1研究背景为响应国家建设资源节约型、环境友好型社会的要求，国家发改委、能源局及财政部出台了一系列政策鼓励对煤耗超过平均水平5 g/kWh的机组进行优化。《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》提出，“到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310 g/kWh”［1］，煤电高效清洁利用有望达到较高水平。国能九江火力发电厂拥有2台350 MW发电机组，自2003年投产以来，机组陆续进行了省煤器改造、燃烧系统优化、脱硫脱硝系统改造等节能改进措施。但与近年来新投产的大容量、高参数火电机组相比，电厂仍因发电煤耗偏高等因素而处于不利的竞争地位。大容量机组具有较高的供热蒸汽参数和较低的单位能耗，可满足周围用户近、远期用热需求，实现周边集中供热、节能降耗，减少污染［2］。电厂与周边用户商定：利用电厂的蒸汽产能，实施机组抽汽供热改造，建立与用户之间的热网架构，提供绿色廉价的工业用汽。国内针对发电机组供热改造已进行了大量的研究工作［3-10］。吴斌［11］进行了215 MW机组的工业抽汽供热改造，采用抽汽压力调整、调温系统改造、增设高压旁路等措施，机组发电煤耗降低12 g/kWh。刘网扣［12］发现，采用再热器热段抽汽，能够满足供汽参数要求；对汽轮机的影响小，机组的推力仍然能够很好地平衡。黄宏星［13］以660 MW纯凝机组为例，分析计算了再热器热段抽汽供热、再热器冷段抽汽供热、抽汽加装压力匹配器供热这3 种方案对锅炉、汽轮机、辅助设备运行的安全性和经济性的影响程度。结果表明，抽汽加装压力匹配器供热效果最佳，并验证了供热对降低蒸汽冷源损失，提高机组经济性的结论。张南放［14］基于1 000 MW机组针对受汽方供热需求增加的实际情况，在由冷段和1 号抽汽供热的基础上再增加了0号抽汽向外供热的方案，500 MW工况下供热90t /h时煤耗下降4.36 g/kWh。刘岩［15］以600 MW纯凝机组为例，分析了打孔抽汽改为供热机组的优越性。研究结果显示，全年总平均热效率可提高7.22%，发电标煤耗率可节省10.34 g/kWh，抽汽供热可代替大量效率较低的小锅炉，能源利用更为充分。综上所述，有必要对效率相对较低的电站锅炉进行系统升级改造，以降低煤耗，减少大气排放。本研究主要针对国能九江2×350 MW机组从汽机侧抽汽改造无法同时满足用汽温度和压力需求的问题，提出一种独立的新型抽汽再加热改造系统。2锅炉概况九江电厂三期5#、6#锅炉为美国Foster-Wheeler公司生产的双拱形单炉膛、“W”形火焰燃烧方式，一次中间再热、平衡通风、固态排渣、亚临界参数、自然循环、汽包炉，BMCR工况设计流量为1 170.4 t/h。炉膛四周布置膜式水冷壁，锅炉炉膛由下部燃烧室和上部炉膛组成，火焰在下部燃烧室形成W型。前墙和后墙向内形成炉拱。在拱的肩部前后对称共布置浓淡分离自稳燃低NOx燃烧器。炉膛燃烧室内敷设卫燃带，有助于无烟煤的燃烧，过热蒸汽汽温调节采用喷水减温方式，再热汽温调节采用烟道挡板调节，在冷再进口装有事故喷水器。锅炉运行状况如表1所示，改造前锅炉热力特性如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.018.T001表1锅炉运行状况项目低氮改造前2018.06.192018.07.24ECR75%ECR75%一次汽蒸汽流量/(t/h)1 125.60828.201 109.45687.71一次汽出口蒸汽温度/℃539.0538.4541.0541.0一次汽出口蒸汽压力/MPa16.6016.4015.6213.70汽包压力/MPa17.7017.1016.7414.62二次汽出口蒸汽温度/℃523.7537.5541.0541.0二次汽出口蒸汽汽压/MPa3.42.63.42.6低再进口蒸汽温度/327.00302.00332.91318.44低再进口蒸汽汽压/MPa3.72.7——给水流量/(t/h)943.90708.70—687.71给水温度/℃276257263258给水压力/MPa18.017.417.0—10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.018.T002表2锅炉热力特性项目50% TRLTRLBMCR省煤器出口过量空气系数303030干烟气损失4.084.384.57氢水分损失0.220.240.25空气中水分损失0.070.080.08不完全燃烧损失2.422.422.42热辐射损失0.380.210.19其余热损失0.350.350.35制造裕量0.50.50.5总热损失8.028.188.36锅炉热效率91.9891.8291.64%3抽汽再加热系统3.1改造参数为了达到工业用汽参数，整个机组热力参数，从汽轮机一抽点前新增抽汽开孔，抽出的蒸汽通过汽汽换热或是烟气加热满足抽汽参数要求［17］。工业用汽参数如表3所示。汽机一抽点参数如表4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.018.T003表3工业用汽参数项目流量/(t/h)温度/℃压力/MPa数值50~165470~3.810.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.018.T004表4汽机一抽点参数项目电负荷/MW流量/(t/h)压力/MPa温度/℃工况12801656.119391工况22991006.65402工况3327807.188413工况42301654.921367工况52301004.96370工况6230804.866372工况71501004.778375工况8150804.59378工况9135804.411382系统自汽轮机高压缸缸体抽汽，引入锅炉尾部竖井转向室的再加热器（新增受热面，位于低再垂直段后方）进行加热至合格用汽参数，通过供热管道输送到供热首站以满足工业用汽需求；当工业用汽量发生变化时，超出工业用汽量的部分蒸汽通过旁路系统引入低温再热器出口集箱（改造新增集箱），工质并入原锅炉再热器系统；当不需要工业用汽时，抽汽量控制在受热面最小冷却流量以避免受热面干烧。供热出口管道闸阀关闭，工质全部经由旁路系统引入原再热器系统。烟气加热系统参数如表5所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.018.T005表5再加热器进出口参数工况负荷/ MW进口流量/ (t/h)进口温度/℃出口压力/MPa出口温度/℃工况12801703494.20470工况22991073204.20470工况3327863063.71478工况42301653634.20470工况52301033354.20470工况6230803522.78506工况71501003704.20470工况8150802893.45492工况9135803523.66512注：1. 工况3、6、8、9为工业不用汽时，满足加热系统安全运行即可； 2. 进口流量含喷水减温水量。3.2烟气再加热系统烟气加热受热面置于锅炉尾部竖井后烟道转向室，在低温再热器垂直段后，低温再热器蛇形管受热面上方。在加热器布置如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.018.F001图1再加热器布置图再加热系统包括供热进口管道、出口管道、再加热器、出口管道旁路、暖管管路。供热进口管道依次设置有气动止回阀、手动止回阀（靠近抽汽口布置），插入式流量测量装置，电动调节阀及喷水减温器。供热出口管道依次设置有安全阀（带排汽管和消音器）、喷水减温器、气动闸阀带热备用的暖管管路电动截止阀、插入式流量测量装置，止回阀（靠近供热首站布置）。在出口旁路管道上设置有电动调节阀，调节阀前后配备电动闸阀，可通过调节旁路上的调节阀开度来调节工业用汽量；旁路管道还设置有一路气动闸阀管路。再加热器单屏为2根管子绕弯，炉宽方向共64屏。受热面管子采用Φ51×4，材质为SA-213TP347H/SA-213S30432。再加热器管屏通过管夹固定，管屏、集箱及管道荷载经支吊上传至钢结构上。再加热器出口管子上设置有壁温测点，用于监控管子金属壁温，壁温信号接入DCS。吹灰器附近各受热面设置有防磨盖板。3.3再加热系统供汽流程从汽机缸体一抽点前增设抽汽点，从汽机抽汽点通过管道引入加热系统进口集箱，流经布置在锅炉竖井转向室的蛇形管受热面进行加热后，蒸汽进入加热系统出口集箱。在通过出口集箱后，设置两路管道，在工业用汽时，蒸汽流向电厂供汽站，输送到用汽厂家；工业不用汽时通过旁路进入低温再热器出口集箱，与再热蒸汽混合经高温再热器加热进入中压缸，再加热供汽系统流程如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2020.12.018.F002图2再加热供汽系统流程简图4运行控制4.1汽温控制再加热系统在受热面进出口连接管上设置减温器，通过减温器喷水来调节汽温。两级减温器喷口均采用多孔喷管式，喷管上按设计要求排列小孔，减温水从小孔喷出并雾化后，在减温器混合管内与相同方向流动的高温蒸汽进行传热、传质过程，达到降低汽温的目的；同时保证减温器本体筒身不受气蚀，调温幅度通过调节喷水量加以控制。入口减温器是蒸汽温度的主要手段，调节再加热器进口汽温和控制受热面壁温，同时可在小流量工况下调节再加热器出口汽温不超温［18］。出口减温器用来调节特殊工况下的再加热器出口温度，使其维持在额定值。4.2壁温监测再加热系统在受热面进口连接管上设置减温器，通过减温器喷水来控制再加热器受热面壁温。在再加热器受热面出口管子上设置温度测点，用于监测再加热器金属壁温。4.3流量、压力控制当不需要供汽时，为了避免再加热器受热面干烧，需有一定流量的蒸汽冷却受热面， 保证再加热器的安全。考虑到不浪费工质和热量，在不供汽情况时，把再加热器加热的蒸汽回收到锅炉再热器系统，进入中压缸做功。因此在供汽出口管道设有旁路系统，不供汽时打开闸阀，将再加热器出口的蒸汽引入锅炉再热器系统（低温再热器出口集箱）；同时考虑供汽流量的可调性，在供汽出口的旁路系统上增设一路流量调节系统，通过出口旁路调阀控制至供汽站的供气量，满足工业用汽的变化。供汽时，通过供汽入口管道（汽机抽汽出口后）调节阀，调节进供汽首站的压力或进锅炉再热器系统的压力（不供汽时）；设100%的进口旁路系统作为备用，防止运行中的事故影响工业生产，保证工业用汽的不中断。4.4烟气加热系统的保护温度测点是烟气加热系统在启停、运行时对蒸汽温度和管子金属壁温进行监视和保护的重要手段。蒸汽温度的监视通过设置在受热面管子上的热电偶来实现，辅助喷水减温器进行控制。锅炉在启动阶段，当烟气加热系统无蒸汽流过，此时烟气加热管系的工作条件恶劣，必须严格监视管壁温度。在供热管道入口主调阀后设置电动闸阀，于汽机冲转后开启，且开启后禁关。根据锅炉原装设的烟温探针，用以监控锅炉启动期间炉膛出口烟温不超过540 ℃。烟气加热系统的超压保护：在烟气加热系统出口至供汽站管道设置相关泄压装置。烟气加热器受热面布置在尾部烟道后转向室，烟气温度都在600~850 ℃，如果受热面没有蒸汽冷却，在切换时，存在几百摄氏度的温差变化，这样受热面反复承受交变应力，将导致受热面疲劳或是产生氧化皮，这是任何材料都不允许的。因此为了加热系统的安全，不允许干烧，在不同负荷下需要有流量冷却受热面。4.5供热系统的启动及热备用在启动阶段，当再热器系统开始产汽时，打开供热系统主路各阀门，引入蒸汽对供热系统进行暖管并冷却再加热器受热面。此时要求供热系统进、出口管道及出口旁路管道的各处阀开启（备用阀门及出口旁路气动闸阀除外），首站前疏水阀开启，使整个供热系统内的蒸汽流通顺畅。工业用汽需求指令开之前，需确认供热系统出口工质合格。锅炉正常运行且无工业用汽时，再加热器受热面要求保证各工况最小冷却流量；出口旁路气动闸阀一路打开，旁路电动阀一路关闭。出口暖管阀及首站前疏水阀开启，供热系统保持热备用状态。5结语该电厂5#、6#机组实施供热改造后，分别于2020年5月、2019年11月投运。5#机组抽汽供热系统点火试运期间，按不供汽（关闭供汽管路）进行调试，抽汽量按最低冷却流量~80 t/h控制，加热器出口温度为504 ℃，减温至454 ℃后接入低温再热器出口集箱；6#机组供热系统投运期间，抽汽点蒸汽量87.1 t/h，经加热和前后两级喷水减温后供汽量为95.1 t/h，参数达到热用户需求。锅炉运行状况与改造前相比没有发生明显变化，再加热器蒸汽进出口参数调节灵活，在机组负荷变化及抽汽量变化时都能安全可靠的运行。国能九江电厂2×300 MW亚临界机组已完成了基于汽机抽汽-锅炉再加热的工业供汽改造方案实施，运行表明再加热系统进出口参数满足各工况要求，在不同机组负荷下供汽量调节灵活，对锅炉和汽机的正常运行没有影响。