摘 要：本文介绍了华能上安电厂600MW超临界直接空冷机组供热系统改造后机组运行中所出现的问题，并针对问题进行了相关总结，根据运行经验提出了一些解决的办法及优化调整的方式
关键词：超临界；直接空冷；供热乏汽改造；汽机安全；
0 引言
近年来，电力生产企业形势严峻，各电厂都在开拓新的发展思路，随着我国环保治理力度上升，城市集中供暖大机组化成为一种趋势，电厂供热的改造是电厂转型求发展的一种重要手段，本文重点对上安电厂#6机组供热改造后运行调整及出现的问题进行了总结和分析。
1 系统改造
华能上安电厂#6机采用的是东方汽机厂生产的NZK600-24.2/566/566型超临界一次中间再热三缸四排汽单轴直接空冷凝汽式汽轮机，空冷岛部分为8排7列风机运行，本次6号机组供热改造分为两个部分，一是中低压缸连通管打孔抽汽供热改造；二是利用原有尖峰凝汽器进行乏汽回收改造。
#6汽轮机在中低压缸连通管打孔抽汽，连通管上设调节蝶阀，供热抽汽管径为ф1220x16，供热抽汽管道材质为Q245R。额定抽汽量500t/h，蒸汽参数1.0MPa、349.8℃，供热抽汽管道上先后设置安全阀、气动止回阀、抽汽快关调节阀、电动隔离阀,在止回阀前布置安全阀排气管道，低压缸末级及次末级叶片未进行改型，热网疏水经原疏水管道分支至6#机组排汽装置，管道上先后设置电动门、调节门及冲洗排污门。
#6机乏汽供热改造利用原5000平
图 1 #6机抽汽供热系统画面
方米尖峰凝汽器,在供热循环水流量15000 t/h情况下最大可回收约260t/h乏汽余热。热网供热循环水管道对接至原尖峰冷却循环水管道，冬季供热时与尖峰冷却循环水隔断封堵，走热网供热循环水；夏季时与热网供热循环水隔断封堵，走尖峰冷却循环水，管道上设置电动隔离门及排空气门。
图 2 #6机乏汽凝汽器系统画面
2 系统运行方式
2.1 加热系统
#6机供热抽汽自汽机中、低压连通管引出并与#5机组抽汽管道合并进入一根抽汽母管，通过供热抽汽母管进入热网首站，正常带两台加热器并带两台汽动循环泵小汽机，设计流量600 t/h常规抽汽运行，正常运行中可选择机组或者双机并列抽汽运行。
热网循环水回水进入#6机乏汽凝汽器进行加热升温后再进入热网抽汽加热器进行进一步加热，到达供暖温度标准。
2.2 疏水系统
#6机疏水系统有3台热网加热器疏水泵，正常两运一备，疏水泵设计流量300t/h；2台小汽机排汽加热器疏水泵，正常一运一备，设计流量140t/h，
供热机组的供热抽汽疏水及热网小汽机加热器疏水通过疏水泵升压后，经过疏水冷却器与#5机组主机凝结水换热后回至#6机排汽装置。
2.3热网循环水系统
热网循环水设计参数：供/回水温度130/50℃，供/回水压力1.783/0.483MPa；循环水流量近期正常11302t/h，远期正常13489t/h。回水经过电动滤水器进入#6机乏汽凝汽器加热，到达热网换热首站，经热网循环泵升压后进入热网加热器升温，最后送出厂外。为了防止回水超压，在回水母管上设置安全阀，以保护热网循环水泵；同时为了防止水锤，在泵进、出母管通过止回阀设置联络管，以释放水锤造成的超压而保护热网循环水泵。热网循环水泵设置5台，4台25%容量汽动循环泵，流量3600t/h，扬程130mH2O；1台25%容量电动循环泵备用，流量3600t/h，扬程130mH2O。
2.4 热网补水及定压系统
化学软化水采用过滤、超滤+反渗透的处理工艺，配置3套155t/h的超滤装置以及3套115t/h的反渗透处理装置。反渗透系统设备出水作为长输网及一级网补水，软化水经补水泵升压后直接补到热网回水管道内。补水泵变频控制，控制回水压力稳定在0.4Mpa。
3运行问题分析
3.1低压缸排汽温度高
汽轮机低压缸运行中正常靠一定的蒸汽流量进行冷却，当蒸汽流量较小低压缸产生鼓风热而流通的蒸汽又不足以带走这些热量，导致低压缸排汽温度高，因乏汽供热为了提高乏汽利用率必须提高背压运行这又增加了排汽温度高的风险，低压缸安全性降低，汽轮机末级叶片颤振，水蚀风险增大，需考虑增加相关监控和防护措施。
实际高背压运行过程中，应注意监视低压缸排汽温度，严防鼓风效应，如持续升高，应立即降低机组背压，适当开大低压缸进汽调节阀，减小供热抽汽调节阀，提高低压缸进汽量，必要时可投入低压缸喷水减温，可在运行中进行相关试验摸出机组抽汽量和机组背压之间的关系。
3.2乏汽凝汽器超压问题
因#6机组乏汽凝汽器是利用原有尖峰凝汽器改造而成，水侧设计压力0.6Mpa，使用尖峰凝汽器时需严格控制热网循环水压力，主要措施：一是保证热网循环水较低压力稳定运行；二是压力升高时采取泄压措施。
现阶段运行经验是在供热期时#6号机尖冷投运期间，严密监视热网回水压力，正常应保持在0.25-0.32Mpa。增加相关泄压措施，热网回水压力＞0.32MPa，热网回水 A滤水器排污电动门联锁开，热网回水压力＞0.36MPa联锁开B滤水器排污电动门。如果压力仍持续增高，应立即派人就地打开乏汽凝汽器水侧疏水放空气手动门进行泄压，在热网循环水泵回水母管压力＞0.42Mpa打开6#机组乏汽凝汽器旁路总电动门，关闭乏汽凝汽器进出口电动门，退出乏汽凝汽器运行，在改造时可增加相关机械式泄压阀来保证安全运行。
3.3空冷岛防冻问题
因汽轮机乏汽供热方式时大部分排汽经乏汽凝汽器进行凝结放热，进入空冷岛散热片汽量将大幅减小，在冬季运行中如何避免空冷岛散热管束结冰问题尤为严峻，冬季空冷岛防冻运行调整更加困难。
纯抽汽供热，要求#6机组空冷岛背压规定：12-13Kpa，不得随意降低。当空冷岛出现过冷报警时应及时调整，尽量避免霜冻情况发生。如果供热抽汽量＞450T/H，空冷岛霜冻情况通过调整无法消除，应提高空冷岛背压运行，直至各部温度恢复正常。投入乏汽凝汽器后，因空冷岛需维持高背压运行，需通过开、关3-6排的进汽蝶阀和调整运行风机的频率维持要求的背压。在正常情况下，保持1、2、7、8排的进汽蝶阀常开及对应各排部分风机自动运行， 3、4、5、6排进汽蝶阀依据要求进行的开、关操作，调整运行风机台数，控制运行风机频率。本供热季度#6机关闭两排进汽蝶阀基本上满足高背压需求3、4排一组，5、6排一组。
为了对关闭排空冷散热片进行定期回暖，同时为了减少进汽蝶阀密封磨损，规定两天进行一次切换，切换时间选择中午温度较高时分，同时为了减少打开进汽蝶阀对空冷散热片的冲击作出了如下规定：
进汽蝶阀开5%，观察进汽蝶阀后温度持续上升，当与空冷岛进汽温度差值＜20℃后开至10%；观察抽空气温度持续上升，当与其它运行排抽空气温度差值＜15℃开至20%；观察2、6列凝结水温度稳定并开始上升，将进汽蝶阀开至30%；观察2、6列凝结水温度与其它运行排凝结水温度差值＜15℃可逐渐开展。退出任一排运行时应监视进汽蝶阀后温度持续下降并稳定，如果与环境温度相差达到15℃以上，应认为进汽蝶阀内漏。
3.4凝汽器及空冷散热片泄漏问题
乏汽凝汽器在改造期间，应同步增加凝结疏水在线电导率检测装置，若发现凝结水导电度增大，立即通知化学化验水质，确认该凝汽器泄漏后，应立即停止该凝汽器运行，调整空冷岛风机运行，维持背压稳定。
投入空冷岛退出排运行时应通知精处理监视凝结水电导率变化正常（即先升高后逐渐恢复正常）。如有异常应恢复原方式运行，观察电导率变化情况并查找原因。在运行中应坚持进行严密性试验，重点对投停操作频繁的空冷散热片进行查漏工作。
3.5背压波动问题
在保证高背压时，应采取较多排蝶阀保持开位，空冷风机低频运行或停止状态，当出现背压大幅波动时，可以及时增加空冷风机出力或启动停运风机运行，维持机组背压。可增加单排风机同时启动按钮或完善相应风机自启动逻辑，事故情况下减少操作量。
3.6热网小汽机出力问题
热网循环水泵小汽机排汽排至单独热网加热器（相当于此小机凝汽器），此热网加热器冷却水为热网循环水回水，若考虑单独设计大面乏汽凝汽器，将大大提高热网循环水进入热网小汽机加热器的温度，经运行经验可以达到70℃，这将降低热网小汽机加热器的冷却能力，若设计余量小的话，将影响小汽机出力，导致达不到设计热网循环水量，建议在初始设计阶段应考虑此问题，可增加小汽机容量或设计一路不经乏汽凝汽器的热网回水来单独冷却小汽机排汽。
4 总结
汽轮机抽汽供热方式较为普遍，为了进一步提高汽轮机经济性及增加供热能力，乏汽凝汽器供热改造成为了一个重要技术手段，本文对此从实际运行操作角度总结了此供热系统运行中所出现的问题，并针对这些问题提出了一些解决的办法，希望为同类型机组的改造调试和运行带来一定的借鉴意义。
参考文献：
[1] 郑体宽.热力发电厂. [J].中国电力出版社.2005
2] 郭大民，李鹏.华能上安电厂石家庄供热运行规程..2019.
[3]DL/T 611－1996 DL/T 609－1996《600MW级汽机运行导则》