王滩电厂供热增容改造研究分析

王滩电厂供热增容改造研究分析

石兴立

河北大唐国际王滩发电有限责任公司 河北省唐山市 063611

摘要：为了积极响应国家对火电机组深度调峰政策要求，提升供热能力和供热安全性，实现机组节能降耗的目标。国家环保政策取消区域内采暖小锅炉，实现节能减排，解决集中供热问题，同时也可缓解电网缺电局面并提供电力支持。

关键词：电厂；供热增容；研究分析

河北大唐国际王滩发电有限责任公司1、2号机组汽轮机型号为N630-16.7/538/538-1型。1、2号机组额定抽汽压力0.5MPa，抽汽流量330t/h。设计供回水温度120℃/70℃，设计额定供热能力两台499MW。为了实现机组节能降耗目标，提升供热经济性和供热安全性，积极响应机组面临的调峰政策，计划对1、2号机组进行供热增容及灵活性改造。通过打孔抽汽及汽轮机切缸改造方案比选，选定近期采用打孔抽汽改造方案进行供热增容及灵活性改造。机组打孔抽汽供热改造后，相比目前最大供热量可使机组供热期内发电煤耗率平均下降约16.72g/kWh，年节约标煤约20593吨。 将大大提高公司的供热水平，可为供热业务赢得更大话语权，为企业长远健康发展奠定坚实基础，同时也响应了国家节能减排政策的号召，可以提升城市的生活品质，造福当地广大人民群众，实现企业经济效益和社会效益双丰收。

1.降低机组能耗的需要

打孔深度抽汽及切除低压缸改造技术，相比纯凝运行方式，可以大幅降低冷源损失，例如低压缸切除技术在假设补水温度为25℃的情况下，以典型的300MW供热机组为例，改造后相同主蒸汽量条件下，采暖抽汽流量每增加100t/h，供热负荷增大约71MW，机组深调峰能力增加约50MW，发电煤耗降低约36g/kWh。可见，打孔深度抽汽及低压缸切除供热运行，可降低供热机组的排汽冷源损失并用以增加供热能力，是当前机组节能降耗的重要手段。

2.供热增容改造技术路线

汽轮机的冷端损失是整个电厂运行中最大的一部分损失。这部分能量由循环水带出，直接散失到环境当中。如果汽轮机仅用来发电，这部分损失虽可以减少，但终究是无法避免的。热电联产技术，从另一个角度出发，旨在较少或利用冷端热损失，提高能源综合利用率。

抽汽式供热机组，利用一部分抽汽为热网供热，并没有利用冷端热损失，但抽汽后的汽轮机冷端排放减少，间接的提高了热机的“能源综合利用率”。但汽轮机利用抽汽供热时，仍有一部分冷端排放，也就是说仍有一部分冷端损失不能利用。我们从能源最大利用率角度出发，充份利用冷端热量进行供热，将使能源利用效率得到极大的提升。现有的冷端热利用技术有多种方式，低真空供热技术、热泵技术是最常见的两个流派。这两个流派一种是直接利用冷端，一种是间接回收冷端热量。从理论上讲都可以充份利用冷端排放，达到能源利用效率的最大化。

2.1打孔抽汽改造供热技术

汽轮机本体进行深度打孔抽汽改造，按机组最大可能抽汽能力确定抽汽管道规格，本期工程在原联通管上再次打孔抽汽，原有DN1000的抽汽管道布置不变，另新增一路抽汽管道至2号机组，形成两台机组蒸汽互备。

2.2低压缸切除供热技术

低压缸切除供热技术又称“低压缸切缸”、“低压缸零出力”或“低压缸鼓风运行”等多种叫法，是指中压缸排汽全部通过抽汽管道引出，仅保留少量的冷却蒸汽进入低压缸带走转子叶片与内部工质摩擦产生的热量从而实现低压缸不做功的一种运行方式。

对于供热机组，采暖期一般是以“以热定电”的方式运行，由于低压缸最小冷却流量的存在，电负荷允许调节的范围较小或完全没有调节能力，而低压缸切缸方式运行既可以在一定程度上实现热电解耦，又可以增大机组的极限供热负荷和降低机组的最低负荷。以300MW等级机组为例，通过低压缸切缸改造，抽汽能力最大可达680～700t/h，机组的最低负荷可降低至100MW以下（假定锅炉最低稳燃负荷为40%）。与此同时，汽轮机的供电热耗根据分缸压力的不同可降低至4150~4700kJ/kWh的水平，折合供电煤耗约160g~180g/kWh。由此可见，无论机组灵活性运行及深度调峰方面还是降低供电能耗方面低压缸切缸改造都有显著的效果和作用。

切除低压缸进汽供热技术是在低压缸高真空运行条件下，切除低压缸全部进汽，仅通入少量的冷却蒸汽，实现低压缸“零出力”运行，从而提高机组供热能力、供热经济性和电调峰能力。

2.3技术路线比选

低压缸切除供热技术，工程量小，对机组本体改动量小，调节灵活，改造后机组具备在线切换能力，但需要汽轮机厂家密切配合。打孔抽汽技术成熟，调节灵活，改动范围小，且投资较小。目前低压缸切除供热技术在国外十分成熟，供热机组一般都按低压缸切除运行方式设计并运行。但国内供热机组一般都是抽凝机，需要进一步改造才能实现低压缸切除切换运行，目前国内已完成改造的机组较多，但实际运行时间较短，安全性、可靠性等方面还需充分验证。由于新增供热面积较少，规划供热面积有不确定性，但同时考虑深度调峰及灵活性内容，所以综上所述，重点考虑打孔抽汽供热技术作为提升供热能力的改造方案。

3.供热增容改造方案（打孔抽汽）

主要内容包括新增采暖抽汽1、2号机组互备管道，新增一台热网加热器、1台热网循环水定速泵、2台变频疏水泵（原有2台热网加热器、2台永磁调速循环水泵、3台变频疏水泵），单元制热网疏水管道，以及设备及阀门的供电及保护、设备及阀门的热工控制等。

改造完成后单台机组在BMCR工况下进汽量，且不考虑工业抽汽量的条件下，采暖抽汽量为500t/h。当两台机组运行时，机组可利用原有采暖抽汽管道同时供汽，当一台机组运行时，机组利用中低压联通管上新增开孔引出的1、2号机组蒸汽互备管道将增加的部分采暖抽汽引至2机组厂区采暖抽汽管道上。利用原有厂区采暖抽汽管道同时向三台热网加热器供汽，满足供热负荷需求。

此机组已进行过连通管打孔抽汽供热改造，连通管已更换为升级后的结构，此次供热增容改造对连通管利旧改造，在原联通管上再次打孔抽汽，在中压缸排汽立管上新增一路DN1200mm的抽汽管道，原有DN1000mm的抽汽管道布置不变，另新增一路抽汽管道至第一道关断阀后堵板止。新增局部抽汽管道及两台机组蒸汽互备管道在下一阶段改造工程中实施。改造后中低压缸连通管，在中、低压缸连通管垂直管段上采用打孔方式引出一根抽汽管道，作为新增一路采暖供热汽源；抽汽口位置在抽汽蝶阀之前且有20°的水平旋角，以避免与机组其他部套（高压导汽管）干涉。

改造后的供热蒸汽管网，新增DN1200mm的互备蒸汽管道，当抽汽参数为0.5MPa.a，运行温度271℃时，最大互备汽量为450t/h。故机组两根DN1000mm的抽汽管道同时供汽时可满足机组设计抽汽量500t/h的要求。

4.供热能力分析

根据机组热平衡图，对汽轮机纯凝工况最小发电功率、不同锅炉负荷下改造前后汽轮机最大供热抽汽能力进行了核算。

机组进行打孔抽汽后在锅炉负荷100%（主蒸汽流量2015t/h）时，机组采暖抽汽流量为500t/h时；较改造前采暖抽汽流量增加约170t/h，发电功率降低约40MW，热耗率下降约384.7kJ/(kW·h)，折合发电煤耗约14.19g/(kW·h)。

若机组进行深度打孔抽汽改造，在锅炉负荷100%（主蒸汽流量2030t/h）时，机组采暖抽汽流量最大为997t/h时；较改造前采暖抽汽流量增加约667t/h，发电功率降低约121MW，热耗率下降约1625kJ/(kW·h)，折合发电煤耗约59.97g/(kW·h)。

5. 结论

机组供热增容改造后，可使机组供热期内发电煤耗率平均下降约16.72g/kWh，年节约标煤约20593吨。从能源结构调整的需要、保证供热能力的需要、降低机组能耗的需要、火电机组转型发展的需要等几方面进行分析评估，供热增容及灵活性改造是必要的，改造后机组可提高全厂供热能力，参与深度调峰能力，提高辅助调峰服务市场的竞争力，提高社会能源的综合利用率，节约社会资源，同时实现企业效益最大化。

参考文献：

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