邱俊程
国能宁夏灵武发电有限公司 宁夏 银川市 750000
摘要：在现阶段火电厂日常运行的过程中，主要的控制方式有以下两种，分别是单独控制和集中控制。如果采用的是单独控制方式，则电、炉、机三部分就会相互独立，各自形成孤岛而互不联系，从而会在一定程度上增大资源浪费，同时使运行成本大大提升，无法对其进行系统的、高效的管理。类似这种无法进行统一的操作，会使整个系统运行的误差大大增加，会进一步影响到整个火电厂的稳定运行。因此，为了使这些运行弊端得到科学的改良，加强对集控运行方式的研究和应用就显得非常重要。
关键词：百万空冷机组；长距输热；事故处理
引言
随着国民经济对电力需要的不断增加，倡导节能、降耗、环保的理念推动，热电联产成为当前阶段人们热议的话题，在我国电力生产中，火力发电是非常重要的供应形式，而在水源珍贵的黄土高原上，空冷机组在节约水源的方面取得了明显的成效。如今，灵武电厂的百万空冷机组更是通过改造高背压凝汽器、建设42.6公里的输入管线，将节能、降耗、环保发挥到了极致。笔者结合实际工作经验，总结了百万空冷机组长距离输热供热运行中的事故类型及事故处理。
1银川供热设计概况
灵武公司四台机组经供热改造后全部实现供热。向灵武市供热工程于2015年投产供热；向银川市智能化集中供热项目分两期工程，一期工程于2018年投产供热，二期工程于2020年投产供热。
一期#1、2机组原向灵武抽汽供热，设计供热面积600万平方米，设计供热负荷330MW，平均热负荷225MW，在设计热负荷工况下所需的蒸汽量为2×230t/h。银川供热工程将#1、2机组联通管及蒸汽管道进行增容改造，将原有的汽轮机连通管出口DN1000的管道改为DN1200的管道，设置高背压凝汽器，正常在高背压工况运行，抽汽可作为灵武和银川供热首站的尖峰热源；#1、2机组事故热源采用原灵武供热首站DN1000的联络管互相备用。改造后#1、2机组设计最大抽汽量均为600t/h，采暖抽汽参数为1.0MPa，350.5℃。
二期#3、4机组进行联通管抽凝改造，设置高背压凝汽器，抽汽作为银川供热首站的尖峰热源，#3、4机组供热蒸汽管道间设DN1200的蒸汽联络管，作为两台机组事故时热源互相备用管线；同时对#3、4机组低压缸进行通流改造，将#4机组抽汽管道管径放大至DN1600（#3机组管径DN1400，通流能力1000t/h），改造后在13kPa背压下最大抽汽能力1200t/h（#3机组未改造1000t/h），20kPa背压下最大抽汽能力1000t/h，33kPa背压下最大抽汽能力750t/h，采暖抽汽参数为1.0MPa，367℃。
为了防止空冷岛在极端气温下不能满足最小防冻流量，无法满足防冻要求，各台机组的空冷岛各列均安装进汽蝶阀（部分列原来已安装）。
银川供热一期工程设计供热面积为3770.1万平米，采暖综合热指标47.6 W/㎡，设计热负荷1794.52MW，平均热负荷1223.27MW；二期工程设计供热面积3179万平米，按采暖综合热指标46.4W/㎡计算，设计热负荷1475.06MW，平均热负荷1005.5MW；银川供热工程最终实现供热面积6949万平米，按采暖综合热指标46.97 W/㎡计算，最终设计采暖热负荷为3269.58MW，平均热负荷2224.94MW，年供热量8062978 KWh。
银川供热一、二期工程共设两路独立的供热管线，两供两回，供回水设计温度130/30℃，循环水量2×15000t/h。热网循环水先进入二期机组高背压凝汽器进行一级加热，将温度升高至49℃后再送入一期机组加热至68℃～70℃（考虑换热器端差），所需要的乏汽量为1055t/h（单路热网），最后进入银川供热首站通过尖峰加热至130℃后对外供出，所需的尖峰汽源为1550t/h（单路热网）。一期工程#1供热管线先经#3机组高背压凝汽器加热后再进入#1机组高背压凝汽器；二期工程#2供热管线先经#4机组高背压凝汽器加热后再进入#2机组高背压凝汽器。正常运行时，#3、4机组常规背压13kPa运行（额定背压33kPa），在有机组事故状态下可以考虑抬高背压运行，#1、2机组高背压33kPa运行（额定背压）。
全厂机组最大供热能力为3269MW（扣除灵武采暖热负荷330MW），该供热能力下，当采暖供回水设计温度为130/30℃时，理论上两路供热管网总热网循环水总量应为2×14077t/h；当两路供热管网热网循环水量为2×15000t/h时，供回水温度应为123.8/30℃。在单机事故状态下能保障任意一路供热管线65%的供热安全边界，但应满足供水温度为115℃时，回水温度应低至35℃，且供水温度为106℃时，回水温度应低于40℃。如果回水温度达不到上述条件，则需要外网配以相应的尖峰热源作为补充。
灵武公司银川供热首站#1、2供热管线共设10台热网循环水泵，一、二期工程各5台，四运一备，一期工程原设计4台，后在二期工程供热首站内预留增加1台作为备用泵，目前未投运。
为达到能源分级利用的目的，银川供热首站设6台12MW背压同步交流发电机组，排汽进入相应的热网加热器加热热网循环水，每台背压机组对应2台热网加热器，共设12台热网加热器。背压发电机分别并入#3、4机组厂用10kV工作母线Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ段，在采暖期以降低厂用电率?
.png)
2事故处理分类及事故处理
2.1事故处理分类
2.1.1 故障报警分级：
系统故障根据严重程度分为四级：系统急停故障、严重故障、一般故障和预警。四级严重程度逐渐降低，每级处理措施相似。
2.1.2 系统急停故障：系统已无法继续运行，要求系统尽快停止进行抢修。
2.1.3 严重故障：系统能够通过调整，降低系统流量，继续部分负荷运行。
2.1.4 一般故障：要求系统尽快排除故障，但系统仍能通过简单的处理措施，不需大幅降低系统流量，继续运行。
2.1.5 预警故障：需要对潜在的风险进行分析，对可能的故障进行排查。
2.2事故处理
此处事故处理仅介绍供热运行中影响最大、危害最大、事故处理最难的事故----#3中继隔压站4台循环水泵全跳事故。（#3中继隔压站为银川供热Ⅰ期供热一、二级网换热站，4台循环水泵全跳意味着二级网循环水失去动力，一级网的热量无法被吸收，造成回水温度高，威胁火电厂空冷机组背压，及管道热胀危害）
事故发生后：值班人员应立即打闸3台背压发电机（加热器汽源：1、大机抽汽；2、背压发电机排汽），同时逐步关小各加热器进汽调阀，减小进汽量，退出各加热器汽侧运行，降低各循环水泵转速，降低循环水流量，配合供热公司停运银川热网一级循环水系统；打开电动滤水器排污门，增大补水量，联系一期集控降低高背压运行机组背压，提高运行空冷风机转速，投运隔离空冷风机，降低高背压凝汽器出水温度，打开高背压凝汽器旁路门，同时汇报值长和供热公司。注意高背压运行机组背压及各部参数变化情况，防止背压突升影响机组安全运行，并检查厂内热网回水管道及高背压凝汽器支架位移变化情况。
结束语
总而言之，火电产集控运行中事故处理能力是保证安全生产的关键所在，经过上面的介绍和分析，作为电厂管理人员要给予危险点预控工作充分的重视，根据具体的事故做出相应的事故预想，采取对应的反事故措施。在企业日常运行过程中更要注重帮助企业人员树立安全生产意识，培养事故预想意识，加强培训和教育力度，落实相应的考核机制以及安全责任制，注重理论与实践相结合，以此为基础来帮助和指导火电产安全生产。