内蒙古国华呼伦贝尔发电有限公司位于内蒙古自治区呼伦贝尔市陈巴尔虎旗宝日希勒镇,一期工程装机为2×600 MW超临界直接空冷机组,于2010-12-01投运。该地区多年平均气温-1.0℃,极端最低气温-43.6℃,最冷月平均气温-26.2℃,典型年0℃以下出现的小时数为3912 h,约占全年的45%,属于极寒地区。

2013年,因地区发展需要,国华呼伦贝尔发电有限公司的2台机组进行了供热改造,成为我国目前仅有的在最高纬度、最寒冷地区运行的超临界直接空冷供热机组,其供热改造项目的顺利投产具有十分重要的意义。 1 供热改造方案 1.1 改造方案设计

国华呼伦贝尔发电有限公司2×600 MW机组供热改造采取在汽轮机中压缸排汽管道上打孔抽汽的办法来引出采暖蒸汽。改造时,在中压缸至低压缸的连通管上加设液动蝶阀,保证供汽压力、流量、低压缸冷却流量及空冷岛最小防冻流量,而汽轮机本体结构不需要改变^[1];在供汽管道上设置液压快关阀、气动止回阀。中压缸排汽参数为:压力P₁=1.0 MPa,温度t=356.6℃,额定抽汽量600 t/h。 1.2 抽汽控制策略

抽汽控制是通过中、低压缸连通管调节阀和抽汽压力调节阀来实现的(如图 1所示),分为中压缸排汽压力控制和抽汽压力控制2部分。

图 1(Figure 1)

图 1 机组供热改造抽汽控制示意图

中压缸排汽压力通过调节中、低压缸连通管压力调节阀(EGV)开度来控制,在满足抽汽压力要求的同时又具有保护中压通流叶片安全的作用^[2]。抽汽压力的控制是通过调节供热抽汽压力(抽汽液动快关)调节阀(LEV)的开度来完成的。如图 1所示,中压缸的排汽压力为P₁,低压缸的入口压力为P₂,抽汽系统入口压力为P₃,中压缸的一部分排汽经可控制的连通管压力调节阀进入低压缸,另一部分排汽经过供热抽汽压力(液动快关)调节阀和串联的热网抽汽逆止阀进入供热系统。利用供热抽汽压力调节阀来控制抽汽系统出口压力,使其等于设定值。 1.3 热网蒸汽加热系统

热网蒸汽加热系统采用单元制,2台机组加热器母管之间设置连通管。每台机组安装2台管壳式热网加热器,全厂共4台,不设置备用热网加热器。供热蒸汽从汽轮机组引出后,2台机组各通过1根直径为1016 mm的蒸汽母管将其引至热网首站,再分别接至2台热网加热器。经热网加热器连续排气引至热网除氧器后,启动排气则直接对空排放。 1.4 热网加热器疏水系统

热网加热器疏水系统采用单元制,2台机组疏水母管之间设置连通管。疏水系统未设计疏水泵,疏水采用逐级自流方式回收至排汽装置。为了使热网疏水接近主机排汽装置的排汽温度,减少热量损失,每台机组的2台热网加热器疏水先汇合,再经过热网疏水冷却器加热凝结水后回收至该机组的排汽装置。当某台热网加热器的水位达到事故水位时,疏水排至热网事故疏水扩容器。热网疏水扩容器汽侧直接对空排放。 2 改造工作关键技术问题与对策 2.1 关键问题 2.1.1 空冷岛防冻

机组供热抽汽改造后,由于进入汽轮机低压缸的蒸汽量减少,相应降低了低压缸排汽流量(即进入空冷岛的蒸汽量),如果不能满足空冷岛的最小防冻流量需要,空冷岛极易发生冻结^[3]。 2.1.2 机组真空严密性及凝结水溶氧

热网加热器汽侧通过连续排气和事故疏水分别与大气直接相通,供热初期,汽侧同样是负压运行,运行状态控制不良易使机组真空受到影响。

热网加热器疏水通过逐级自流回收至排汽装置,加热器疏水侧呈负压运行,容易造成凝结水溶氧质量浓度超标。 2.2 解决对策 2.2.1 空冷岛防冻对策

一般情况下,纯凝机组供热改造只需考虑汽轮机低压缸进汽流量能够满足低压缸冷却需要即可,而国华呼伦贝尔发电有限公司2台机组均为超临界直接空冷机组,且地处极寒地区,冬季供热期间必须考虑低压缸排汽量,即空冷岛的进汽流量,以满足空冷岛的防冻需要。 2.2.1.1 保证最小防冻蒸汽流量

国华呼伦贝尔发电有限公司机组空冷岛共设置8列,每列7个冷却单元,其中1列-3列、6列-8列安装了蒸汽隔离阀。冬季运行时,为了防冻需要关闭蒸汽隔离阀,相应空冷列退出运行,确保进入空冷岛的蒸汽流量大于制造厂规定的最小防冻蒸汽流量(见表 1)。机组在最小防冻蒸汽流量状态下运行时,允许的运行时间为2 h。

表 1(Table 1)

表 1 冬季空冷岛防冻最小流量规定

表 1 冬季空冷岛防冻最小流量规定

由于国内空冷机组蒸汽隔离阀普遍存在不严密现象,且在冬季极寒天气下进行空冷列投、退操作时极易造成冻结,因此制订了以下控制措施:随着环境温度的降低,逐渐增加隔离阀关闭数量,使1~4列空冷列逐步退出运行;随着下一年环境温度的升高,再逐渐增加运行列数。上述方法既可以满足汽轮机低压缸最小冷却流量,防止空冷岛冻结,保证空冷岛和汽轮机低压缸的运行安全,又可以确保机组有一定的真空裕量,满足机组的调峰需要^[3]。

供热改造工程设计时,考虑了机组冬季调峰运行的需要(至少保留4列运行),可以退出4列运行,其中蒸汽隔离阀不严密的空冷列严禁退出运行。从气象资料看,陈巴尔虎旗极端低气温为-43.6℃,退出4列空冷运行后,根据表 1规定,需要的最小防冻流量为546.566 t/h,大于汽轮机厂给出的汽轮机低压缸最小冷却流量(200 t/h)。 2.2.1.3 严格按照抽汽工况图控制运行操作

国华呼伦贝尔发电有限公司要求运行人员必须严格按照汽轮机制造厂提供的抽汽工况图(考虑了汽轮机低压缸最小冷却流量和空冷岛最小防冻流量2种情况,见图 2)进行操作^[4]。

图 2(Figure 2)

图 2 机组抽汽工况图

(1) 机组启动并网,负荷升至290 MW,满足供热条件后,进行供热系统暖管,再投入机组供热抽汽。

(2) 供热初期,由于环境温度较高,空冷岛防冻压力较小,供热抽汽时只需考虑满足汽轮机低压缸最小冷却流量即可,即机组运行参数控制在图 2所示的"低压缸最小冷却流量限制线"右侧。

(3) 随着环境温度的降低,机组供热抽汽量逐渐增加,同等负荷下汽轮机低压缸排汽流量逐渐减小,为了满足空冷岛防冻需要,必须退出相应的空冷列。同时,为了满足机组调峰需要,机组运行参数必须控制在低压缸排汽最小防冻流量限制线的右侧。 2.2.1.4 监控低压缸入口压力

纯凝工况时,中压缸排汽压力(P₁)等于低压缸入口压力(P₂);供热改造后,由于供热抽汽的存在,P₁会大于P₂。低压缸进汽及排汽均无流量测点,现场操作人员不能通过运行参数直观判断空冷岛进汽量,不利于空冷岛防冻^[4]。因此,在供热改造过程中,增加了低压缸入口压力测点。同时,联系汽轮机制造厂给出了低压缸入口压力与低压缸排汽流量的对应关系曲线(见图 3),用于指导现场操作人员进行供热参数调整,保证空冷岛防冻需要。

图 3(Figure 3)

图 3 低压缸入口压力与排汽流量曲线

机组在纯凝工况运行时,真空严密性试验结果均小于100 Pa/min,凝结水溶氧质量浓度均可控制在100 μg/L以内。供热初期,由于热网加热器汽侧负压运行,且与之相关的汽侧系统均与大气相连,造成机组真空严密性试验不合格,严密性试验最高达400 Pa/min;且凝结水溶氧质量浓度长期超标,达200 μg/L。针对这些问题,根据现场试验情况,优化了运行方式^{[5, 6, 7, 8]}。

(1)供热抽汽量＜100 t/h时,保持1台热网加热器汽侧投入运行。

(2)供热抽汽量＜80 t/h时,热网加热器连续排气手动门关闭;供热抽汽量>80 t/h时,且热网加热器汽侧正压运行,开启热网加热器连续排气手动门。

(3)供热抽汽量＜30 t/h时,热网加热器疏水通过事故疏水排至事故疏水扩容器,不回收至排汽装置。

(4)热网加热器水位在400~500 mm。热网加热器水位控制异常导致事故疏水开启后,在事故疏水关闭后要及时对该阀门进行重新定位,防止机组真空下降。

通过上述措施,供热期间国华呼伦贝尔发电有限公司2台机组的真空严密性试验结果均可控制在100 Pa/min以内,且凝结水溶解氧的质量浓度＜100 μg/L。 2.2.3 整改计划

国华呼伦贝尔发电有限公司将利用2台机组非供热期停备用机会进行设备系统完善改造,彻底解决机组真空严密性下降和凝结水溶氧超标问题。改造方案如下。

(1)将热网加热器连续排气改接至汽轮机排汽装置,防止供热初期机组真空下降,同时可以回收一部分热量。

(2)热网加热器事故疏水改接至汽轮机排汽装置,防止热网加热器水位异常、事故疏水开启时机组真空下降。 3 结语

极寒地区600 MW超临界直接空冷机组进行供热改造具有较大风险,实践证明,通过设计阶段对空冷岛最小防冻运行方式进行综合分析,可以从根源上避免设备的运行风险;经过运行方式的优化和技术改造,可以避免发生机组真空下降和凝结水溶氧超标等问题。经过2个供热周期的运行实践检验,证明国华呼伦贝尔发电有限公司机组供热改造项目取得了成功,经验可供同类型机组进行供热改造时参考。