龔曉曉

(中山嘉明電力有限公司，廣東 中山 528437)

S109FA聯(lián)合循環(huán)機(jī)組余熱鍋爐對外供熱改造

龔曉曉

(中山嘉明電力有限公司，廣東 中山 528437)

介紹了S109FA聯(lián)合循環(huán)機(jī)組余熱鍋爐供熱的改造方法，為滿足用戶對供熱蒸汽品質(zhì)的要求，對相應(yīng)機(jī)組的化學(xué)加藥方式進(jìn)行調(diào)整、優(yōu)化。還就供熱改造后對機(jī)組運(yùn)行、調(diào)節(jié)的影響等進(jìn)行了探討，并計(jì)算了機(jī)組對外供熱的經(jīng)濟(jì)性。給同類型機(jī)組進(jìn)行類似改造，提供了參考。

聯(lián)合循環(huán)余熱鍋爐；供熱改造；加藥方式調(diào)整；經(jīng)濟(jì)性

0 概述

廣東沿海某電力公司3，4號鍋爐型號為DG2 82.8/9.8/38.6/2.44/34.3/0.38-M103，是三壓、再熱、無補(bǔ)燃、臥式自然循環(huán)型余熱鍋爐，由東方日立鍋爐有限公司生產(chǎn)。與之配套的S109FA型燃?xì)廨啓C(jī)，燃用天然氣，額定功率390 MW。該公司靠近工業(yè)園區(qū)，具備良好的供熱條件，如能充分發(fā)揮這一優(yōu)勢，改造為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組，將對節(jié)能減排工作起到重要作用。

1 對外供熱改造方案探討

為滿足周邊市場對供熱品質(zhì)的要求，3，4號機(jī)組需單機(jī)對外供汽50 t/h，供汽壓力0.8-1.3 MPa、溫度180-220 ℃。為此，需對原有機(jī)組系統(tǒng)進(jìn)行改造。機(jī)組對外供熱改造的探討如下。

1.1 汽缸開口抽汽供熱方案分析

該機(jī)組配純凝式汽輪機(jī)，無任何抽汽口，如果從汽輪機(jī)側(cè)抽汽對外供熱，必須要在汽缸上開口，但是在純凝式汽缸上開口的供熱方式，存在以下技術(shù)問題。

(1) 調(diào)節(jié)方式不靈活。專門對外供熱的聯(lián)合循環(huán)汽輪機(jī)一般在中壓缸第三或四級的抽汽管處，安裝有旋轉(zhuǎn)隔板，其作用是調(diào)節(jié)抽汽的壓力和流量。如在原有純凝式汽缸上開口，則開口處無法再安裝旋轉(zhuǎn)隔板，在機(jī)組負(fù)荷變化和外面熱用戶用汽量改變時，無法實(shí)現(xiàn)靈活調(diào)節(jié)。

(2) 影響機(jī)組安全。在汽缸上開口后，勢必影響機(jī)組的運(yùn)行工況和軸系的受力情況，特別是開孔后會造成抽汽前一級動葉壓差及氣流工況的改變，該級葉片的原設(shè)計(jì)強(qiáng)度可能不能滿足改造后的運(yùn)行要求。為安全起見，將需要更換葉片。

(3) 對外供汽量不足。純凝式汽輪機(jī)的噴嘴、葉片及整個缸體設(shè)計(jì)非常緊湊，難以滿足汽缸開口的尺寸和位置要求，使對外供汽量受限，達(dá)不到單機(jī)抽汽量50 t/h的要求。

1.2 從鍋爐中壓過熱器出口抽汽供熱方案分析

鑒于從汽輪機(jī)側(cè)抽汽對外供熱存在以上問題，經(jīng)研究決定采用從鍋爐中壓過熱器出口抽汽，來實(shí)現(xiàn)對外供熱。鍋爐中壓過熱器出口與冷再蒸汽母管相連，其蒸汽參數(shù)為2.35 MPa，300 ℃。該處流量325 t/h，經(jīng)過減溫、減壓調(diào)整后，可滿足熱用戶的需求，如圖1所示。

鍋爐側(cè)抽汽量大小對主機(jī)的影響及特點(diǎn)。

(1) 由于抽汽口在3，4號鍋爐中壓過熱器出口管段，最大抽汽量允許值為55 t/h，抽汽壓力為2.35 MPa，能夠滿足對外供汽參數(shù)要求，同時抽汽之后對汽輪機(jī)轉(zhuǎn)子的推力值影響較小，可忽略。

(2) 當(dāng)機(jī)組負(fù)荷下降時，鍋爐側(cè)的抽汽能力將隨之降低，為保證機(jī)組安全，只有當(dāng)汽輪機(jī)進(jìn)汽量達(dá)到額定值的70 %(210 t/h)以上時，才允許抽汽；在進(jìn)汽量小于210 t/h時，不允許抽汽。

(3) 機(jī)組在聯(lián)合循環(huán)達(dá)到260 MW時，汽輪機(jī)組進(jìn)汽量達(dá)到230 t/h左右，此時能夠滿足安全要求的最大抽氣量為35 t/h，而在機(jī)組進(jìn)汽量最大325 t/h時，機(jī)組能夠達(dá)到的最大抽氣量為55 t/h。鍋爐側(cè)抽氣量大小將與汽機(jī)進(jìn)汽量大小一一對應(yīng)。

圖1 供熱改造系統(tǒng)

(4) 抽汽之后，對機(jī)組出力有一定影響，對進(jìn)入余熱鍋爐再熱器的壓力和流量也有一定影響。

(5) 抽汽之后對凝結(jié)水含氧量有影響，當(dāng)前3，4號機(jī)組凝汽器出口凝結(jié)水含氧量為26 μg/L，機(jī)組補(bǔ)水量約8 t/h。鍋爐側(cè)對外供熱后，單臺機(jī)組的補(bǔ)水量增至50 t/h，補(bǔ)水中的含氧量約為8 000 μg/L，凝汽器出口的凝結(jié)水含氧量將大幅上升。此時可通過鼓泡蒸汽，使凝汽器出口凝結(jié)水含氧量降至20 μg/L以下。

鼓泡蒸汽的作用是將凝汽器熱井中的凝結(jié)水(包括補(bǔ)水)加熱至飽和溫度，使溶解氧從凝結(jié)水中析出，從而被抽真空泵抽走。

(6) 鍋爐側(cè)抽汽供熱改造，對整個機(jī)組的系統(tǒng)改動少，投資少，流程相對簡單。在抽汽量達(dá)到50 t/h時，熱電比基本達(dá)到國家規(guī)定標(biāo)準(zhǔn)。

2 對外供熱改造實(shí)施

經(jīng)過對現(xiàn)場的勘察，確定管道布置走向，在鍋爐中壓過熱器出口管道上開口，重新設(shè)計(jì)，增加一套供熱系統(tǒng)。該系統(tǒng)是在3，4號鍋爐中壓過熱器出口管段開口，經(jīng)過三通接口后，用Φ219×9 mm的碳鋼管接出。抽汽管道沿主廠房邊沿進(jìn)行布置、匯集，最后由Φ325×10 mm的碳鋼管引出。蒸汽經(jīng)過調(diào)壓、減溫后，通向用戶。

2.1 管道安裝

供熱管道的施工按DL/T 869—2004《火力發(fā)電廠焊接技術(shù)規(guī)程》和DL/T 616—2006《火力發(fā)電廠汽水管道與支吊架維修調(diào)整導(dǎo)則》的規(guī)定執(zhí)行。管道安裝前，對管道進(jìn)行外觀檢查，確認(rèn)沒有裂紋、夾渣、重皮、凹陷等缺陷，并將管道內(nèi)的油、漆、垢、銹等清理干凈。管道對接焊口，其中心線距離管道起彎點(diǎn)不少于管道外徑，且不少于100 mm，距支吊架距離不少于50 mm。同管道的2個對接焊口的間距，應(yīng)大于管道外徑，且不少于150 mm。焊接Φ32×3/20號管道采用全氬焊焊接，焊接Φ219×9/20號及以上的管道采用氬弧焊打底、電焊覆蓋的方式焊接。水平管道的安裝坡度，不小于0.002，其中Φ219×9/20號及以上管道的坡度與蒸汽流動的方向一致。

2.2 管道支吊架安裝

管道安裝時不宜使用臨時支吊架，若需使用臨時支吊架，則不得將其焊接在管道上，安裝完畢后必須馬上拆除。固定支架應(yīng)牢固可靠。活動支架的位移方向、位移值，導(dǎo)向性能及彈簧支吊架安裝標(biāo)高與彈簧工作荷載應(yīng)符合設(shè)計(jì)要求。導(dǎo)向支架或滑動支架的安裝位置應(yīng)從支承面中心向位移反方向偏移，偏移量應(yīng)為位移值的1/2。

2.3 閥門安裝

閥門應(yīng)布置在便于操作、維護(hù)和檢修的地方。電動閥、調(diào)節(jié)閥和手動閘閥，應(yīng)布置在水平管道上，且門桿垂直向上。端部焊接連接的閥門焊接前，閥門要打開，防止損壞閥門密封面。閥門安裝完畢后，應(yīng)可自如地打開和關(guān)閉。

2.4 焊縫檢驗(yàn)

對管道的所有焊縫進(jìn)行外觀檢查，外壁錯口應(yīng)不大于10 %的壁厚，且小于1 mm，沒有咬邊、裂紋、夾渣、氣孔、內(nèi)凹、突出等缺陷。焊縫表面不允許有深度大于1 mm的尖銳凹槽，且不允許低于母材表面。焊接角變形不大于1/100。對承壓管道的所有焊縫進(jìn)行100 %無損檢測合格。

3 改造后的安全措施

3.1 管道系統(tǒng)嚴(yán)密性試驗(yàn)

管閥安裝完畢后需進(jìn)行水壓試驗(yàn)。Φ32的減溫水管道試驗(yàn)壓力為4.0 MPa，蒸汽管道試驗(yàn)壓力為2.5 MPa。水壓試驗(yàn)時，用堵板將中壓蒸汽系統(tǒng)隔離，避免有水進(jìn)入。水壓試驗(yàn)時，管道承壓系統(tǒng)不得有泄漏及外觀變形現(xiàn)象。

3.2 沖管

蒸汽管道投運(yùn)前應(yīng)進(jìn)行沖管。沖管蒸汽為鍋爐側(cè)中壓過熱蒸汽，將壓力控制在2.0 MPa以下，保證沖管時的沖刷力。多次間斷進(jìn)行，相鄰2次沖管間隔時間為2 h。在排汽口處加裝靶板，用于檢查沖管效果，靶板上沖擊斑痕的粒度不得大于0.8 mm，且斑痕不多于8點(diǎn)為合格。

4 改造后加藥方式的調(diào)整

工業(yè)園區(qū)熱用戶對蒸汽的利用有2種，一種是間接使用蒸汽，只利用熱能來加熱、做功；另一種是直接使用蒸汽來蒸煮食品。間接使用蒸汽對蒸汽品質(zhì)沒有特殊要求，直接使用蒸汽對蒸汽品質(zhì)要求非常高，必須符合GB/T 5749—2006《生活飲用水衛(wèi)生標(biāo)準(zhǔn)》的規(guī)定。

供給鍋爐的補(bǔ)給水采用了沉淀過濾、反滲透預(yù)脫鹽、離子除鹽處理的凈水方式，水質(zhì)全面高于GB/T 5749—2006《生活飲用水衛(wèi)生標(biāo)準(zhǔn)》。但是為了延緩熱力系統(tǒng)腐蝕、結(jié)垢和積鹽，進(jìn)入爐膛后的給水采用了加氨全揮發(fā)處理的加藥方式，爐水采用了固體堿化劑(加磷酸鹽)的加藥方式，將給水pH值維持在9.4以上，水汽控制指標(biāo)如表1所示。

表1 水汽控制指標(biāo)

鍋爐給水pH值與氨濃度的對應(yīng)關(guān)系如圖2所示：pH值提高到9.4以上，給水中氨的含量會達(dá)到1.07 mg/L以上；pH值提高到9.6后，氨的含量將會達(dá)到2.23 mg/L。這樣的話，蒸汽中的氨氮含量(游離氨)會大大超出GB/T 5749—2006《生活飲用水衛(wèi)生標(biāo)準(zhǔn)》規(guī)定的0.5 mg/L。

要改善供熱蒸汽品質(zhì)，滿足直接使用蒸汽蒸煮食品的熱用戶要求，就必須從控制和改變爐內(nèi)加藥方式入手，減少供熱蒸汽中的氨氮含量，同時，給水pH值也不能低于國標(biāo)要求，否則會造成鍋爐受熱面腐蝕。辦法是將鍋爐給水采用的加氨全揮發(fā)處理加藥方式改為給水采用氧化性全揮發(fā)處理方式AVT(O)。即只在凝結(jié)水泵出口添加氨水，不加聯(lián)氨，保證給水處于微氧環(huán)境，只通過熱力除氧的辦法保證給水溶氧小于10 μg/L。同時調(diào)整凝結(jié)水、低壓給水pH值9.2-9.3，控制中、高壓給水pH值9.0-9.2。這樣可同時滿足機(jī)組和熱用戶對蒸汽品質(zhì)的要求。

圖2 pH值與氨濃度對應(yīng)關(guān)系

5 改造后對機(jī)組運(yùn)行的影響

(1) 聯(lián)合循環(huán)機(jī)組設(shè)備多，啟動速度快，通常熱態(tài)啟動在40 min左右，冷態(tài)60-80 min，所以要特別注意與加強(qiáng)管道疏水，防止出現(xiàn)水擊，損壞供熱管線及其支架。

(2) 機(jī)組對外供熱后，單臺機(jī)組的補(bǔ)水量增至50 t/h，補(bǔ)水中的含氧量約為8 000 μg/L，凝汽器出口的凝結(jié)水含氧量大幅上升。為避免對鍋爐低壓省煤器產(chǎn)生腐蝕，對凝汽器通入蒸汽除氧，將凝汽器出口凝結(jié)水含氧量控制在20 μg/L以下。

(3) 由于熱用戶里有化工、生物醫(yī)藥等不可間斷用戶，機(jī)組負(fù)荷低于270 MW時，抽汽量不足，必須啟動備用啟動爐，對外供汽。

(4) 機(jī)組供熱改造后，經(jīng)過實(shí)際運(yùn)行試驗(yàn)，采用“等效電量法”，即供熱與發(fā)電相互影響的等量關(guān)系，按平均每小時雖少發(fā)電7 000 kWh，但可多供熱40 t，按蒸汽價格和上網(wǎng)電價換算，每小時多創(chuàng)造效益4 000多元。

6 結(jié)束語

隨著國家對環(huán)保及節(jié)能減排力度的加強(qiáng)，集中式或分布式的熱、電、冷多聯(lián)供方式成為天然氣發(fā)電項(xiàng)目提高資源利用率的重要手段。S109FA聯(lián)合循環(huán)機(jī)組從鍋爐側(cè)改造對外供熱，與單純的燃用天然氣或燃油鍋爐對外供熱相比，能大幅降低供熱成本，提高資源綜合利用率，利于環(huán)保。而且對外供熱后，汽輪機(jī)低壓蒸氣減少，也減少了對末級葉片的汽蝕，值得推廣應(yīng)用。

1 楊旭中.熱電聯(lián)產(chǎn)規(guī)劃設(shè)計(jì)手冊[M].北京：中國電力出版社，2009.

2 袁 德.現(xiàn)代電站鍋爐技術(shù)及其改造[M].北京：中國電力出版社，2006.

3 呂世文.供熱機(jī)組切換抽汽引起的跳機(jī)事件分析[J].電力安全技術(shù)，2011，13(8)：36-37.

2016-04-17。

龔曉曉(1976-)，男，工程師，主要從事發(fā)電廠生產(chǎn)設(shè)備檢修維護(hù)和技術(shù)改造等生產(chǎn)管理工作，email：maxingyi126@126. com。