，自然平衡。因此，推力平衡仅为高中压缸的推力及平衡活塞之间的平衡。现以下列工况作为推力计算考核工况：主蒸汽440t/h+2#70t/h抽汽工况；主蒸汽300t/h+

2#70t/h抽汽工况；主蒸汽250t/h+2#70t/h抽汽工况。计算结果见表1：

参考表2，根据表1计算结果可知：机组进行供热抽汽改造后机组的推力及轴承比压均在允许范围内，满足对推力轴承安全性要求。

2.2 锅炉再热器

在锅炉再热冷段最大抽出70t/h时，再热器进汽流量减少约20%左右（具体见表3），且受热面内工质流量流速下降，冷却传热效果变差，势必造成再热器超温。另改造前，在运行中，一直存在再热器中间出口壁温较高且超出前后约40℃～50℃的情况，因此必须对再热器系统的安全性进行校核。

按照投入抽汽70t/h前后工况对再热器壁温进行计算，结果如表4所示。

从以上计算结果来看，再热器高温段管组的金属SA213-T91壁温已经超过了材料的最高许用温度，须对再热器进行改造才能满足安全运行的需要。后因改造工期短、订货周期长，且在实际运行中监视再热器中间出口最高壁温最高为580℃等因素，本次仅考虑再热器局部改造，即通过降低适当减小两侧部分再热器进口管子的通流面积（即减小管径）使两侧部分管子的阻力增加，降低管组内的蒸汽流量，从而使整个管组的蒸汽流量趋于平均的方式降低再热器出口中间段温度。其次，在运行中可适当降低再热汽温。再次，加强管壁金属温度的监测，通过烟气挡板和喷水手段，将超温控制在10℃以内。

2.3 机组补水

根据热用户用热性质，冷凝水无法回收，也就是说机组供热后需进行补水，最大增加至原来补水量的10倍以上。采用原热电厂制水系统（制水能力60×2t/h）提供补充水，并将原有的补充水管道由DN80管更换为DN150管道。

3 工程情况介绍

该改造工程自立项到施工历时6个月。提前做好管道安装布置，预留接驳口，再结合机组检修计划，最大程度降低对系统的影响。本次涉及改造的内容是：在再热器左右两侧各20排管子进口采用Φ38×4.5的管子，通过两个Φ38/Φ63.5的异径管连接，中间左右各17排采用Φ48×4.5的管子，通过两个Φ48/Φ63.5的异径管连接，最中间32排管子保持原来结构不变；增置的设备有：调节阀一台、气动止回阀一台、减压装置一套（含安全阀）、隔离阀一台、流量测量装置一套、DN400管道长度100m。工程总费用约为350万元。

4 试运行情况介绍

改造后，结合机组运行工况，在保证机组安全运行的前提下，进行了供热工况下的试运行，系统参数记录如表5所示。

说明：以上试验是在高排压力不低于2.0MPa的情况下进行的；为确保锅炉再热器最高监测壁温不超过610℃，适当降低了再热汽温度。

5 结语

本文重点通过汽轮机本体及锅炉再热器的安全校核对循环流化床135MW纯凝机组供热改造的可行性进行了阐述，并通过实际投入运行后参数分析，可得出如下结论：

（1）现有系统为确保再热器在最高许用温度下运行，降低了再热蒸汽参数，即降低了机组效率；为确保锅炉再热器的安全稳定运行，必须尽快实施再热器的整体改造。

（2）改造后机组热效率明显提高，为电厂的节能降耗工作做出较大贡献。

参考文献

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[2] 吕红缨，朱宁.秦皇岛热电厂300MW凝汽式机组设为供热机组可能存在问题的探讨[J].热力发电，2007，36（1）：51-53.

[3] 许琦，马骏驰，等.国产300MW机组高再抽汽供热改造[J].华东电力，2008，（6）：100-103.

作者简介：刘青（1979―），女，河南南阳人，东莞市东糖集团有限公司热能工程师，工程硕士，研究方向：电厂热力系统的技术管理。