㊀第３３卷第１期２０１９年１月P OW E R㊀E Q U I P M E N TV o l ．３３,N o ．１J a n ．２０１９㊀收稿日期:２０１８Ｇ０２Ｇ２２;㊀修回日期:２０１８Ｇ０７Ｇ０２作者简介:戴建刚(１９７０ ),男,工程师,主要从事火力电厂热控控制设备管理工作.E Ｇm a i l :d a i j g ＠j l e pc ．c o m．c n ３５０MW 机组超高压供热系统改造与控制方案戴建刚(江苏利电能源集团,江苏江阴２１４４４４)摘㊀要:对某电厂３５０MW 机组的超高压供热系统进行改造,介绍了改造的热力系统㊁控制方案,以及增加供热量后的机组凝汽器补水系统,改造增加了电厂对外供热量,提高了用户蒸汽参数的稳定性,为同类型机组供热改造提供借鉴.关键词:超高压;节能减排;供热改造;热工控制;热电联产中图分类号:TM ６２１㊀㊀㊀文献标志码:A㊀㊀㊀文章编号:１６７１Ｇ０８６X (２０１９)０１Ｇ００４７Ｇ０４R e t r o f i t a n dC o n t r o l o f a nU l t r a Ｇh i ghP r e s s u r e H e a t i n g S ys t e mi na ３５０MW U n i t D a i J i a n g a n g(J i a n g s uL i d i a nE n e r g y G r o u p ,J i a n g y i n２１４４４４,J i a n gs uP r o v i n c e ,C h i n a )A b s t r a c t :A n i n t r o d u c t i o n i s p r e s e n t e d t o t h e r e t r o f i t o na nu l t r a Ｇh i g h p r e s s u r eh e a t i n g s ys t e mo f a ３５０MW u n i t ,w i t hf o c u s o n t h e t h e r m a l p a r a m e t e r s ,t h e c o n t r o l s c h e m e a n d t h e f e e d w a t e r s ys t e mf o r t h eu n i t c o n d e n s e r r e q u i r e db y t h e i n c r e a s e o f h e a t s u p p l y ．A f t e r r e t r o f i t ,t h e h e a t i n g c a p a c i t y o f t h e p o w e r p l a n t t o o u t s i d e c u s t o m e r si s p r o m o t e d ,t h es t e a m p a r a m e t e r sa r es t a b i l i z e d ．T h i s m a y se r v ea sar ef e r e n c ef o r r e t r o f i t o f h e a t i ng s ys t e m s o f s i m i l a r u n i t s ．K e y w o r d s :u l t r a Ｇh i g h p r e s s u r e ;e n e r g y s a v i n g a n d e m i s s i o n r e d u c t i o n ;r e t r o f i to f h e a t i n g s ys t e m ;t h e r m a l c o n t r o l ;h e a t a n d p o w e r c o ge n e r a t i o n ㊀㊀近年来,随着国家节能减排计划的实施和环保要求的提高,某电厂周围化工企业的自备小电厂逐步关停,化工厂及其他热用户的供热改为由电厂大机组提供[１],供热量的增加导致该电厂原有的５~８号机组超高压供热系统已不能满足供热量要求.为此利用停机检修的机会,对１~４号机组分别进行超高压供热设备改造,扩大全厂对外供热能力.笔者介绍了超高压供热系统的改造方案和控制策略,紧急情况下采取供热跳闸保护㊁增加配套的凝汽器补水㊁供热中心协调控制各台机组供热流量,以保证发电和供热设备的安全运行.１㊀改造方案㊀㊀该电厂１~４号机组共４台３５０MW 燃煤发电机组,在２０世纪９０年代相继建成投产.１号㊁２号机组是意大利A n s a l d o 制造的T C D F Ｇ３３．５一次中间再热㊁单轴双排汽㊁冲动凝汽式汽轮机;３号㊁４号机组是美国西屋公司制造的T C ２F Ｇ３８ ６型亚临界㊁一次中间再热㊁单轴双排汽㊁凝汽式汽轮机,２０１６年经过中排通流部分改造,改为抽凝式汽轮机.超高压供热系统改造是将１~４号机组主蒸汽(简称主汽)管道割开,加装一个异径三通阀,接出O D ３５１X １８Ｇ１２C r １M o V 合金钢蒸汽管道到减温减压器,管道上依次布置有电动隔绝阀(有小旁路阀)㊁气动逆止阀㊁液压快关阀㊁液动压力调节阀(有小旁路阀),减温水从８号高压加热器(简称高加)出口管道引出,经过电动隔绝阀和气动压力调节阀汇成超高压减温水母管,各机组再分别从母管引出减温水经过温度调节阀到减温减压器,减温减压后的蒸汽经过电动隔绝阀汇入超高压蒸汽母管(蒸汽参数为９ ５M P a㊁３６０ħ).单台机组供热能力为３００t /h .减温减压器后安装双通道压力㊁流量测点和三通道温度第３３卷测点.蒸汽管路和减温水管路分别安装长径喷嘴,测量蒸汽和减温水流量.单台机组超高压供热热力系统见图１.进汽电动隔绝阀的小旁路阀用于启动时暖管,液动压力调节阀的小旁路阀打开后可以使管路处于小流量热备用.图１㊀单台机组超高压供热系统图２㊀控制方案２．１机组供热跳闸处理㊀㊀机组发生汽轮机跳闸或锅炉M F T(主燃料跳闸)时触发供热跳闸(机组因故跳闸或停机时,为防止母管蒸汽倒流引起汽轮机超速,设计汽轮机跳闸或锅炉M F T后迅速停运供热设备).机组主汽至超高压供热减温减压器后汽温大于４２０ħ(三取二),延时５m i n后触发供热跳闸,设计此逻辑是为了防止减温减压器后碳钢管道超温造成爆裂.机组主汽至超高压供热减温减压器后汽温低于２８０ħ(三取二),延时５s后触发供热跳闸,设计此逻辑是为了防止设备故障后低温蒸汽进入供汽母管造成管道损坏.主汽至超高压供热减温减压后电动隔绝阀离开开位置到关位置后触发供热跳闸.２．２机组具备供热条件判断㊀㊀机组主汽压力＞１１ ５M P a㊁主汽温度＞４２０ħ且无汽轮机跳闸或M F T信号后,认为机组具备对外供热能力,允许投运超高压供热设备.２．３主汽至超高压供热电动隔绝阀控制㊀㊀主汽至超高压供热电动隔绝阀只有手动开,无自动开联锁;可手动关,也有自动关联锁.自动关联锁条件为机组供热跳闸,或者主汽至超高压供热液动快关阀离开开位置,并且到关位置时触发１０s脉冲联关该阀.２．４主汽至超高压供热液动快关阀控制㊀㊀主汽至超高压供热液动快关阀只能手动打开,打开的允许条件是机组必须具备供热条件并且无机组供热跳闸;可手动关也有自动紧急关联锁,自动紧急关联锁条件为机组供热跳闸.２．５主汽至超高压供热气动逆止阀控制㊀㊀主汽至超高压供热气动逆止阀只能手动打开,打开的允许条件为机组具备供热条件;可手动关也有自动紧急关联锁,自动紧急关联锁条件为机组供热跳闸.２．６主汽至超高压供热减温减压器减压阀控制２．６．１闭环控制主汽至超高压供热减温减压器减压阀设有运行方式选择站,运行人员可以通过运行方式选择站选择该调节阀以压力调整方式或流量调整方式运行(见图２).以压力调整方式运行时,运行人员通过控制站设定压力定值,即超高压蒸汽减压阀后压力运行定值,经控制站运算后输出控制值,开大或关小压力调节阀,使阀后压力(双测量,采用备用选择)运行在设定值.调节阀输出指令还受到最大流量控制指令的限制.运行人员可以进入供热画面上最大流量㊁最小流量设定站,人工设定调节阀最大供汽流量值,取人工设定值和负荷函数值两者的较小值.当１号㊁２号机组汽轮机进汽质量流量大于１１２６t/h(最大连续负荷),３号㊁４号汽轮机进汽质量流量大于１１８０t/h(阀门全开负荷)时,超高压供热调节阀开度禁止增加.图２㊀主汽至超高压供热减温减压器减压阀控制原理㊀㊀同样该阀也可以由运行人员选择流量调整方式,控制蒸汽输出流量.当阀后压力为１０ ５M P a时,控制站发出报警的同时切手动,由运行人员根据机组情况手动调整,然后再选择合适的运行方式投自动运行.主汽至超高压供热减温减压器减压阀有本机(L o c a l)和远方(R e m o t e)两种方式.仅在流量自动方式时可以切到远方,即供热中心控制方式,此方式下调节阀的流量设定值由远方供热中心给出.８４第１期戴建刚:３５０MW 机组超高压供热系统改造与控制方案２．６．２开环控制使压力阀控制站输出指令强切为０并且切手动的条件为:机组供热跳闸;主汽至超高压供热减温减压器蒸汽管路不通信号;机组不具备供热条件.主汽至超高压供热减温减压器减压阀控制站强切手动的保护条件为:调节阀的指令和反馈的偏差大于１０％;调节阀反馈坏质量;控制站输出指令有强切为０的信号;压力控制方式下压力测量设备故障;流量控制方式下流量测量设备故障.２．７母管减温水至减温减压器温度调整阀控制２．７．１闭环控制运行人员通过操作站设定减温减压器后蒸汽温度,控制站根据设定和实际汽温(三取中)的偏差值进行运算,发出开大或关小调节阀指令,使减温减压器后蒸汽温度运行在设定值.２．７．２开环控制发生机组供热跳闸或者供热压力调节阀输出指令小于２％时,温度调节阀控制站输出指令强切为０并且控制站切手动.温度调节阀控制站切手动的保护条件为:调节阀的指令和反馈的偏差大于１０％;调节阀的位置反馈坏质量;调节阀控制站输出指令强切为０的信号;温度测量设备故障.２．８供热中心分散控制系统控制㊀㊀１~４号机组的超高压压力调节阀供出蒸汽汇成超高压母管,为了协调机组间的供热负荷,保证母管和用户侧蒸汽压力㊁温度的稳定,改造时电厂加装了供热中心分散控制系统(D C S ).在机组D C S 和供热中心D C S 之间敷设光缆,通过光缆通信实现指令和控制量等数据传输.由供热中心D C S 控制用户侧参数并控制各台机组的供热指令.供热中心控制原理见图３.图３㊀供热中心控制原理图㊀㊀该系统为串联调节,主调节器的输入为超高压母管压力及其设定值,副调节器调节总超高压供热流量,调节器输出通过平衡器运算出各台机组的供热流量指令.运行人员还可以通过改变偏置调整机组间超高压供热量的大小.供热中心D C S 投运后,用户侧流量作为控制量之一,供热中心把流量指令分配到各台机组,各机组协调动作,单台机组供热设备故障退出时,其他机组设备会迅速动作,能保证用户侧蒸汽参数的稳定.３㊀调试中的问题及解决方案３．１温度控制㊀㊀调试过程中,遇到用户用汽量突然变化导致压力调节阀开度变化较大,阀后温度波动较大,有时会引起调节阀振荡.解决方案为将压力调节阀指令作为温度调节阀指令的前馈,将调节器P I D 参数设计成随调节阀开度变化的变参数,调节阀开度小时比例作用弱,调节阀开度大时比例作用加强,使温度调节能迅速响应,温度控制精度提高.３．２锅炉汽包水位调节㊀㊀超高压供热的减温水从８号高加出口管道引出,汇成母管,１号㊁２号机组给水引出处在给水流量测点下游,所以１号㊁２号机组给水到减温水母管流量大时,会影响其汽包水位调节,在汽包水位三冲量调节中,进汽包的给水流量应该是原给水流量减去给水到供热减温水母管的分流量.３号㊁４号机组主汽流量是根据汽轮机调节级压力和温度计算得出,超高压供热改造后,锅炉产生的主汽在进入汽轮机前分流一部分出去对外供热,所以在汽包水位三冲量调节中,主汽流量应该在汽轮机入口流量基础上加上超高压供热流量.３．３机组凝器补水㊀㊀电厂对工业用户供热都是开式供热,即工质不回收,因此必须对凝汽器相应地进行补水[２].凝汽器补水主要受以下因素影响:(１)凝汽器水位过高或过低.水位过高,会降低凝汽器冷却面积,影响真空效果;水位过低,会使凝结水泵发生汽蚀.(２)凝结水含氧量.凝汽器凝结水含氧量过高,会加速凝结水管道及设备的腐蚀.机组没有供热时,凝汽器补水是通过凝汽器真空补水小阀和补水大阀利用凝汽器真空从储９４第３３卷水箱补水到凝汽器.随着机组超高压供热的投运,真空补水已不能满足凝汽器补水量,需要启动注水泵向凝汽器补水.为适应此运行工况,修改了凝汽器补水逻辑:当凝汽器水位低于４５０m m(正常设定值为５００m m)时联启注水泵,机组凝汽器补水小阀指令小于６０％时自动停运注水泵.注水泵启动时为防止补水量过大将凝汽器补水大阀短时关小到３０％(５s脉冲).利用注水泵补水存在不节能和补水泵频繁启停不利于设备安全等弊端.为此,对凝汽器补水系统进行了改造:从除盐水补水母管引一路除盐水至凝汽器喉部喷淋,在凝汽器内增设一套雾化喷淋装置,雾化喷淋装置共５０个喷头,每个喷头的质量流量为３t/h,采用接触换热方式冷却排汽.当补水打入凝汽器喉部后,经过雾化,强化了排汽的冷却效果.这样既回收了部分冷源损失,又提高了真空度,降低了凝结水溶氧.新增加的这路除盐水直补补水质量流量可达１８０~２００t/h.除盐水直补管路上增加调节阀,和原有的凝汽器真空补水大小阀共两路补水,这样既节约了能源,又提高了凝汽器补水系统的安全性.４㊀结语㊀㊀供热设备的增加改变了原机组发电设备的布置,在提供稳定的蒸汽给用户的同时,还要考虑电厂本身发电设备以及供热设备的安全可靠运行,为此设计合理的供热系统和控制逻辑是十分必要的.在大流量供热以及多台机组共同供热的情况下,为防止单台机组跳闸或单台供热设备强制退出造成供热蒸汽参数大幅度波动,有必要设置供热中心D C S,由其统一协调,平稳控制多台机组供热设备.参考文献:[１]刘网扣,崔琦,范雪飞．３００MW机组再热器热段抽汽供热改造[J]．发电设备,２０１８,３２(１):６１Ｇ６４．[２]许锐锋,赵俊英,张东海．６００MW机组供热改造系统的设计与控制[J]．中国电力,２０１５,４８(７):７２Ｇ７５．０５。
