徐 进

(大唐保定热电厂，河北 保定 071051)

2017-02-27

徐 进(1988-)，男，工程师，主要从事火力发电厂汽轮机设备管理工作。

100%旁路系统用于350 MW超临界机组锅炉直接供热可行性分析

徐 进

(大唐保定热电厂，河北 保定 071051)

介绍 100%旁路系统进行锅炉直接供热的具体方案，从供热量和系统布置上与传统容量旁路进行比较，论证了100%旁路系统在锅炉直接供热中发挥的作用。从损失电量和增加供热量2个方面对锅炉直接供热方案的经济性进行了比较，认为100%流量旁路比传统旁路能够提供更大的供热量，对保证供热可靠性具有重大的意义。

旁路系统；超临界机组；锅炉直接供热；可行性分析

1 概述

保障供热安全是供热工作的重中之重。因此，当机组发生非炉侧系统故障时，如何利用锅炉直接对外供热成为供热工作的重点研究方向。旁路系统作为汽轮机组的重要组成部分，可将锅炉产生的蒸汽不经汽轮机而直接引入再热器或凝汽器，从而较快的提高新蒸汽与再热蒸汽的温度，改善启动条件，加快机组启动速度。汽轮机旁路系统为实现锅炉直接供热提供了可能。

2 利用100%旁路系统进行锅炉直接供热的具体方案

供暖期发生一台机组完全退出运行的情况时，另一台机组按照停机不停炉方式继续对外供热。需对原有旁路进行扩容，增加高压旁路出口至高压除氧器管路及相应阀门作为高压除氧器工作汽源，增加热网疏水至低压旁路减温水管道，在低压旁路出口增加低压旁路至热网联通管道将蒸汽输送给热网加热器，对外供热，如图1所示。

图1 锅炉直接供热系统流程示意

运行期间，汽轮机组的高中压主蒸汽门及调节汽门均关闭，高旁阀、低旁阀打开，低旁至凝汽器阀门关闭。被锅炉加热后的主蒸汽通过高压旁路进入再热器进行加热，再热蒸汽通过低压旁路经过减温减压后达到供暖抽汽的参数，进入热网加热器换热，热网加热器疏水通过除氧器后，经给水泵加压，最后返回锅炉加热完成循环。通过这种方式可以在汽轮机停运的情况下直接使用锅炉产生蒸汽对外供热。

3 传统旁路与100%旁路系统布置区别

3.1 给水泵配置

根据锅炉直接供热的运行条件，当机组发生故障时抽汽系统停运，蒸汽通过旁路系统直接向外部供热，对于给水泵采用汽动形式的机组，小汽轮机将不能工作。为了维持给水系统运行，采用汽动给水泵的机组需增加电动给水泵作为锅炉直接供热时的主给水泵使用，且给水泵容量应与旁路容量相同。

由于锅炉直接供热期间凝结水系统停运，为保证供热期间给水泵正常运行，电动给水泵应选择机械密封形式。机械密封长时间工作会因为动静摩擦产生高温导致液体膜汽化，失去密封效果。所以采用机械密封的锅炉给水泵必须同时配置辅助冷却系统。

3.2 凝结水精处理及减温装置

目前350 MW超临界机组锅炉均采用直流炉，其对给水质量要求很高。由于锅炉直接供热情况下凝结水系统停运，蒸汽经过减温减压达到采暖抽汽参数0.4 MPa，250 ℃后直接通过热网加热器与热网循环水换热，使热网循环水温达到110 ℃，根据换热热量衡算式：

WkCpk(T1-T2)=WCCpc(t2-t1)

式中：Wk为热流体流量，kg/h；WC为冷流体流量，kg/h；Cpk为热流体比热容，kJ/(kg·℃);Cpc为冷流体比热容，kJ/(kg·℃);T1为采暖蒸汽入口温度，℃；T2为热网疏水温度，℃；t1为热网循环水回水温度，℃；t2为热网循环水供水温度，℃。

以某350 MW超临界机组为例，100%容量旁路下蒸汽流量Wk取1 100 t/h，入口温度T1为250 ℃，热网循环水流量WC取9 000 t/h，进出口温度t1、t2分别为50 ℃,110 ℃，水和蒸汽的比热容CpC，Cpk分别取4.2 kJ/(kg·℃)和2.1 kJ/(kg·℃)，带入上式可得出热网疏水温度T2为150 ℃。阴阳离子交换树脂所能承受的最高温度为120 ℃，随着温度升高阴离子交换树脂会发生降解反应，部分强碱基变为弱碱基团，部分脱落，因此交换容量和碱性往往同时降低[1]，最终导致交换容量相对损失率增加。

所以为保证直接供热期间锅炉的正常运行，在热网疏水泵出口必须同步加装精处理装置和疏水减温装置。

3.3 旁路系统材质

锅炉直接供热情况下，旁路系统中蒸汽流量与参数接近主蒸汽，为保证安全稳定运行需提高旁路系统阀门和减温减压器等部件材质,旁路出口及再热冷段管道材质应按照主蒸汽参数设计。

以某350 MW超临界机组为例，其主蒸汽参数为24.6 MPa，569 ℃，再热冷段蒸汽参数为3.8 MPa，310 ℃，高压旁路入口管路材质为A335P91，高压旁路出口及再热蒸汽冷段管路材质为A672B70CL32。机组采取锅炉直接供热方式运行时高压旁路及再热冷段管路中蒸汽的参数接近主蒸汽，适用于427 ℃以下的A672B70CL32材质将不能使用[2]。

3.4 旁路后温度测点与阀门提升力

现在设计中为实现节省空间的目的，在建设中普遍将旁路系统布置在汽轮机运转层以下。运转层以下空间比较狭小，加之100%容量旁路通流面积增大，导致旁路管道的长度受限，减温水喷口与测温点位置间距过短，减温水与蒸汽不能充分混合，使得旁路后温度测量出现误差而不能准确控制蒸汽温度，这样不仅增长了机组启动时间，而且会降低系统的自动化程度。实际表明，即使旁路后管道长度相对管径达3～5倍也不能保证测温的准确性。为提高温度测量的准确性，有电厂采取加大减温水喷口与测温点的间距，使得管路长度增大，最终旁路系统不得不设置到运转层以上[3]。

100%容量旁路相比40%容量旁路通流面积增大，所使用的阀门口径也会相应增大。热态运行时阀门部件受到热膨胀的影响，开启速度一般会比冷态调试状态下缓慢，实际操作过程中甚至会发生旁路系统超压的情况，影响机组安全运行。考虑锅炉直接供热的电厂应依据主蒸汽参数选择旁路系统阀门，应考虑严密性以及热态下的提升力，保证其与减温水调整门的开度配合，防止旁路后超温导致机组掉闸。

3.5 锅炉运行稳定性

锅炉正常运行在75%～85%负荷时为经济负荷，在该负荷区域内锅炉效率最高，超过经济负荷时，锅炉效率将随着负荷的升高而降低。低负荷运行时，炉内热流量峰值偏向炉膛底部，因为低负荷时只有底层燃烧器投入运行，且锅炉需要的燃料量少，不足以维持炉膛温度，产生的烟气被快速冷却[4]。

直接供热期间锅炉需投入上层燃烧器进行稳燃，必要时还需投油运行，使得流量峰值向炉膛上部移动。燃烧产生的大量热量加剧了烟气的扰动，加速了尾部烟道受热面的磨损。高负荷运行时烟气中夹杂的颗粒物携带了大量的动能，高速冲击管壁也会加速锅炉受热面的磨损，增大了锅炉爆管的风险。长时间高负荷运行会造成锅炉效率低下，影响锅炉的使用寿命。

4 2种旁路容量下的锅炉供热量对比

现有机组旁路系统容量多为30%～40%，在不进行扩容改造的基础上也可满足锅炉直接供热的要求，但与采用100%旁路系统不同的是，常规容量旁路系统只能满足当机组发生汽轮机侧故障时的锅炉直供方式。

以350 MW超临界机组为例，当机组发生机侧故障导致汽轮机停运，锅炉单独运行时，全厂采取1台机组正常运行、1台机组锅炉直接供热，机组旁路容量按照40%考虑，额定采暖抽汽380 t/h，热源点的热化系数取0.75，此时全厂2台机组可提供供热量615 MW(见表1),占2台机组同时正常运行供热量的107%。

表1 不同运行方式下全厂供热量对比

方案1方案2方案3方案4机组情况2台机组额定抽汽工况运行2台机组最大抽汽工况运行1台机组额定抽汽运行,1台机组40%容量旁路锅炉直供1台机组停运,另1台机组100%旁路锅炉直供运行供热量/MW570645615825

采用40%容量旁路的机组进行锅炉直接供热改造存在的问题与100%容量机组类似，另外还应考虑增加除氧器汽源。由于蒸汽通过旁路对外供热，抽汽系统停运，原本利用三段抽汽作为汽源的高压除氧器将不能正常工作。为此需要从临机辅汽引来一路蒸汽提供给高压除氧器，以维持其除氧功能。

5 锅炉直接供热方案论证

5.1 供热可靠性

根据表1所示，无论采取方案3和方案4均能保证供热量,即使在机组按照最大抽汽工况下运行时最低也能满足95%的供热量，能够完全满足《大中型火力发电厂设计规范》中规定的当1台容量最大的蒸汽锅炉停用时，其余锅炉应满足冬季供暖、通风的生活用热量的60%～75%的要求，采用锅炉直接供热方式运行可以保障供热可靠性。

5.2 经济性

由于机组采用锅炉直接供热方式运行时蒸汽将全部输送给外部供热，抽汽系统将停止运行，为此三段抽汽也将停止供给工业用汽。根据350 MW超临界机组的设计工业抽汽量，每台机组按照额定抽汽量120 t/h计算。当机组采取锅炉直接供热运行时，全厂工业抽汽流量为0，工业抽汽损失量较大，见表2。

表2 不同运行方式下工业抽汽与采暖抽汽总量对比

方案1方案2方案3方案4机组情况2台机组额定抽汽工况运行2台机组最大抽汽工况运行1台机组额定抽汽运行,1台机组40%容量旁路锅炉直供1台机组停运,另1台机组100%旁路锅炉直供运行工业抽汽量/(t·h-1)2403401200采暖抽汽量/(t·h-1)7608608201100

锅炉直接供热的经济性应从供暖期发电量和供热量2个方面去考虑，根据热化发电量公式:

Wc=Qc×(i0-ic)/[(ic-tc)×3 600]

式中：Wc为抽汽供热气流的发电量，kWh；Qc为总供热量，kJ;i0为新蒸汽焓，kJ/kg;ic为抽汽焓，kJ/kg;tc为供热回水焓，kJ/kg。

以某350 MW超临界机组为例，利用表2数据计算各个方案下的供热经济性。Qc按照2.5 GJ/(t·h-1)，分别以工业抽汽和采暖抽汽计算供热量，新蒸汽焓3 398 kJ/kg，工业抽汽焓3 161 kJ/kg，采暖抽汽焓2 970 kJ/kg，50 ℃水的焓tc取209 kJ/kg，电价0.5元/kWh，热价48元/GJ。代入上式得出各方案下的收益，见表3。

表3 不同运行方式下的经济性对比

项目方案1方案2方案3方案4机组情况2台机组额定抽汽工况运行2台机组最大抽汽工况运行1台机组额定抽汽运行,1台机组40%容量旁路锅炉直供1台机组停运,另1台机组100%旁路锅炉直供运行发电收益/(万元·h-1)30.229.415.10供热收益/(万元·h-1)1214.411.313.2总计/(万元·h-1)42.243.826.313.2

从表3中可以看出锅炉直供方式虽然能够产生较多的采暖抽汽量，但综合损失的电量考虑得出该方式运行下的经济性比正常运行时低很多,另外直供运行方式下锅炉需要投入多只油枪稳燃，消耗的燃油量使得锅炉直供经济性更低。同时看到100%容量旁路相比传统旁路能够产生更多的供热量，若按热化系数0.75、综合热指标45 W/m2计算，采用100%容量旁路可多增加供热面积467 万m2。

6 结论及建议

a. 锅炉直接供热方式在经济性方面不如正常供热，但可以用于当机组发生特殊情况时保证供热量的应急措施。

b. 相比传统旁路，采用100%容量旁路进行锅炉直接供热后机组增加的采暖抽汽量可观，能保证很高的供热量，对于严寒地区或对供暖要求严格的地区发生机组故障停运时是很好的解决办法。

c. 锅炉直接供热虽然能带来较大的采暖蒸汽收益，但也要充分认识到100%容量旁路系统存在的问题及不确定性。由于100%旁路应用业绩很少，实际运行中的自动化程度、系统安全性及部件稳定性仍有待论证。

[1] 范云鸽,肖国林.耐高温强碱阴离子交换树脂研究进展[J].离子交换与吸附，2005,21(4);376-384.

[2] 谢尉扬.超超临界汽轮机冷段再热蒸汽管道材质选择[J].中国电力,2011,44(6);26-30.

[3] 司派友.100%流量旁路系统在联合循环机组中的作用[J].中国电力,2016,49(1);59-64.

[4] 刘福国,李建生,崔福兴,等.锅炉变负荷运行时的炉膛热流量分布[J].燃烧科学与技术,2013,19(1);89-95.

Feasibility Study of 100% Capacity By-pass System in 350 MW Supercritical Unit with Heating Supply of Boiler

Xu Jin

(Datang Baoding Cogeneration Power Plant,Baoding 071051,China)

This paper makes a discussion for the application and practicability of 100% by-pass system in 350 MW supercritical unit,compares it with the traditional by-pass system in heating capacity and design,analyzes the effect of 100% by-pass system in heating supply,also the potential problems and solutions in practical level,compares the economical performance of the heating supply from the loss of electricity and the increase of heating,Through the analysis,finds that 100% by-pass system can bring a higher quantity of heat than traditional system,it shows that 100% by-pass system have a great significance to ensure the heating supply.

by-pass system;supercritical unit;heating supply of bolier;feasibility study

TK22

B

1001-9898(2017)05-0024-04

本文责任编辑：罗晓晓