國華呼貝電廠熱網改造熱控問題分析

袁偉光

(神華國華廣投(柳州)發電有限責任公司，廣西柳州545600)

[摘要]主要對國華呼貝電廠供熱改造熱控系統構成做了概括介紹，對其中的設計、設備、施工調試工作中的問題做了簡要分析、并對熱網改造后期遺留的問題進行了分析，給出優化方案和改進方向。

關鍵詞 熱網改造 熱控系統 構成

中圖分類號TM621.4

0引言

內蒙古國華呼倫貝爾發電有限公司一期建設規模為2X600 MW,為超臨界空冷機組。供熱改造工程通過了在#1、#2汽輪機中低壓連通管上打孔、安裝可調整蝶閥，建設廠內供熱首站(安裝4臺熱網加熱器、4臺熱網循環泵)及相關配套設施的方案。改造后，國華寶電#1、#2機組單機額定采暖抽汽量600 t/h(最大800 t/h)，采暖抽汽壓力1.0 MPa，溫度356.6℃，供熱量848萬GJ/年。根據供熱規劃中供熱分區熱負荷統計計算，本項目設計采暖

面積為三個區近期采暖面積總和1938萬m2，根據統計出的各類建筑物采暖建筑面積，按熱指標計算出區內采暖熱負荷，規劃采暖總熱負荷為1117 MW。本改造工程設計單位為中國電力工程顧問集團西北電力設計院，樁基標段為陜西有色建設右限公司，主體工程標段中國能源建設集團北京電力建設有限公司，施工監理單位為黑龍江潤華電力項目管理有限公司，調試單位為內蒙古電力科學研究院有限公司

1熱控系統構成

1.1熱工自動化部分的設計范圍

汽機本體抽汽部分(改造)系統：汽機中低壓缸聯通管抽汽系統等;熱網首站汽水系統：包括熱網首站加熱蒸汽系統、疏水系統、補水定壓系統等;熱網補水處理系統：包括熱網補水泵、生水泵、雙介質過濾器、保安過濾器、超濾反滲透裝置、加藥設備等;原水處理系統：廠外補給水一臺升壓水泵、一座蓄水池，廠內新建除鐵除錳間1座，除鐵除錳設備2套;儀表與控制設備的電源和氣源設計;儀表與控制自動化水平和控制方式、電子設備間布置。

1.2自動化水平

本工程熱網首站監控采用以分散控制系統DCS為基礎的計算機控制系統實現，按就地無人值守考慮。通過將熱網首站控制納入電廠原2X660 MW機組DCS控制系統的公用網絡，最終實現在集中控制室以LCD/鍵盤為中心的集中監視和控制;在值班人員少量干預下自動完成熱網首站的啟動、停止、正常運行的監視控制和異常工況處理。與汽機聯系緊密的每臺汽機的抽汽部分(包括抽汽快關閥、抽汽逆止閥等)納入原汽機DEH控制系統。DEH相DCS用系統之間的重要聯絡信號采用硬接線連接。

熱網補水處理系統：采用以可編程邏輯控制器PLC為基礎的計算機控制系統實現。功能納久原鍋爐補給水處理程控系統，最終實現水網及集控室輔網操作員站的集中監控。

廠內原水除鐵除錳處理系統：采用以可編程邏輯控制器PLC為基礎的計算機控制系統實現。功能納入已有的原水及綜合泵房理程控系統，最終實現水網及集控室輔網操作員站的集中監控。廠外原水泵房控制見電氣專業說明。

1.3控制方式

本工程熱網首站控制功能通過設置DCS遠程I/O站方式，納入主廠房DCS公用網絡中，通過集中控制室內單元機組DCS操作員站實現遠程監控，兩臺機組操作員站控制信號相互閉鎖。同時，DCS系統在就地電子間設有就地操作站，便子系統調試、啟動初期以及生產巡檢時操

作使用。熱網補水處理系統通過增加I/O卡件和單獨的機柜，納入原鍋爐補給水處理程控系統，實現PLC程序自動控制。廠內原水處理系統通過增加在現有原水程控PLC機柜內空槽位增加I/O卡件，不需單獨的機柜，納入原水及綜合泵房程控系統，實現PLC程序自動控制。

1.4熱網首站電子設備間布置

本工程在熱網首站14.7 m層設就地電子設備間，面積約30 m2，放置DCS遠程I/O機柜以及就地維護終端等。熱網首站電動門配電箱布置在就地設備附近。熱網首站電子設備間布置7.8 m。

1.5儀表與控制系統及裝置功能

DCS功能包括數據采集(DAS)功能、模擬量控制 ( MCS)功能、順序控制(SCS)功能。本工程DCS的IO配置暫按700點考慮，在熱網首站增加DCS遠程I/O站，配置2對DPU控制器。熱網改造涉及在主廠房DCS控制的設備，接線至原電廠DCS機柜的，利用原有DCS機柜備用點或增加卡件的方式來實現。本工程汽輪機抽汽部分改造新增控制設備及儀表等均由汽輪機廠成套供貨.，在原電廠DEH等機柜增加卡件，納入原電廠DEH等系統。

1.6主要熱控設備選型原則

本工程供熱改造儀表控制設備整體選擇盡可能與電廠原2X660 MW機組一致，以便全廠統一維護、管理和減少備品備件。DCS系統選型與原電廠主機DCS -致，在原DCS系統上擴容，采用比利時公司的HOLLiAS - MACS型DCS系統。PLC硬件選型與原程控系統保持一致，采用MODICON產品。變送器、二進制開關、分析儀表、抽汽系統的儀表閥門、重要的電(氣)動執行器等重要的儀表及控制設備選用采用進口產品。變送器、分析儀表采用智能型產品。電動執行器采用機電一體化型產品。

1.7電源和氣源

熱控電動門配電箱接受兩路380 V交流電源，兩路來自廠用段。熱網首站DCS遠程I/O站及就地操作站電源直接由主廠房DCS泵統公用電源柜內備用回路供電。

氣源來自電廠儀用壓縮空氣系統，在主廠房內或補給水處理車間內的氣源母管就近引接。

2設計問題

(1)供水流量計原設計為孔板式差壓流量計。流量計是基于流體流動的節流原理，利用流體流經孔板時產生的壓力差而實現流量測量的，通常是由能將被測流體的流量轉換成壓差信號的節流裝置和能將此壓差轉換成對應的流量值顯示出來的差壓流量計所組成。但隨之而來有一個問題，國華呼貝電廠地處高寒地區，冬季溫度達零下40℃以下，使用差壓流量計必然導致管路凍結，需全部管路加伴熱電纜及敷設保溫。后經調研比較發現供水流量大多采用超聲波流量計。超聲波在流動的流體中傳播時就載上流體流速的信息，因此通過接收到的超聲波就可以檢測出流體的流速，從而換算成流量。超聲波流量計由超聲波換能器、電子線路及流量顯示和累積系統3部分組成。超聲波發射換能器將電能轉換為超聲波能量，并將其發射到被測流體中，接收器接收到的超聲波信號，經電子線路放大并轉換為代表流量的電信號，供給顯示和積算儀表進行顯示和積算，這樣就實現了流量的檢測和顯示。兩種流量計應

用情況比較如下：

A.量程比。因為結構特點，孔板流量計是通過節流件來完成丈量的，所似其量程比通常只有1:3，最高可達1: 10，而超聲波流量計沒有任何阻流件，其量程比可達1: 200。這兩個數據表明：假如實現一種丈量方案，假定其流量范圍是從1～40m3/h，使用超聲波流量計只需要一路工藝計量回路就可以實現，假如采用孔板流量計，需要多路才能實現。

B.壓損。因為孔板流量計的結構有阻流件，超聲波流量計沒有阻流件，那么顯而易見：孔板流量計的壓損很大，超聲波流量計壓損實際可以忽略不計。

C.精度。孔板流量計的計量精度理論上可以達到1%，但是通過大量的實踐證實，孔板流量計抗干擾能力較差，現場精度最高能達到2%，一般情況下在3%左右。超聲波流量計的精度則可以達到0.5%甚至更高。

D.精度變化?？装辶髁坑嬕驗殚L期使用，孔板進口邊沿磨損，孔板彎曲變形，都會使精度喪失。超聲波流量計因為無磨損、無示值漂移現象，可以長期保持較高的精度。

E臟污的影響。因為孔板流量計由節流件，長期使用時，臟污物將堆積在孔板的上游，造成差壓信號不準，直接影響計量精度。臟污和孔板鈍化可造成計量偏差2%～10%以上。超聲波流量計為中空管段，探頭在儀表上部，臟污不易影響探頭工作，不會影響計量精度，而且流量計可以檢測臟污情況并修正和報警提示、及時進行清洗。超聲波流量計目前所存在的缺點主要是可測流體的溫度范圍受超聲波換能器及換能器與管道之間的耦合材料耐溫程度的限制，以及高溫下被測流體傳聲速度的原始數據不全。目前我國只能用于測量200℃以下的流體。我廠供水溫度最高設計60℃，超聲波流量計完成可以滿足使用要求，綜上所述我廠協調設計人員要求將原設計的供水孔板差壓式流量計改為多通道超聲波流量計，既可以保證準確測量，又能夠保證冬季安全可靠運行。

(2)供熱量測點位于DCS中，無單獨設計測點;目前設計供熱測點均位予DCS顯示，未考慮到供熱公司的需要，在供熱聯絡會議中供熱公司提出兩個要求一是供熱測點供熱公司必須可以在線實時監視;二是供熱測點必須有獨立監控系統，雙方中任何一方不得擅自更改。目前設計不能滿足此要求，經供熱設計聯絡會議討論決定：一是供熱相關測點傳給供熱公司通過我廠DCS傳輸至我廠PI系統，通過PI系統專用網絡傳輸至供熱公司。二是增加一套PLC系統專門用于顯示、計算供熱相關測點，DCS中供熱測點顯示通過PLC通訊至DCS即可，供熱量結算以PLC中顯示數據為準。據此設計變更，滿足了供熱雙方需求。

3設備問題

(1)化學水就地電磁閥箱就地，遠方無法實現無擾切換，由遠方切換至就地位時，電磁閥控制所有閥門都會動作到閥門就地指令指向位置，容易引起系統誤動作。此為開關旋鈕未按照技術協議要求正確配置中間位，只有開關位。經過與廠家協調將所有開關指令按鈕改為三位配置，即開位、關位、中間位，這樣就可以保證遠方就地實現無擾切換，保證了系統的穩定運行。

(2)計量測點供熱系統壓力、溫度、流量安裝前均未到相關電力科學院檢測。因供熱測點涉及到供熱雙方經濟效益，為避免因測點準確性供熱雙方日后產生分歧，主動聯系供熱公司雙方共同派人去電科院分別對供熱壓力、溫度、流量進行檢測，并共同對檢測報告進行了確認。

4施工調試問題

(1)上汽要求中壓缸排汽壓力不得低于0.95 MPa，因不同負荷對應的中壓缸排氣壓力不是一個定值，所以中壓缸壓力定值應為負荷的折線函數值。

(2)上汽要求機組必須在該主汽流量1390 t/h以上才能投入調整抽汽。此數值較大，無法滿足生產要求，需要與上汽進行重新核對。

(3)現場運行應以中排溫度388℃保護作為限制措施，最小流量1390 t/h僅作為運行參考值。

(4)加裝低壓缸入口(2個)0～1.2 MPa壓力變送器，滿足控制要求。當低壓缸入口低于0.25 MPa，禁關連通管液壓蝶閥。

5供熱改造后的遺留問題

剛投產時供熱抽汽達到200 t/h，從參數上看，機組的軸向位移和低壓缸脹差沒有增加變化不大。鑒于國華準格爾電廠#3、#4機組供熱改造以后出現了軸向位移偏大(超過報警值)，低壓缸脹差偏大的現象，供熱改造后，抽汽管道及其支架的力平衡應重新計算，保證機組在投入供熱蒸汽運行后汽輪機處于良好的膨脹狀態。到供熱抽汽就可能達到額定的600 t/h時，需關注機組振動、位移、脹差的變化。

(1)供熱改造后，做好機爐協調優化工作。機組供熱改造后，由于熱網抽汽帶走了用于發電的一部分熱量，這就打破了原有的機、爐之間的能量平衡，因此需要鍋爐增加一部分熱負荷來補償這部分抽汽帶走的熱量。將熱網負荷折算成電負荷，加入到協調回路中。在現有鍋爐主汽壓力設定回路中，主汽壓定值為機組目標負荷的函數。機組供熱期間，鍋爐負荷的計算因為沒有加入熱網負荷而比實際偏低，主汽壓力設定因此也偏低。因此，需要對機爐協調回路進行修正。方案為：采用機組負荷指令十供汽流量折算的電負荷相加，作為鍋爐主蒸汽壓力折線的輸入端。

(2)供熱改造后，計算上報電網公司的最低負荷，保證機組運行。

A.空冷島4列運行，保證最小部不凍流量為550 t/h;

B.或者按照運行經驗純凝工況下，空冷島不凍負荷為C 2013年抽汽按照200 tlh計算。

計算方法：在純凝工況下，保證機組運行的空冷島不凍負荷，加上熱網帶走的抽汽熱量轉換成的電負荷，然后進行校正。

計算1：按照空冷島不凍負荷為360 MW;主蒸汽參數：流量Q= 980 580 kg/h，溫度T-566℃，壓力P-18.502 MPa，焓值H=3456.6 kj/kg。低壓缸入口參數：流量Q= 790 067 kg/h，溫度T= 356℃，壓力P-0.5498 MPa，焓值H=3178.2 kj/kg。

假定高加、除氧器等在此負荷附近參數變化不大，或者可忽略，此時抽汽為200 t/h，抽汽參數：Q=200 000kg/h，溫度T= 356℃，壓力P=0.5498 MPa，焓值H-3178.2 kjlkg。低壓缸排汽參數：Q=697 717 kg/h，壓力P11 kPa，焓值H=2393.4 kj/kg。因此，供熱抽汽所帶走的熱量為：抽汽參數相對于低壓缸排汽參數所帶走的熱量，即：q-Q*(H抽- H排)-200 000×(3178.2—2393.4)-156 960 000噸。也就是說，供熱抽汽每小時帶走的熱量為156 960 000kJ。這個熱量只能由增加主蒸汽流量的方法實現，那么需要增加的主蒸汽流量為：Q=156 960 000 kj/3456.6 kj/kg=45 408.8 kg/h,即45.4 t/h。通過查熱平衡圖可知，此蒸汽流量財應的增加的電負荷為21.2 MW，因此可以得出：按照空冷島不凍負荷為360 MW抽汽200 t/h時對應的機組負荷為381.2 MW。 ’

計算2：按照最小部不凍流量為550t/h純凝工況下，查滑壓的熱平衡圖，低壓缸排汽為550 t/h時機組所帶的電負荷約為331MW。按照算法1的經驗，抽汽為200 t/h時，需要升負荷21.2 MW，所以按照最小部不凍流量為550 t/h時需要電負荷為353 MW。

6結語

綜上所述，本文對國華呼貝電廠熱網改造熱控系統配置做了簡要介紹，對投產相關問題做了分析并給了解決方案，對投產后可能產生的問題及需完善項目提出建議，希望有助于同行參考。

參考文獻

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