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摘要：本论文介绍了珠海金湾发电有限公司两台600MW超临界火电机组的供热改造、供热运行方式、机组供热经济效益。
关键词：600MW超临界火电机组；供热改造；经济效益
引言：
金湾火力发电厂自投产以来，为广东省电力的稳定做出了卓越的贡献。随着经济的发展，本地区企业用热的需求越来越大，因此金湾公司相继对两台600MW火电机组进行了供热改造。通过改造后，两台机组的能耗降低，提高在电力市场中的竞争力。
机组的概况：珠海金湾发电有限公司采用的锅炉是上海锅炉厂制造的超临界螺旋管圈、一次中间再热、平衡通风、四角切圆燃煤直流炉，机组采用定-滑-定运行方式。共有两台600MW超临界机组，每台机组锅炉的再热器参数（在BMCR运行工况下）：进口压力4.398Mpa；出口压力4.2Mpa，再热器蒸汽的进口温度312℃，出口温度569℃。另外每台机组配置两台汽泵前置泵，前置泵电机的额定电流为62.1A。
第一次供热改造：金湾公司2009年进行了第一次供热改造，此次改造从两台炉膛高温再热蒸汽管道出口各引出一条蒸汽管道，通过减压阀与减温器的配合，使高温再热蒸汽管道中抽出的蒸汽通过减温减压后达到用户参数所要求的蒸汽，即将3.562MPa，566℃（100%THA时）的蒸汽降至1.8MPa，320℃，这样两台机组的供热抽汽通过上面的处理后汇集至供热蒸汽联箱，最后由供热蒸汽联箱引出蒸汽进入供热母管以及热网管线，再给用热用户。从高温再热蒸汽管道供热蒸汽抽汽接口至供热蒸汽联箱管道上按介质流向依次设置电动隔离阀、气动止回阀、气动调节阀组及其旁路、减温器、流量计、电动隔离阀。减温器的作用是将抽汽的温度由566℃降为320℃（如图1），实际供热温度控制在275℃左右。
改造后，经过调试确定了供热的运行方式。即机组负荷在35%（210MW）及以上时，可投入供热系统，可选择单机供热或双机供热。同时根据供热抽汽对汽机轴向位移、给水系统运行情况、除盐水系统等参数的影响，确认了供热与负荷对应表。
供热压力调节阀控制供热母管减压减温后的压力，当单机抽汽流量大于100t/h，闭锁该机组压力控制阀增大，此时供热由另一台机组来满足；若两台机组均超出100t/h时，系统报警并将控制切手动保持。改造后的问题：1）供热投运后给水流量会增加，尤其高负荷给水流量会接近上限，因此要注意汽泵前置泵的电流；2）此次改造从高温再热蒸汽管道引出的，因此一台停运后，另一台故障停机时，会造成供热中断；另外当负荷低于180MW时，机组无法对外抽汽供热；节假日时，会出现供热用户不需要用汽，此时热网公司维持管道用汽在5t/h左右，减温减压器因减温水少而雾化效果较差，造成减压器损坏。
第二次供热改造：针对第一次改造后的问题，为了保证供热不会由于#3、#4两台机组供热系统故障或者负荷低于180MW满足不了用户的需求，或者供热流量低于15t/h造成减温减压损坏，我们于2016年进行了第二次改造。此次改造在#4机再热蒸汽供供热蒸汽去供热蒸汽联箱的管路上增加了一路辅助蒸汽，因为辅汽压力、温度可以满足供热的要求，又解决了上面的问题（如图2）。我厂辅汽来至机组四抽、冷再以及珠海发电厂。
改造后又出现的问题：由于我们两台机的辅助蒸汽主要来至冷再供辅汽供汽，因此进入再热器的蒸汽量减少，易造成管壁温度升高，严重时再热器会爆管。另外温度升高对再热器减温水用量增大，机组的煤耗增加。
现在我厂供热一般在120t/h左右，而化学制水系统制水能力在100t/h左右，再加上机组其它损耗，制水能力跟不上供热需求，因此经常得向珠海电厂借水，严重的话得限制供热量，制水能力限制了增大供热量以及提高电厂经济效益。
金湾发电厂两台机组供热量最大出力约200/h（辅汽投运下更多），而高栏港区规划总用汽量约为414t/h，随着经济的发展，供热的需求越来越高。现在正常运行一般供热母管压力维持在1.3Mpa，温度在265度左右。但是新的化工工艺的要求，高栏港工业区需要大量小于1Mpa的低压蒸汽，现有的供热方式无法兼顾低压蒸汽。
后续第三次供热改造：热网公司经过对港区内较大型的在建用热企业进行调研，预估2018年港区用热需求峰值将超过200t/h（约达到260t/h），为了满足工业区供热尤其大量的低压蒸汽的需求，金湾发电公司启动低压增量供热以锅炉补给水扩容项目，改造的方案通过切除1、2高加，利用其抽汽来提供低压汽源。但是是否可行还需进一步论证，研究院已经在进行核算。#3机组2018年03月23号进行了#1、#2高加退出运行试验，当时#3机组负荷550MW，退出#1、#2高加，退出#4机供热及辅汽供热，做#3机单机供热大流量试运，最高流量140t/h。后面减负荷到300MW，最高流量135t/h，SCR入口烟温最低304℃/307℃。试验工程中机组的参数，轴承的振动都正常，尤其SCR烟温正常。因为环保的要求越来越严格，机组运行时SCR要确保运行以控制Nox排放的含量达标。从这次试验我们看出#1、#2退出时机组能保持运行，SCR不会退出（我厂SCR退出温度为293度，此参数跟硫份也有关）。新改建供热项目投运后预计投入供热流量增至300t/h，制水量需求增大，因此公司新增一套制水系统，满足机组供热的要求。
供热经济前景：在严格要求节能减排的当下，热电联产的机组可以节约能源、改善环境、提高供热质量。火电机组供热改造以实现热电联产是电力企业实现自己价值的又一项转变，即能输送电力又保证了工厂的供热需求。我厂向高栏港区供热售价140元每吨，制水成本很低。2017年累计向高栏港区供热45万吨，因此全年产生的效益为140*45000=6300万元，金湾公司供热的纯利润为（实际效益的10%）=6300*10=630万元。由计算可知供热带给我们的利润是可觀的，预计新的供热管道改造后对公司的效益又将是一个很大的提升。金湾发电厂的改造也给同类型的机组提供了很好的借鉴。
参考文献：
[1]林闽城.300MW纯凝机组供热改造技术可行性分析[J].浙江电力，2010（3）：40-43.
[2]臧燕光.供热机组低真空供热改造安全性校核研究[J].节能，2005（10）：31-33.
[3]吕红缨，朱宁[2].秦皇岛热电厂300MW凝汽式机组改为供热机组可能存在问题的探讨[J].热力发电，2007，36（1）：51-53.
关键词：600MW超临界火电机组；供热改造；经济效益
引言：
金湾火力发电厂自投产以来，为广东省电力的稳定做出了卓越的贡献。随着经济的发展，本地区企业用热的需求越来越大，因此金湾公司相继对两台600MW火电机组进行了供热改造。通过改造后，两台机组的能耗降低，提高在电力市场中的竞争力。
机组的概况：珠海金湾发电有限公司采用的锅炉是上海锅炉厂制造的超临界螺旋管圈、一次中间再热、平衡通风、四角切圆燃煤直流炉，机组采用定-滑-定运行方式。共有两台600MW超临界机组，每台机组锅炉的再热器参数（在BMCR运行工况下）：进口压力4.398Mpa；出口压力4.2Mpa，再热器蒸汽的进口温度312℃，出口温度569℃。另外每台机组配置两台汽泵前置泵，前置泵电机的额定电流为62.1A。
第一次供热改造：金湾公司2009年进行了第一次供热改造，此次改造从两台炉膛高温再热蒸汽管道出口各引出一条蒸汽管道，通过减压阀与减温器的配合，使高温再热蒸汽管道中抽出的蒸汽通过减温减压后达到用户参数所要求的蒸汽，即将3.562MPa，566℃（100%THA时）的蒸汽降至1.8MPa，320℃，这样两台机组的供热抽汽通过上面的处理后汇集至供热蒸汽联箱，最后由供热蒸汽联箱引出蒸汽进入供热母管以及热网管线，再给用热用户。从高温再热蒸汽管道供热蒸汽抽汽接口至供热蒸汽联箱管道上按介质流向依次设置电动隔离阀、气动止回阀、气动调节阀组及其旁路、减温器、流量计、电动隔离阀。减温器的作用是将抽汽的温度由566℃降为320℃（如图1），实际供热温度控制在275℃左右。
改造后，经过调试确定了供热的运行方式。即机组负荷在35%（210MW）及以上时，可投入供热系统，可选择单机供热或双机供热。同时根据供热抽汽对汽机轴向位移、给水系统运行情况、除盐水系统等参数的影响，确认了供热与负荷对应表。
供热压力调节阀控制供热母管减压减温后的压力，当单机抽汽流量大于100t/h，闭锁该机组压力控制阀增大，此时供热由另一台机组来满足；若两台机组均超出100t/h时，系统报警并将控制切手动保持。改造后的问题：1）供热投运后给水流量会增加，尤其高负荷给水流量会接近上限，因此要注意汽泵前置泵的电流；2）此次改造从高温再热蒸汽管道引出的，因此一台停运后，另一台故障停机时，会造成供热中断；另外当负荷低于180MW时，机组无法对外抽汽供热；节假日时，会出现供热用户不需要用汽，此时热网公司维持管道用汽在5t/h左右，减温减压器因减温水少而雾化效果较差，造成减压器损坏。
第二次供热改造：针对第一次改造后的问题，为了保证供热不会由于#3、#4两台机组供热系统故障或者负荷低于180MW满足不了用户的需求，或者供热流量低于15t/h造成减温减压损坏，我们于2016年进行了第二次改造。此次改造在#4机再热蒸汽供供热蒸汽去供热蒸汽联箱的管路上增加了一路辅助蒸汽，因为辅汽压力、温度可以满足供热的要求，又解决了上面的问题（如图2）。我厂辅汽来至机组四抽、冷再以及珠海发电厂。
改造后又出现的问题：由于我们两台机的辅助蒸汽主要来至冷再供辅汽供汽，因此进入再热器的蒸汽量减少，易造成管壁温度升高，严重时再热器会爆管。另外温度升高对再热器减温水用量增大，机组的煤耗增加。
现在我厂供热一般在120t/h左右，而化学制水系统制水能力在100t/h左右，再加上机组其它损耗，制水能力跟不上供热需求，因此经常得向珠海电厂借水，严重的话得限制供热量，制水能力限制了增大供热量以及提高电厂经济效益。
金湾发电厂两台机组供热量最大出力约200/h（辅汽投运下更多），而高栏港区规划总用汽量约为414t/h，随着经济的发展，供热的需求越来越高。现在正常运行一般供热母管压力维持在1.3Mpa，温度在265度左右。但是新的化工工艺的要求，高栏港工业区需要大量小于1Mpa的低压蒸汽，现有的供热方式无法兼顾低压蒸汽。
后续第三次供热改造：热网公司经过对港区内较大型的在建用热企业进行调研，预估2018年港区用热需求峰值将超过200t/h（约达到260t/h），为了满足工业区供热尤其大量的低压蒸汽的需求，金湾发电公司启动低压增量供热以锅炉补给水扩容项目，改造的方案通过切除1、2高加，利用其抽汽来提供低压汽源。但是是否可行还需进一步论证，研究院已经在进行核算。#3机组2018年03月23号进行了#1、#2高加退出运行试验，当时#3机组负荷550MW，退出#1、#2高加，退出#4机供热及辅汽供热，做#3机单机供热大流量试运，最高流量140t/h。后面减负荷到300MW，最高流量135t/h，SCR入口烟温最低304℃/307℃。试验工程中机组的参数，轴承的振动都正常，尤其SCR烟温正常。因为环保的要求越来越严格，机组运行时SCR要确保运行以控制Nox排放的含量达标。从这次试验我们看出#1、#2退出时机组能保持运行，SCR不会退出（我厂SCR退出温度为293度，此参数跟硫份也有关）。新改建供热项目投运后预计投入供热流量增至300t/h，制水量需求增大，因此公司新增一套制水系统，满足机组供热的要求。
供热经济前景：在严格要求节能减排的当下，热电联产的机组可以节约能源、改善环境、提高供热质量。火电机组供热改造以实现热电联产是电力企业实现自己价值的又一项转变，即能输送电力又保证了工厂的供热需求。我厂向高栏港区供热售价140元每吨，制水成本很低。2017年累计向高栏港区供热45万吨，因此全年产生的效益为140*45000=6300万元，金湾公司供热的纯利润为（实际效益的10%）=6300*10=630万元。由计算可知供热带给我们的利润是可觀的，预计新的供热管道改造后对公司的效益又将是一个很大的提升。金湾发电厂的改造也给同类型的机组提供了很好的借鉴。
参考文献：
[1]林闽城.300MW纯凝机组供热改造技术可行性分析[J].浙江电力，2010（3）：40-43.
[2]臧燕光.供热机组低真空供热改造安全性校核研究[J].节能，2005（10）：31-33.
[3]吕红缨，朱宁[2].秦皇岛热电厂300MW凝汽式机组改为供热机组可能存在问题的探讨[J].热力发电，2007，36（1）：51-53.