300MW纯凝机组再热蒸汽系统供热改造方案研究
春健
（华北电力设计院有限公司，北京100011）
供热改造方式之一.本文以300MW纯凝发电机组为例，论述了再热蒸汽系统供热改造方案的 摘要：对再热蒸汽系统进行抽汽供热改造，已成为电厂增加或提高机组供热能力的主要研究制定过程和注意事项，为电厂机组同类型供热改造提供借签.
关键词：再热蒸汽系统：供热改造：再热冷段抽汽：再热热段抽汽
中图分类号：TK229.4文献标志码：B文章编号：1009-3230（2017)12-0034-03
RetrofitSchemeofReheatSteamSystemfor300MW Pure Condensing Unit
CHUN Jian(Huabei Electric Power Design Institute Co. Ltd. Beijing 100011 China)
Abstract : The steam heating system of reheat steam system has been transformed into one of the mainheating ways to increase or improve the heat supply capacity of the power plant. Taking the 300 MWproces and mattes needing attention of the reheat steam system heating transfomation scheme and pure condensing generator unit as an example this paper expounds the research and developmentprovides reference for the same type of heating transformation of the power plant unit.
Key words: Reheat steam system; Heating transformmation; Reheat cooling section extraction; Re-heat steam extraction
热改造方案时，需以机组安全运行为前提，结合电厂热力系统运行情况及热用户需求，经济合理的制定改造方案.
0引言
凝汽式汽轮机供热改造已被《煤电节能减排电厂节能减排技术之一，技术内容表述为“对纯凝汽式汽轮机组燕汽系统适当环节进行改造，接出抽汽管道和阀门，分流部分蒸汽，使纯摄汽式汽轮机组具备纯凝发电和热电联产两用功能”.面再热蒸汽系统抽汽改造又是凝汽式汽轮机供热改造的主要方式之一，可使纯凝机组具备工业供热能力，既符合国家节能减排政策，又能提高机组热经济性和电厂效益.电厂在制定再热蒸汽系统供
1假定条件
电厂装机规模为2×300MW亚临界、一次中间再热、纯凝汽式汽轮发电机组，旁路系统采用40%BMCR容量的高、低压二级申联简化型旁路系统.电厂拟对机组进行再热蒸汽系统供热改造后对外提供工业用汽（压力1.5MPa，温度250℃），供汽量以电厂供汽能力最大化为准.
2再热蒸汽抽汽能力
再热蒸汽系统以锅炉再热器为界，分为再热冷段蒸汽和再热热段蒸汽，通常再热冷段蒸汽温度在350℃以下，面再热热段蒸汽温度与主蒸汽
温度一致为538C.再热冷段蒸汽和再热热段蒸汽都可对外提供抽汽.
机组在确定再热蒸汽最大抽汽量时，应由汽轮机厂和锅炉厂分别核算所允许的最大抽汽量，产生的节流损失较小，因而热经济性较好，但从整最终取较小值.
再热蒸汽（包括再热冷段蒸汽和再热热段蒸汽）抽汽会减少汽轮机中压缸的进汽量，汽轮机厂在核算时，主要考虑抽汽量对高中压缸推力轴承、高中压动叶强度及汽轮机本体结构强度的影响.根据以往工程经验，汽轮机厂认可的300MW量不足时，再考虑同时由再热热段对外供汽.荷时）.
再热冷段抽汽会对锅炉产生影响，而再热热段抽汽对锅炉无影响.锅炉厂在核算再热冷段最大抽汽量时，主要考虑抽汽量对锅炉再热器受热 面的影响.锅炉再热器温度调节主要靠燃烧器摆动或挡板调节烟气量，并辅以减温水小范围调节，当再热冷段抽汽量过大，送至锅炉再热器的蒸汽量过小时，再热器温度调节会超出调节范围，会导致再热器受热面超温而爆管.
因此，300MW机组再热冷段抽汽能力应由锅炉厂结合电厂实际燃烧煤质、尾部烟气分配比例、锅炉状态等多方面综合评估及核算，根据以往工程经验，锅炉厂认可的300MW锅护再热冷段抽汽量为再热冷段蒸汽流量的5%~6%，故再热冷段最大抽汽量宜为50th左右”，且抽汽量随机组负荷降低而成比例减少.另外，还要对机组再热器减温水系统容量进行核算，如有必要还需对再热器减温水系统进行扩容改造.再热冷段抽汽运行宜在机组负荷较高时进行（75%负荷以上），运行时需采取调节烟气挡板、增加再热器减温水及调节过量空气系数等手段来控制再热器受热面的运行壁温，以保证锅炉的安全运行.
量确定的情况下，再热热段最大抽汽量即可确定， 在再热蒸汽最大抽汽量和再热冷段最大抽汽如汽轮机厂允许的再热蒸汽最大抽汽量为也在提升低参数蒸汽品质，因此更具经济性和节100vh，面锅炉厂允许的再热冷段最大抽汽量为
汽轮机再热蒸汽最大抽汽量为80~100/h（满负3供汽方案
3.1节能
50th，则再热热段可提供的最大抽汽量为50/h.
对于再热冷段抽汽和再热热段抽汽的热经济性问题，一般认为再热冷段蒸汽温度较低，减温时个热力系统看，无论减温水取自何处，其实两者的热经济性是一样的².另外再热热段温度较高，其抽汽管道和阀门等均需采用耐热合金钢，会导致初始投资大辐增加，故在保证机组安全运行的前提下，宜优先考虑由再热冷段对外供汽，当供汽
将高参数的再热蒸汽降至满足热用户需求的低参数蒸汽时，可采用两种方案：一种方案为将再热蒸汽减温减压后供汽，另一种方案为采用蒸汽匹配器，将再热蒸汽和汽轮机某级更低参数的抽汽混合扩压后供汽.
蒸汽匹配器工作原理是以蒸汽减压前后的能量差为动力，高压蒸汽通过喷嘴时产生高速气流，在喷嘴出口处产生低压区，在此区域将低压蒸汽吸人设备，高压蒸汽在影胀的同时压缩低压蒸汽，用高压蒸汽的裕压提高低压蒸汽的品位，然后通过混合室进行良好混合，混合后的蒸汽再通过扩压室恢复部分压力损失，达到要求的蒸汽压力后供给热用户使用，对蒸汽温度有要求的，还可在设备上设减温水喷水系统调整出口蒸汽温度.
对于本文假定的工业用汽，可将再热蒸汽抽汽作为驱动蒸汽，汽轮机四段或五段抽汽作为低压蒸汽，经蒸汽匹配器混合扩压后的蒸汽能够满足工业用汽的压力要求，但再热蒸汽和四段或五段抽汽温度都超过了250℃，因此还需设减温水系统以调节供汽温度.相对于再热蒸汽减温减压方案，采用蒸汽匹配器具有以下优点：
由于减压器以节流方式直接降低了蒸汽品质，面蒸汽匹配器在降低高参数蒸汽品质的同时能性，同时还可提高电厂对外供汽能力.
以本文中的工业用汽为例，其参数为压力再热蒸汽系统抽汽量过大，会对汽轮机和锅1.2MPa，温度250℃，则减温水压力应不小于论述：
3.2安全可靠
炉安全运行产生影响，而采用蒸汽匹配器，高参数2.25MPa，温度不超过240℃（宜更低一些），可采的再热蒸汽抽汽量可大幅减小，降低了再热蒸汽用机组凝结水、给水中间抽头和除盐水，以下分别抽汽对锅炉和汽轮机安全运行的影响，提高了机组运行安全可靠性.
采用机组凝结水：一般情况下，300MW机组负荷不低于75%时，凝结水压力能满足减温水压力要求，但目前很多电厂出于节能考虑，摄结水泵设置变频调速装置，运行时大幅降低水泵压头，在高负荷时凝结水压力仅维持在1.5MPa左右甚至更低，因此电厂应根据实际运行情况确定能否采 用凝结水作为减温水.其优点是对机组运行影响较小.
但采用蒸汽匹配器也有以下缺点：
（1）系统复杂、工程投资高
相较于再热蒸汽减温减压供汽系统，采用蒸汽匹配器供汽系统，还需要对汽轮机四段或五段抽汽系统甚至是中低压缸联通管进行改造，系统 相对复杂，增加了风险因素，工程初始投资也会增加.
采用给水中间抽头：机组再热冷段抽汽后，进人锅炉再热器的蒸汽减少，炉膛热负荷升高，进而再热器受热面温度也升高，在投人再热器减温水调节时，所需水量也会增加，故再热蒸汽减温水取自给水中间抽头时，易造成再热器减温水水量不足，因此应结合再热器减温水增加量和给水中间抽头供水能力，核算供水能否满足再热蒸汽减温水水量要求.其优点是水温较高，有利于在减温器喷嘴处形成更细的水雾从面提高减温效率.
（2）调节灵活性略差
采用再热蒸汽减温减压供汽系统，供汽调节仅考虑机组负荷变化带来的再热蒸汽参数变化的影响，面采用蒸汽匹配器供汽系统，不但要根据再热蒸汽参数变化调节，还要根据汽轮机四段或五段抽汽参数的变化调节，在调节方面多了一个因素，因此对机组负荷变化适应性略低，调节灵活性略差.
综上所述，将高参数的再热蒸汽降至满足热用户需求的低参数蒸汽时，采用减温减压供汽方案，投资低，调节方便灵活，但供汽量较大时，对机组安全运行影响较大：而采用蒸汽匹配器供汽方案，投资高，但更安全可靠且节能效果较好.
采用除盐水：电厂除盐水系统压力较低，需设置升压泵以满足减温水压力要求，从而使得减温水系统复杂，且除盐水温较低，对减温器内冷热冲击较大，进而缩短减温器使用寿命.其优点是减温水系统独立于机组热力系统，对机组运行无影响.
再热蒸汽抽汽管道上应依次装设电动关断阀、气动逆止阀、电动调节阀和手动关断阀，其中电动关断阀和气动逆止阀作为防止汽轮机进水和 超速的防护措施，电动调节阀主要调节压力，保证各个汽轮机在不同负荷时再热蒸汽抽汽压力能够匹配.
5凝结水回水方案
工业供汽凝结水是否回收根据实际情况而定，当结水回水考虑回收时，通常情况下，回水 水质普遍较差，如直接回至除氧器或机组凝结水供汽凝结水回水宜回至凝汽器，经凝结水精处理 系统，可能会导致锅炉给水水质不合格，因此工业系统.
4减温水方案
如再热蒸汽抽汽需设减温器对抽汽进行减温，通常情况下减温器减温水要求：压力不小于出系统处理达到合格的水质要求后送至机组回热口蒸汽压力的1.5倍，温度低于出口蒸汽温度10以上.
（下转第49页）
展可再生能源，真正意义上实现人类与自然的和谐发展，因时因地及时寻找合理的对策，使太阳能发电作为一种取之不尽、用之不竭的清洁环保能源在21世纪得到前所未有的发展，将太阳能光伏发电技术应用到新时代人民美好生活的建设过程中，只有这样才能缓解人类发展过程中能源紧张的状况，保证经济的可持续健康发展，推动我国新能源技术的不断发展，并极大的改善生态环境、解决地球温室效应的问题.
3.5大型光伏发电站
在我国，太阳能最充足的地方是戈壁、沙漠、荒地，这些地方地城广阔，这些地区常年干早少雨，土地无法耕种，没有任何经济作物可以在这里生长.为了不造成资源的浪费，很多企业在此进行太阳能光伏发电的投资，建立大量的发电站.同时发电站的建设不仅解决了一些地区电能不足的情况，而且还能提高当地的就业率，为当地经济社会的发展贡献自己的力量.
参考文献
4结束语
[1]王美海，太阳能光伙发电技术及其应用探计[J].中国高新技术金业，2017（12）：89-90.[2]陈琼，太阳能光代发电技术及其应用探讨[J].工程技术：全文版：309.[3]陈建育，太阳能光伙发电技术及应用探讨[J].工程技术：引文版，2016（26）：16.[4]党理.大阳能光伏发电技术及应用探讨[].工业 b 2015(60) :167.
目前太阳能光伏发电技术在我国发展迅速，但是虽然这项技术在我国应用较为广泛，且前景广阔，但是其发展还存在一些不足，特别是和国外技术相比还存在一定的差距，不仅仅是在技术发展和使用方面，在太阳能发电材料上也存在一些差距，其整个产业链发展还不成熟.为了尽快使用完善太阳能光伏发电技术，中国应该吸取经验教训，改变过度依赖化石能源的能源结构，积极发
如补水系统容量不足时，可对补水系统进行扩容或设单独的补水管道至凝结水回水管上，补水亦由除盐水提供.
（上接第36页）
当凝结水回水水温超过90℃时，不宜直接排人凝汽器，否则可能会因水温高产生闪蒸而对凝 汽器内部结构产生冲击，影响凝汽器安全运行，故高温回水在排人凝汽器之前，宜先进行降温处理.可每台机组设置一台结水回水冷却器，冷却水可取自机组低加人口之前的凝结水，将凝结水回水温度降至60℃左右后再排人凝汽器热井.
6结束语
生影响，因此纯凝发电机组再热蒸汽系统供热改 再热蒸汽抽汽会对汽轮机和锅炉安全运行产造时，应以“安全可靠、经济适用”为原则，对再热蒸汽抽汽能力进行全面综合的评估，并且要结合电厂热力系统配置及热用户需求，经济合理的制定再热蒸汽系统和相关的热力系统改造方案.
凝结水回水管上应设有启动兼事故排水管道，在回水初期水质很差或事故工况时，可将回水 排至循环水系统或其它排水系统.如工业供汽凝结水回水存在严重污染的情况，还应加强凝结水回水的水质监测，可设置在线水质监测系统，一旦发现水质严重超标的情况，应采取紧急处理措施.
参考文献
[1]孙玉华.国产300MW机组冷再工业抽汽供热改造[1].天津电力技术 2012（1）：48-49.[2]钱瑾，王培虹，曹祖庆，申阅再热机组再热前后抛汽供热方象研究[J].华东电力，2010 38（1）：118122.
供热改造时可不设额外的补水系统，当凝结水回水不回收或凝结水回水启动及事故排水时， 依靠常规的机组补水系统，由除盐水补至凝汽器，
