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摘 要：随着天然气分布式能源站的发展，对能源站供热可靠性的要求越来越高，在设计阶段，各设备的选型若都能从供热可靠性角度进行分析和选择，建立正确的设计观念，通过先进和全面的设计理念制定保障热电厂可靠供热的方案，提高热区的供热稳定性，对整个供热系统和城市发展有着重大的意义[1]。本改造项目仅考虑热力系统方案，不考虑热控电气系统方案。
关键词：分布式能源站;提高供熱可靠性;改造分析
1 机组情况简介
某天然气分布式能源站工程，一期建设3×50MW级燃气蒸汽联合循环机组，最终项目规模规划为6×50MW级燃气-蒸汽联合循环机组，对周边企业进行冷、热、电三联供。
该能源站#1、#2号机组配置为一拖一的抽凝补汽式汽轮机组，抽汽压力1.3MPa.a，提供低压蒸汽负荷;#3号机组配置为一拖一的背压式汽轮机组，排汽压力3.1MPa.a，提供中压蒸汽负荷。
能源站3台机组于2019年4月建成投产，目前项目的中压蒸汽负荷比较稳定，约60～70t/h，低压蒸汽负荷基本没有。3台机组的凝结水和补水系统采用单元制，#1、#2号抽凝机组补水补入凝汽器;#3号背压机组的余热锅炉配置了一台真空除氧器，补水补入真空除氧器。
2 改造原因及分析
项目目前运行存在的问题是当#3号燃机故障时，#1、#2号机组只能部分主蒸汽减温减压供中压蒸汽负荷，无法满足中压蒸汽60～70t/h的需求。经过对能源站一期工程的供热可靠性进行研究分析，在现有系统基础上新增一套真空除氧器及辅助设备系统，从而提高供热可靠性，满足当最大一台供热机组故障时，能源站能保证100%的外供工业热负荷的需求。
该改造项目按现场实际情况、工艺系统布局等条件，确定设置1台真空除氧器布置于#1余热锅炉辅机间屋顶，两台真空除氧器补水升压泵设置在余热锅炉辅机间南侧地面。在#1余热锅炉辅机间屋顶D轴和E轴内设置1台真空除氧器，除氧器处理能力50t/h。在#1余热锅炉辅机间3轴外南侧地面分别设置2台真空除氧器补水升压泵。2台补水升压泵用地尺寸4.0m×5.4m。供水、供电、消防等依托周围原有设施引接。
正常运行时，两台抽凝机组对应的余热锅炉高压过热器引出的高压蒸汽到抽凝机发电，低压过热器引出的低压蒸汽（0.68MPa，232℃）到抽凝机组补汽。背压机组对应的余热锅炉高压过热器引出的高压蒸汽到背压机发电。背压机的排汽量直接汇至一根中压供热蒸汽母管，供往厂外高压供热管网。高压供热管网按照 80t/h 的抽汽供热量设计。
背压机组对应的余热锅炉低压过热器引出的低压蒸汽10t/h（1.3MPa，240℃）以及另两台抽凝机抽汽（各 7t/h）汇至一根低压供热蒸汽母管供往厂外低压供热管网。低压供热管网按照 24/h 的供热量设计。
3 改造思路
考虑当任意一台燃气轮机故障工况下，为满足100%的工业蒸汽负荷，提高能源站的供热可靠性进行热力系统优化，针对本工程拟定#1余热锅炉新增一台补水真空除氧器及辅助系统，同时增设#1机组和#3机组分别至2#机组真空除氧的切换支路及除氧器加热水源的切换支路。
当#3燃气轮机故障，#1、#2抽凝机组对应的余热锅炉高压蒸汽全部减压减温对外供中压热负荷（80t/h），同时为保证低压热负荷（24t/h）的供热量，抽凝机对应余热锅炉的低压蒸汽不再进入汽轮机补汽，而需要提高压力至1.3MPa对外供热。经与锅炉厂家技术人员核实，抽凝机对应余热锅炉的低压蒸汽可在0.68MPa和1.3MPa两档切换，满足机组在正常和故障期间不间断对外供汽，确保供热可靠性。此时全厂补水量较大（约104t/h），#1、#2抽凝机组处于停机状态，凝汽器不可用，化学除盐水无法满足余热锅炉进水水质（余热锅炉可接受进水的含氧量范围≤0.05mg/l）的要求，需要考虑额外的除氧设施。1#抽凝机组配置一台套100%容量的真空除氧器及辅助设备，以满足全厂补水除氧要求。
当#1燃气轮机故障时，#2抽凝机和#3背压机可保证对外供热。#1机组真空除氧系统运行，化学除盐水补水分别进入#1机组和#3机组的真空除氧系统除氧，然后进入#1和#3余热锅炉。同时真空除氧器的加热热源分别从#1和#3余热锅炉引接。
#1、#2余热锅炉的低压主蒸汽（0.68MPa，232℃）到两台抽凝机组补汽发电，系统为单元制。为了能实现两台抽凝机组之间补汽量调整的灵活性，在#1、#2余热锅炉的低压主蒸汽系统之间增设联络管道，与原有主蒸汽管道同径（Ф219x6），并设置电动关断阀。
3.1补水系统
本方案设置1台出力为50t/h真空除氧器，对#1抽凝机组补给水进行除氧。补水系统采用单元制，机组配置的设备和管道独立，汽水平衡的跟踪和控制简单清晰。
化水车间来的除盐水补至1台真空除氧器，经过补水升压泵升压后与#1抽凝机组凝结水系统汇合送至#1余热锅炉低压省煤器入口。真空除氧器的加热热源可利用余热锅炉本体内凝结水加热器后的热水。同时增加至#2机组的切换支路，即自补水升压泵后引出旁路接至#2余热锅炉凝结水加热器进水侧阀门后。切换支路设电动关断阀及手动关断阀。
自#3机组真空除氧器增压泵出口侧引出切换支路接至#2余热锅炉凝结水加热器进水侧阀门后。切换支路设电动关断阀及手动关断阀，补水系统的管道和阀门均采用不锈钢材料。
真空除氧器设置 2台100%容量的变频补水升压泵，1台运行，1台备用。每台泵的容量拟按照满足最大工况下的补给水流量（加上供热减温水流量））再加上 10%的裕量原则选用，流量70m3/h，扬程340mH2O。当任何一台泵发生故障时，备用泵自动启动投入运行。泵进口管道上设置电动隔离阀、滤网及波形膨胀节，出口管道上设置止回阀和电动隔离阀。进出口的电动阀门将与泵联锁，以防止泵在进出口关闭状态下运行。
3.2抽真空系统
为保持除氧器内的一定真空度，把溶解于水质里的气体和随气体一同逸出的未凝结蒸汽抽出，真空除氧器均设有抽真空装置，其中包括：2台真空泵，1台射水抽气器。抽真空装置由除氧器厂家设计供货。
3.3冷却水系统
本方案新增加的补水升压泵轴承冷却水采用厂内原有的开式循环冷却水。
3.4设备布置
真空除氧器布置在#1余热锅炉锅炉辅助间屋面空地处，采用钢结构支撑，室外布置，抽真空装置就近布置于除氧器附近，补水增压泵布置在锅炉辅助间南侧零米地面，室外布置并设置防雨棚。经与锅炉厂及设计院沟通，锅炉厂及设计院分别对此方案进行了钢框架和柱脚基础的荷载复核，确定此方案基本可行。
3.5真空除氧器运行模式
本方案实施后3套机组正常运行工况和任意一套机组故障或检修工况时，补水均补入2套真空除氧器，不再补入凝汽器。调整为这种运行模式主要考虑以下因素：
3.5.1真空除氧器仅在1套机组故障或检修工况时运行，除氧器需要一定的启动时间，无法保证机组稳定连续对外供热。
3.5.2真空除氧器长期不运行，补水泵需定期维护，除氧水箱及管道需要定期清洗保养。否则无法保证补水泵状态正常，除氧水箱及管道内部不锈蚀。这样运行维护量大，费用高。
3.5.3补水均补入真空除氧器运行，故障工况机组切换控制简单。
4结束语
本设计方案通过对#1余热锅炉新增一台补水真空除氧器及辅助系统，同时增设#1机组和#3机组分别至2#机组真空除氧的切换支路及除氧器加热水源的切换支路。有效提高了该能源站的供热可靠性，同时最大限度的降低了费用投资和建设场地。
参考文献：
[1] 徐银君，从设计角度探讨保障热电厂可靠供热的方案[J] 安徽电气工程职业技术学院学报 1672-9706（ 2015） 03-0090-05
关键词：分布式能源站;提高供熱可靠性;改造分析
1 机组情况简介
某天然气分布式能源站工程，一期建设3×50MW级燃气蒸汽联合循环机组，最终项目规模规划为6×50MW级燃气-蒸汽联合循环机组，对周边企业进行冷、热、电三联供。
该能源站#1、#2号机组配置为一拖一的抽凝补汽式汽轮机组，抽汽压力1.3MPa.a，提供低压蒸汽负荷;#3号机组配置为一拖一的背压式汽轮机组，排汽压力3.1MPa.a，提供中压蒸汽负荷。
能源站3台机组于2019年4月建成投产，目前项目的中压蒸汽负荷比较稳定，约60～70t/h，低压蒸汽负荷基本没有。3台机组的凝结水和补水系统采用单元制，#1、#2号抽凝机组补水补入凝汽器;#3号背压机组的余热锅炉配置了一台真空除氧器，补水补入真空除氧器。
2 改造原因及分析
项目目前运行存在的问题是当#3号燃机故障时，#1、#2号机组只能部分主蒸汽减温减压供中压蒸汽负荷，无法满足中压蒸汽60～70t/h的需求。经过对能源站一期工程的供热可靠性进行研究分析，在现有系统基础上新增一套真空除氧器及辅助设备系统，从而提高供热可靠性，满足当最大一台供热机组故障时，能源站能保证100%的外供工业热负荷的需求。
该改造项目按现场实际情况、工艺系统布局等条件，确定设置1台真空除氧器布置于#1余热锅炉辅机间屋顶，两台真空除氧器补水升压泵设置在余热锅炉辅机间南侧地面。在#1余热锅炉辅机间屋顶D轴和E轴内设置1台真空除氧器，除氧器处理能力50t/h。在#1余热锅炉辅机间3轴外南侧地面分别设置2台真空除氧器补水升压泵。2台补水升压泵用地尺寸4.0m×5.4m。供水、供电、消防等依托周围原有设施引接。
正常运行时，两台抽凝机组对应的余热锅炉高压过热器引出的高压蒸汽到抽凝机发电，低压过热器引出的低压蒸汽（0.68MPa，232℃）到抽凝机组补汽。背压机组对应的余热锅炉高压过热器引出的高压蒸汽到背压机发电。背压机的排汽量直接汇至一根中压供热蒸汽母管，供往厂外高压供热管网。高压供热管网按照 80t/h 的抽汽供热量设计。
背压机组对应的余热锅炉低压过热器引出的低压蒸汽10t/h（1.3MPa，240℃）以及另两台抽凝机抽汽（各 7t/h）汇至一根低压供热蒸汽母管供往厂外低压供热管网。低压供热管网按照 24/h 的供热量设计。
3 改造思路
考虑当任意一台燃气轮机故障工况下，为满足100%的工业蒸汽负荷，提高能源站的供热可靠性进行热力系统优化，针对本工程拟定#1余热锅炉新增一台补水真空除氧器及辅助系统，同时增设#1机组和#3机组分别至2#机组真空除氧的切换支路及除氧器加热水源的切换支路。
当#3燃气轮机故障，#1、#2抽凝机组对应的余热锅炉高压蒸汽全部减压减温对外供中压热负荷（80t/h），同时为保证低压热负荷（24t/h）的供热量，抽凝机对应余热锅炉的低压蒸汽不再进入汽轮机补汽，而需要提高压力至1.3MPa对外供热。经与锅炉厂家技术人员核实，抽凝机对应余热锅炉的低压蒸汽可在0.68MPa和1.3MPa两档切换，满足机组在正常和故障期间不间断对外供汽，确保供热可靠性。此时全厂补水量较大（约104t/h），#1、#2抽凝机组处于停机状态，凝汽器不可用，化学除盐水无法满足余热锅炉进水水质（余热锅炉可接受进水的含氧量范围≤0.05mg/l）的要求，需要考虑额外的除氧设施。1#抽凝机组配置一台套100%容量的真空除氧器及辅助设备，以满足全厂补水除氧要求。
当#1燃气轮机故障时，#2抽凝机和#3背压机可保证对外供热。#1机组真空除氧系统运行，化学除盐水补水分别进入#1机组和#3机组的真空除氧系统除氧，然后进入#1和#3余热锅炉。同时真空除氧器的加热热源分别从#1和#3余热锅炉引接。
#1、#2余热锅炉的低压主蒸汽（0.68MPa，232℃）到两台抽凝机组补汽发电，系统为单元制。为了能实现两台抽凝机组之间补汽量调整的灵活性，在#1、#2余热锅炉的低压主蒸汽系统之间增设联络管道，与原有主蒸汽管道同径（Ф219x6），并设置电动关断阀。
3.1补水系统
本方案设置1台出力为50t/h真空除氧器，对#1抽凝机组补给水进行除氧。补水系统采用单元制，机组配置的设备和管道独立，汽水平衡的跟踪和控制简单清晰。
化水车间来的除盐水补至1台真空除氧器，经过补水升压泵升压后与#1抽凝机组凝结水系统汇合送至#1余热锅炉低压省煤器入口。真空除氧器的加热热源可利用余热锅炉本体内凝结水加热器后的热水。同时增加至#2机组的切换支路，即自补水升压泵后引出旁路接至#2余热锅炉凝结水加热器进水侧阀门后。切换支路设电动关断阀及手动关断阀。
自#3机组真空除氧器增压泵出口侧引出切换支路接至#2余热锅炉凝结水加热器进水侧阀门后。切换支路设电动关断阀及手动关断阀，补水系统的管道和阀门均采用不锈钢材料。
真空除氧器设置 2台100%容量的变频补水升压泵，1台运行，1台备用。每台泵的容量拟按照满足最大工况下的补给水流量（加上供热减温水流量））再加上 10%的裕量原则选用，流量70m3/h，扬程340mH2O。当任何一台泵发生故障时，备用泵自动启动投入运行。泵进口管道上设置电动隔离阀、滤网及波形膨胀节，出口管道上设置止回阀和电动隔离阀。进出口的电动阀门将与泵联锁，以防止泵在进出口关闭状态下运行。
3.2抽真空系统
为保持除氧器内的一定真空度，把溶解于水质里的气体和随气体一同逸出的未凝结蒸汽抽出，真空除氧器均设有抽真空装置，其中包括：2台真空泵，1台射水抽气器。抽真空装置由除氧器厂家设计供货。
3.3冷却水系统
本方案新增加的补水升压泵轴承冷却水采用厂内原有的开式循环冷却水。
3.4设备布置
真空除氧器布置在#1余热锅炉锅炉辅助间屋面空地处，采用钢结构支撑，室外布置，抽真空装置就近布置于除氧器附近，补水增压泵布置在锅炉辅助间南侧零米地面，室外布置并设置防雨棚。经与锅炉厂及设计院沟通，锅炉厂及设计院分别对此方案进行了钢框架和柱脚基础的荷载复核，确定此方案基本可行。
3.5真空除氧器运行模式
本方案实施后3套机组正常运行工况和任意一套机组故障或检修工况时，补水均补入2套真空除氧器，不再补入凝汽器。调整为这种运行模式主要考虑以下因素：
3.5.1真空除氧器仅在1套机组故障或检修工况时运行，除氧器需要一定的启动时间，无法保证机组稳定连续对外供热。
3.5.2真空除氧器长期不运行，补水泵需定期维护，除氧水箱及管道需要定期清洗保养。否则无法保证补水泵状态正常，除氧水箱及管道内部不锈蚀。这样运行维护量大，费用高。
3.5.3补水均补入真空除氧器运行，故障工况机组切换控制简单。
4结束语
本设计方案通过对#1余热锅炉新增一台补水真空除氧器及辅助系统，同时增设#1机组和#3机组分别至2#机组真空除氧的切换支路及除氧器加热水源的切换支路。有效提高了该能源站的供热可靠性，同时最大限度的降低了费用投资和建设场地。
参考文献：
[1] 徐银君，从设计角度探讨保障热电厂可靠供热的方案[J] 安徽电气工程职业技术学院学报 1672-9706（ 2015） 03-0090-05