林闽城
（浙能温州发电有限公司，浙江温州325602）
摘要：针对300MW纯凝机组是否适合区域供热的问题，着重在技术层面上从汽轮机叶片强度和轴向推力、锅炉再热器壁温、凝汽器除氧能力、化学车间制水能力等方面进行详细分析，并依据制造厂 的校核数据提出了供热改造的可行结论.
关键词：300MW；纯凝机组：供热改造：可行性；轴向推力；再热器
中围分类号：TK264.1
文献标志码：B 文章编号：1007-1881(2010)03-004004
Feasibility Analysis of Heat-supply Alteration in 300 MW Condensing Power Unit
LIN Min-cheng
(Zheneng Wenzhou Power Co. Lid. Wenzhou Zhejiang 325602 China)
Abstract: The feasibility of heat-supply alteration in 300 MW condensing unit is analyzed in this paper which includes blade strength of steam turbine axial thrust wall temperature of boiler reheater deoxyge sar8 aded aq *pua aq u ued reomaqp jo koede uogonpoad aom pu sasuapu jo iuqe uogezuconclusions on the alteration feasibility.
Key words: 300 MW: condensing unit ; heat-supply alteration; feasibility; axial thrust; reheater.
调整，超临界或超超临界600MW以上大型燃煤环热效率，是提高竞争力的有效途径.
随着国家能源产业政策向节能、环保方向的等结渣性烟煤.
根据市政规划和现场调查，热负荷比较集中机组在电力市场中处于主流，低参数低容量的纯的区域主要是与电厂一江之隔的瓯江南岸龙湾地凝机组由于其循环效率偏低、热耗偏大，在市场区（温州经济开发区），在这个工业园区目前有竞争中处于不利的地位，机组通过供热来提高循77家用热企业，在用锅炉约135台，备用锅炉 19台.其中使用有机热载体锅炉的企业为42家，多为皮革类企业，用热量合计1.5x10kJ/h，折算成压力1.0MPa、温度280C的蒸汽约为500t/h；乐清市磐石镇，与温州经济开发区和温州机场隔工等行业，用热量合计为129.45t/h，参数最高 直接用蒸汽锅炉的压力为34家，多为服装及化
1机组及地区热用户概况
温州发电厂位于距温州市区东北约15km的江相望，总装机容量147万kW，共分三期建设：约为200℃，压力为1.0MPa.一期为2×135MW燃煤机组，二、三期为4×300MW燃煤机组.其中300MW汽轮机是由上间再热、单轴、二缸二排汽凝器式机组，共有八适合热电联供.级非调整回热抽汽.锅炉是由上海锅炉厂引进美国ABB-CE公司公司技术制造的亚临界中间一次再热控制循环汽包炉，配用中速磨直吹式制粉 系统，固态排渣，型布置、单炉腔、平衡通风、并对浙江省内其它电厂的供热改造进行调研，最炉腔四角正反切圆燃烧，喷嘴摆动可调，燃用中后确定机组供热原则如下：
总体来说，温州经济开发区77家用热企业地理位置非常集中，且24h连续用热，年检修时海汽轮机厂引进西屋技术生产的亚临界、一次中间约为30天，年蒸汽利用小时为7000h，非常
2机组供热可行的技术分析
通过收集国内相关300MW机组供热资料，
（1）不宜仅采用主蒸汽或者再热器热段的新蒸汽作为供热的汽源.
块总面积为90845mm²，许用压比及推力如表2所示.
（2）考虑到发电机组的性质，在能满足供热条件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.
表1恶劣工况下的推力考核计算
6阔全开 5全开 4周全开项日 150 1/h 抽汽 150 t/h 独汽 150 t/h 抽汽调节级推力/kN 948.8 837 3 759.6高压缸第一段推力/LN 高压缸第二段推力/kN 2004.2 771.8 707.0 1828.9 1581.7 615.6中压红第一段推力/kN 927.8 841.9 8'91-高压平衡活塞推力/kN 中压缸第二段推力/kN 3619.1 38.7 3301.1 34.8 2853.0 29.4中压平衡活塞推力/kN 185.7 168.8 143.7总推力/kN 低压平衡活塞推力/kN 651.2 53.5 591.0 24.8 503.0 63.2推力轴承面积/mm² 90845 90845 90845结论 总版比/MP 0.589 合格 合格 0.696 合格
（3）由于供热参数的限制，300MW纯凝机组供热的最佳汽源应选择高压缸排汽段（即再热器冷段，压力3.5MPa，温度319C）.
对单台机组在75t/h，100t/h，150t/h3个不同 考虑到供热的可靠性以及机组的安全性，需的抽汽量工况下，从以下3个方面对机组的安全和性能进行分析和校核.
2.1汽轮机本体
若再热冷段抽汽量超出设计允许值（50t/h），将改变汽轮机高中压缸动叶的强度及应力分布，同时改变原有的轴向推力，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.同时当抽汽量增大时保持抽汽压力稳定并大于2.0MPa 也是需关注的问题.
表2轴承许用压比与推力
输承许用压比/MPa 项目 设计值 103 非正常可连续运行 2.76 瞬时 4.14相当推力N 93.6 250.7 376.1
根据供热需求，进行数据汇总和计算，最终结论如下：
闵门全开工况下最大抽汽量（150t/h）的情况进 （1）高压缸末两级叶片强度校核.以汽轮机行计算.通过叶片强度和应力计算得出高压末级、次末级动叶具有较大的安全裕量，可以确保安全运行.
根据以上计算结果可知：机组在各运行工况下，推力轴承压比均在运行范围之内，即绝对值小于1.03MPa，符合西屋公司设计规范，满足对推力轴承安全性要求.
称布置，推力相互抵消：高中压缸轴封左右对 （2）机组轴向推力校核.由于双流低压缸对称，推力自然平衡.因此，推力平衡仅为高中压动叶及平衡活塞6个推力单元之间的平衡，如图1所示.
2.2锅炉再热器
当锅炉再热冷段抽汽量超出设计允许值时，再热器进汽流量的减少以及再热器各级受热面内工质质量流速下降，会造成锅炉再热器超温，故必须对再热器系统各部件工作的安全性进行校核.
根据汽机抽汽热平衡图，对300MW控制循环锅炉进行了抽汽供热工况下的热力校核计算分析，主要是针对75t/h，100t/h，150t/h3种抽汽量，并考虑180MW负荷定压运行和滑压运行 抽汽工况，且每一个工况又考虑不同燃烧器投入层次的组合和再热汽温调节喷水位置不同（事故喷水或中间喷水）的组合，共进行了144个工况的计算校核.根据计算结果可得到以下几点结论：
图1高压转于推力分布图
以最恶劣抽汽工况下的6阔全开抽汽150t/h、5阀全开抽汽1501/h、4阀全开抽汽150t/h作 为推力计算考核工况，计算结果如表1所示.
T91 ①63mm×4mm或Φ63mm×4.5mm，按再 （1）高温再热器炉内管子材质均为SA213-热器最高工作压力4.0MPa进行校核的材料最高
机组推力轴承外径为431.8mm，其推力瓦
屏式再热器壁温也相应升高.当抽汽75t/h时，壁 温在最大抽汽工况投运上4层燃烧器时超过材料温度上限580℃.但由于此计算值同时考虑了热偏差、结构偏差、水力偏差和前级受热面带人偏差等因素，所以在实际运行中，如果加强管壁金可行的. 属温度的监测，将超温控制在10℃以内，是安全
650°℃.核算表明最高壁温出现在再热器出口部位 允许使用温度为635℃，材料抗氧化温度上限为的两点，温度均处于620℃以下.因此无论抽汽量为75t/h，100t/h或150t/h，高温再热器均是安全的.
材料为12Cr1MoVG，其能承受的最高温度为 (2）屏式再热器除外圈2根管子之外，主体580℃.在屏式再热器中所计算的6个点中，最高壁温出现在屏或再热器中间出口，而且也是最大抽汽工况投运上4层燃烧器时最高，如表3所示.
（3）墙式再热器的设计材料为12Cr1MoVG，允许使用的上限温度为580℃.填式再热器属于纯辐射受热方式，低负荷时的管壁金属温度更 高.计算结果表明：抽汽量为75t/h且采用事故喷水，高负荷时墙再壁温约530~545℃左右，低负荷时墙式再热器壁温约560-570℃左右；采用中间喷水调节，高负荷时墙再壁温约560℃左右，热面的壁温计算受燃烧工况的影响很大，因此墙 低负荷时墙再壁温达到575℃左右.由于辐射受式再热器若不经改造，在抽汽量75t/h以下的工况采用事故喷水调节再热汽温，是安全可行的.
表3屏式再热器中间出口的管壁金属温度
SG500843型锅护SG500869型码护 （二期） （三期）投人的燃烧器 事放 中间 事技 中国（一）再热描汽75t/h时 喷水 喷水 喻水 喷水最大抽汽工况上4题 583.0 602.9 580.2 603.6最大抽汽工况下4层 额定抽汽工况上4层 579.8 579.1 597.0 595.5 578.6 597.6 596.1额定抽汽工况下4层 576.6 585.8 SSLS 586.4180 MW 萧压上 3显 180 MW 婚压下 3能 567.0 564.4 584.3 570.8 565.8 563.6 584 6 571.1（二）再热拍汽100t/h时最大抽汽工况上4层 最大热汽工况下4层 580.0 582.8 598.9 609.4 578.8 581.5 599.6 610.1额定镇汽工况上4层 581.1 603.3 579.9 605.3额定抽汽工况下4层 180 MW 指压上 3层 572.0 578.5 594.4 596.8 577.2 570:6 594.9 597.2180 MW 价压下 3显 568.8 277.9 567.8 578.2（三）再热拍汽150t/h时 最大抽汽工况上4星 585.9 624.4 584.5 625.2最大抽汽工况下4累 额定输汽工孔上4品 582.8 583.6 613.0 617.9 581.7 613.8额定抽汽工况下4层 580.8 607.0 582.4 618.6 607 6180 MW册压下 3腻 180 MW 措压上 3 层 575.6 572.1 614.3 594.1 5742 571.0 614.8 594.4
受热面结构上存在少许差异，但其供热能力是一 （4）尽管SG500843型和SG500869型锅炉在致的，没有本质上的差别.当4台锅炉中有1台锅炉检修而又要求全厂供热总量不能减少时，其余3台锅炉应尽最大可能在高负荷下运行，使墙 式再热器的壁温控制在许可的范围：加强壁温监测，同时，尽可能投运下四层燃烧器，以控制屏式再热器F点的壁温处于较低的温度水平.
式再热器必须通过改造更换部分管材，才能满足 （5）若抽汽量超过75t/h，屏式再热器和墙安全运行的需要.
2.3化学补水
当机组供热时需大量补水，需确认现有化学否能达到对增量补水的除氧效果. 制水车间的能力是否满足供热需求以及凝汽器是
温州电厂300MW机组配备的凝汽器均由上海动力设备有限公司提供，其主要设计参数见表4.由于机组供热导致热力循环介质蒸汽不可回 收，所以整个热力系统须补充同等质量的化学补水进人凝结水系统，凝汽器除氧能力的负担大大加重，现有的设备是否满足最大150：/h化补水的除氧能力？经上海电站辅机厂设计确认如下：
注：以上数据取白上海端炉厂设计研究所（300MW机组炉抽汽供热力校核计算）.
从表3可以看出，采用事故喷水或中间喷水调节再热汽温对屏式再热器的壁温影响会很大.当采用中间喷水调节时，管内介质温度提高，管再热器的管壁金属温度都是不安全的. 壁金属温度也相应升高，3个抽汽量工况下屏式
对凝汽器颈内原有1根Φ159mmx8mm改造成 （1）当单台凝汽器补水量≤75t/h时，仅需
当采用事故喷水调节时，总体上抽汽量增加，
左右两路Φ159mmx6mm补水管进人颈内，并在补水管均布雾化喷嘴.
补水3个方面对300MW纯凝机组供热改造的技术可行性进行了详细的闸述，可得出以下结论：
（1）若单台300MW机组汽机、锅炉设备不改造，直接从再热器冷端抽汽75：/h，实现全厂 首期供热平均200t/h是安全可行的.
表4凝汽器主要设计参数
项日总冷期断机/mm 结构型式 单背压对分式双流程表面式 18 300冷却水量/(n-b) 36 700凝结水1含氧量/(μgL) 布置方式 横向布置 20然环水湿C 设计20/最高 33管内流速/（m-s) 设计水限/AP 45
（2）单台300MW机组从再热器冷段抽汽75-150t/h，汽轮机动叶强度具有较大的安全裕量，且推力轴承压比均在运行范围内，可以满足 供热需要：面锅炉屏式再热器及墙式再热器均会出现不同程度的超温现象，必须更换部分再热器炉管材料才能满足要求.
（3）要满足供热改造（首期平均200t/h，远理系统进行扩容改造，增加制水能力.此外，凝 期最大600t/h）的需要，必须对原有的化学水处汽器也必须做部分结构改造，包括接颈、热井等，以提高凝汽器的除氧能力.
汽器必须进行结构改造，包括接颈、热并等，并 （2）单台凝汽器补水量在75~300t/h时，凝进行凝汽器性能强度的核算，确保设备性能指标.
和水处理系统，其中锅炉补给水处理为一级除 （3）已有化学制水系统包括化水预处理系统盐混床系统，采用二用一备，制水能力2×100m/h，面全厂6台机组在不考虑供热情况下，正常运行时约需除盐水158m/h.因此考虑再生等 因素，要满足供热改造（首期最大225t/h，远期最大500t/h）的需要，必须对原有的系统进行扩容，在现有水处理车间扩建端预留位置上布置2套单元制化水处理设备，总出力为2x150m/h.
参考文献：
[1]吕红，柒宁，泰皇乌热电厂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[2]减燕光，供热机组低真空供热改造安全性校核研究[J] (1);5153.节能 2005(10) :3133.
收稿日期：2009-12-25
作者简介：株阅城（1972-），男，浙江温州人，工程师，长期从事电厂汽轮机等设备的管理工作.
3结论
本文着重从汽轮机本体、锅炉再热器和化学
（本火编辑：陆堂）
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