某2×660MW机组供热改造方案研究

某2×660MW机组供热改造方案研究

崔浩韩亮陈琪王澎

中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司湖北武汉430071

摘要：文章研究分析了某2×660MW纯凝机组供热改造的可行性，提出几种可行的供热改造方案，并对几种方案进行比较，选择再热冷段作为供热汽源，并分析供热改造对各主机影响。

关键词：供热改造；抽汽；再热冷段

1概况

某电厂一期工程为2×660MW超临界燃煤机组，两台机组分别于2008年5月24日及2008年9月27日完成168h满负荷试运并投入商业运行。汽轮机为北京北重汽轮电机有限责任公司生产的超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、凝汽式汽轮机；锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的超临界、一次中间再热、平衡通风、前后墙对冲燃烧方式、固态排渣、露天布置、全钢构架、全悬吊结构Π型直流锅炉，同步建设有烟气脱硫装置。本期汽轮机和锅炉的的参数详见表1-1和1-2。

表1-1汽轮机设计技术规范

表1-2锅炉主要技术参数

2供热改造热负荷

此次供热改造新增热用户用汽资料见表2-1。

表2-1新增热用户用汽一览表

考虑热网输送的流量损失，压力损失和温降，并在蒸汽管道末端留有一定的过热度，暂定规划热源供汽设计参数为：蒸汽流量为3.5t/h，蒸汽压力为1.75MPa.g，蒸汽温度为268℃（减温减压器出口）。

3供热汽源选择

供热汽源通常来自于汽轮机四段抽汽、再热热段、再热冷段，或是热段与中压缸排汽的混合抽汽[1]。该电厂现有的纯凝式机组在各工况下运行时，上述备选汽源的蒸汽参数详见表3-1：

表3-1备选汽源蒸汽参数

由于本工程供热蒸汽的参数要达到1.75MPa，268℃（减温减压器出口）。通过上表可以看出，40%THA以上工况中，再热热段和再热冷段的蒸汽参数满足供热要求，其他均不满足供热条件。另外，再热热段和再热冷段蒸汽相比，蒸汽压力接近，但是前者的蒸汽温度远远高于供热蒸汽的要求，达到4.188Mpa、566℃。若直接采用热段减温减压对外提供，汽轮机将损失较多的做功能力；此外，由于供热管道与热段直连的部分需采用A335P91的管材，较采用冷段供热相比，其管道设备投资也将大大增加。

经过计算，在THA工况下，采用汽轮机冷段直接调压即可满足供热参数的要求；在低负荷工况，冷段减温减压也可满足供热参数要求；因此本期供热改造推荐直接采用再热冷段作为供热汽源。考虑到再热冷段母管管径、壁厚因素及施工便捷因素，拟从再热冷段至辅汽联箱支管抽取蒸汽。

4供热改造方案

由于本供热工程的额定热负荷为3.5t/h，占THA工况冷段流量的0.25%。考虑到热负荷的波动范围以及其中一台机停机可能，供热管道设计为双管供热，一用一备，分别由每台机组引出一根供热管道，不会因为一台机组的停机影响蒸汽量的供应。

从每台机组再热冷段至辅汽联箱蒸汽管道上引出一根抽汽管道，经减温减压器调整蒸汽的温度和压力后，向外供热。减温减压器的体积较小，可以布置炉前17米层。减温减压器之前的管道直连再热冷段，需使用20G管材。蒸汽经减温减压后，参数降低，20管材即可满足使用要求。减温减压器方案有系统简单，操作简便、改造周期短等优点。

减温减压器所需要的减温水可以来自于给水泵中间抽头，或者凝结水。本期改造暂按减温水取自凝结水考虑。

5主辅机设备分析

锅炉原设计为带基本负荷并可参与调峰。在现有主机设备不变动的情况下，单台机组达到最大热负荷，即3.5t/h的抽汽量时，每台锅炉每小时最多抽取约3.5t的低温再热蒸汽对外供热。与锅炉厂初步沟通后，锅炉厂已确认低温再热蒸汽抽汽3.5t/h的能力。

电厂锅炉安全运行与很多因素相关，如负荷、燃料、系统调节变化等等。电厂应在密切监控过热器、再热器出口壁温的基础上，灵活地调节机组运行工况以抽取低温再热蒸汽，满足抽汽的需求。电厂运行人员亦需在相关试验及运行经验的基础上，根据锅炉厂提供的抽汽工况下的分析报告、数据、曲线、建议等不断地修改、优化和完善机组运行方案。

改造后由于增加了抽汽管道，汽轮机组“热容量”增加，在汽轮机组甩负荷时，汽轮机组容易转速飞升，电厂运行人员应有必要的安全措施建议予以防范。

本工程每台机组的额定供热补水量为3.5t/h，需由凝汽器厂家核算是否增设凝汽器再除氧装置。根据我院以往同类机组供热改造实例，一般600MW级凝汽器不做改造，也可满足补水增量3.5t/h的需求，因此，在本工程投资概算中未预留该部分费用。

6结语

考虑到40%THA等低负荷工况，以及管道设备投资情况，本期供热改造热源选择为再热冷段。且锅炉、汽机和凝汽器均不需要做改造，但需与各厂家配合优化和完善运行方案。

参考文献

[1]董远景.纯凝汽机组改造为供热机组的可行性探讨[J].河北电力技术，2002.