北侖發電廠對外供熱的實現

（國電浙江北侖第一發電有限公司，浙江寧波315800）

北侖發電廠對外供熱的實現

謝 澄

（國電浙江北侖第一發電有限公司，浙江寧波315800）

北侖發電廠根據外界用戶和自身發展的需要，在分析外界用戶用汽需求的基礎上，對600 MW機組主汽、冷再、熱再抽汽供熱方案進行了比較，確定了最優方案為利用機組冷段蒸汽供熱，并分析了1 000 MW機組輔汽供熱的可行性，同時在試驗中驗證了抽汽供熱方案的安全性。最終使北侖發電廠具備了700 t/h的最大對外供熱能力，取得了良好的經濟效益和社會效益。

對外供熱；節能減排；冷段抽汽；輔汽；供電煤耗；效益

節能減排是我國的一項基本國策，“十一五”規劃提出了5年降低單位國內生產總值（GDP）能耗20%的目標，提倡建設資源節約型社會。采用高效率、低排放的大容量機組來替換小容量機組來發電、供熱，已成為一項重要的節能減排措施。

北侖發電廠所在的寧波市北侖區每百萬元GDP能耗高居寧波市的前列，地方政府迫切要求節能降耗。寧波熱電廠拆除后北侖區的供熱網將作調整，今后該片區的供熱需求將由北侖發電廠承擔。

1 對用戶參數要求的響應

由于熱用戶處在不同的2個方向，其中東線方向有2個不同蒸汽參數需求，西線只有1個且需求量相對較少。東線高壓供汽壓力1.5～2.0 MPa，溫度270～320℃，最大流量300 t/h；東線低壓供汽壓力0.7～1.2 MPa，溫度250～300℃，最大流量300 t/h；西線供汽壓力2.0 MPa，溫度200～250℃，最大流量200 t/h（其中預留100 t/h）。根據用戶用汽壓力、溫度、流量的要求設置東線閥門控制站和西線閥門控制站，其中東線閥門站還設有總控制室。設計全廠的最大總供熱量為800 t/h，出廠界的最大供熱量為700 t/h。

為了確認機組對外供熱最佳抽汽點，分別對主蒸汽、再熱器熱段、再熱器冷段（以下簡稱主汽、熱再、冷再）3處抽汽進行了詳細的比較論證研究。最終得出了一、二期機組（1—5號600 MW機組）從冷再處抽取100 t/h蒸汽的方案最合理和經濟，也不影響機組的安全運行；三期機組（6—7號1 000 MW機組）因其輔汽參數與東線低壓供熱參數基本接近，由輔汽系統進行供汽的方案最為經濟合理，且從輔汽母管上抽汽對系統和設備幾無影響。

2 抽汽點的比較

2.1 主汽、冷再、熱再抽汽供熱的比較分析

以3號機組為例進行抽汽點分析，當機組負荷在300～600 MW范圍內變動時，汽輪機通流部分的壓力也會相應地改變。為了滿足對外抽汽供熱的參數要求，汽輪機實際可能的抽汽點主要有主汽、冷再、熱再等高壓蒸汽管道。

從這些抽汽點的蒸汽壓力隨機組負荷變化情況來看，當機組運行負荷較高時，這3處抽汽供熱的壓力都明顯高于廠界蒸汽壓力要求，可以在供熱管道上設置減壓裝置，通過節流來降低蒸汽壓力；而在機組低負荷階段，尤其是降低至300 MW時，主汽壓力仍可保持在9 MPa左右，但冷再、熱再蒸汽的壓力卻已降低至1.9 MPa左右，若再考慮從機組抽汽口至廠界的蒸汽流動壓力損失，則實際供汽蒸汽壓力要略微低于最高為2.0 MPa的西線廠界供汽壓力要求，但能滿足東線高、低壓供汽壓力要求。由此可知，汽輪機對外抽汽供熱的可行性主要受制于熱用戶的壓力需求和供熱管路的壓損狀況。

由于冷再蒸汽的焓值較低，與供熱需求較為接近，所以在100 t/h的廠界供熱蒸汽中，需從冷再管道中平均抽出95.8 t/h蒸汽流量，噴入的減溫水流量為4.2 t/h；若是從熱再管道抽汽，由于熱再蒸汽的焓值最高，所以僅需從熱再管道中平均抽出83.2 t/h蒸汽流量，噴入的減溫水流量為16.8 t/h；主汽的焓值比熱再蒸汽略微低一些，從主汽管道中抽出的平均蒸汽流量為85.8 t/h，需噴入的減溫水流量為14.2 t/h。

從冷再蒸汽、主汽、熱再這3處抽汽供熱方案進行綜合比較的結果來看，采用冷再抽汽對外供熱方式在機組經濟性改善方面的獲益最大，且在管路、閥門投資方面最為節省。

2.2 汽輪機最大通流能力試驗結果分析

采用3號機組性能考核試驗期間的汽輪機高壓調門全開（VWO）、665 MW負荷工況的試驗數據，作為汽輪發電機組在最大通流能力狀態下的實際運行參數，比較了該機組夏季工況的一次熱力試驗記錄數據，反映了機組在夏季高背壓情況下帶600 MW額定負荷運行時的運行參數。從這些數據中得出：VWO工況的機組負荷比夏季工況偏高約11%，主汽流量偏高約7.94%，調節級偏高約9.73%，其他各處抽汽壓力平均提高幅度約為8%。由此表明，二期機組汽輪機具有約10%富裕通流能力，可以滿足夏季高背壓工況運行時，既能接帶額定負荷，同時又滿足機組對外抽汽供熱100 t/h的需求。

2.3 供熱對鍋爐的影響

根據3號機組循環效率試驗時，現場測取機組負荷為600 MW，540 MW，420 MW，300 MW時鍋爐的主要參數，包括主汽流量，各級過熱器、再熱器、省煤器進/出口工質溫度和壓力，空氣預熱器進/出口一、二次風溫，各級過熱器、再熱器減溫水量，鍋爐氧量，排煙溫度等，然后調整爐膛污染系數及各級過熱器、再熱器、省煤器、空氣預熱器的有效熱系數，使計算出的各級受熱面進/出口工質溫度、減溫水量、排煙溫度等主要參數與上述負荷現場測取的鍋爐主要運行參數相符。保持爐膛污染系數及各受熱面的有效熱系數不變，再進行冷再抽汽100 t/h供熱的各工況計算。

為計算簡便，采取主汽流量增加100 t/h，冷再蒸汽流量保持不變的方法，進行鍋爐熱力計算。冷再抽汽100 t/h對外供熱后，機組負荷將會降低。為了保證機組的負荷，需要增加鍋爐主汽流量，這樣將增加鍋爐的給煤量。隨著煤量的增加，爐膛出口煙溫將升高，過熱器壁溫上升，而且使過熱器減溫水流量也會增加。同樣，再熱蒸汽流量保持不變，但由于爐膛出口煙溫的上升，使再熱器噴水流量需要增加，而且再熱器壁溫也會升高，但仍在控制范圍內。

若要得到優質高產的小麥，則應采取高效、科學的灌溉技術。若是降雨少，則可以進行人工降雨，保證滿足小麥可以得到灌溉。灌溉技術主要有噴灌、溝灌等情況，其中噴灌技術有著均勻、省水的優勢，可以為保護土壤，同時防止水土出現流失，同時使用此技術能夠提升土地使用率。

由于冷再抽汽100 t/h使鍋爐給煤量增加，從而使鍋爐排煙溫度上升3℃左右，由此引起的鍋爐熱效率下降約0.15%。

2.4 1000 MW機組輔汽供汽

一、二期機組只需減壓后就能滿足東線高壓和西線這2路供熱，且供汽的距離較三期機組近了很多，經濟又安全。

三期1 000 MW超超臨界6號、7號機組為純凝式，在設計時沒有考慮對外供熱，汽輪機的通流和各加熱器的抽汽管道全部按照常規設計。機組正常運行時的輔汽由冷再經減溫、減壓獲得，壓力1.0 MPa、溫度330℃。為滿足對外供熱東線低壓300 t/h蒸汽流量的需要，從機組運行安全性、經濟性和廠房內管路布置的可行性上衡量，在2臺機組的輔汽聯絡母管和本機母管上抽汽是最合適的。

經核算，2臺機組的輔汽系統在滿足機組正常運行需要外，聯絡母管上尚有200 t/h的供汽能力，7號機組本機輔汽母管上有100 t/h的供汽能力。另外，在東線閥門站設置了高壓向低壓供汽的聯通管，具備100 t/h的供汽能力，使低壓汽源有更加可靠的保證。

3 機組供熱的經濟性和安全性試驗

在5號機組上分別進行供熱和不供熱經濟性比較，4號機組上進行供熱最低負荷值的測試。

3.1 機組純凝/供熱經濟性對比試驗

600 MW機組純凝與供熱運行方式下的經濟對比試驗結果如表1所示。由表1可知：與純凝工況相比，供熱后汽輪機熱耗率有大幅度的下降，600 MW工況下降1.97%，450 MW工況下降2.54%，而300 MW工況供熱流量為61 t/h時，熱耗率下降了2.3%，由此說明機組供熱能更好地實現節能降耗。

3.2 純凝/供熱工況安全性比對

在300～600 MW試驗負荷區間內純凝/供熱工況下機組差脹、軸承溫度、軸向位移等參數基本沒有變化。

機組冷再抽汽供熱后，進入再熱器的蒸汽量減少，使再熱器壁溫有所上升，但上升幅度不大，對鍋爐熱效率無影響。

3.3 機組供熱的最低負荷

低負荷時通過數字電液控制系統（DEH）強制關小中壓調門開度，提高冷再壓力以滿足熱用戶對機組供熱參數的需求。在230 MW負荷下，當中壓調門指令從100%下降到30%時，冷再壓力從1.7 MPa上升至1.81 MPa，此時冷再供熱流量CRT顯示值為50 t/h左右。在試驗過程中機組差脹、軸向位移、推力軸承溫度等參數基本沒有變化。

由此得出：600 MW亞臨界機組在230 MW時就具有了對外供熱能力。當然，這只是一種能力，長期運行將對機組產生不利影響，因此一般不會采取這種方式。

4 供熱后取得的經濟效益和社會效益

4.1 經濟效益

在2號機組上同樣測試了負荷為458.5 MW和600 MW時對外供熱對煤耗的影響，以進一步驗證對外供熱的節能收益。測試結果表明：機組負荷458.5 MW，對外供熱流量為50 t/h時，煤耗可下降5.19 g/kWh；機組負荷600 MW，對外供熱流量為60.8 t/h時，煤耗可下降2.83 g/kWh。

根據供熱后機組煤耗影響試驗結果，以及對北侖發電廠各機組的供熱量、負荷率情況統計數據，應用插值法初步計算，供熱后各機組2009年煤耗下降測算結果如表2所示。

表1 300，450，600 MW純凝和供熱工況經濟性比較

4.2 社會效益

表2 機組供熱對全年供電煤耗的影響

經測算，北侖發電廠對外供熱消耗標煤約37 kg/GJ，地方供熱機組供熱消耗標煤39 kg/GJ，少消耗標煤約2 kg/GJ，按2008年原供熱單位寧波熱電廠全年供熱量441萬GJ測算，需消耗標煤為171 990 t，如全部采用北侖發電廠機組供熱，則需消耗標煤約163 170 t，故全年能節約標煤消耗約8 820 t，減少二氧化碳排放約20 929 t，減少二氧化硫排放477 t，節能減排效果非常明顯。

5 結語

北侖發電廠積極為節能減排承擔義務，同時也為企業的后續發展打下良好的基礎。整個供熱項目在設計時就對機組運行安全進行了充分的分析，試運行階段又嚴格按照各種惡劣工況進行了試驗，驗證了對外供熱機組在極限工況下的安全性。項目的另一特點是采用多種抽汽方式實現對外供熱，并從近期和遠期發展考慮，合理地設計和布局供熱工程，在當年就產生了非常好的經濟效益和社會效益。隨著今后外界工業用戶供熱需求量的增大及上網供電負荷的限制，北侖發電廠對外供熱的效益將會更加顯著。

[1]陳小慶，孫永平.600 MW機組抽汽供熱的影響評估與方案選取[J].浙江電力，2009，27（4）：3-5.

（本文編輯：陸瑩）

Implementation of External Heating in Beilun Power Plant

XIE Cheng
（Guodian Zhejiang Beilun No.1 Power Generation Co.，Ltd，Ningbo Zhejiang 315800，China）

According to the needs of the external users and its own development，Beilun Power Plant compares the extraction heating schemes for the main steam，cold reheater and hot rehear of 600 MW unit through the analysis on the steam demands of the external users.It confirms the best scheme in which unit cold reheat steam is used for heating and the feasibility of using the auxiliary steam in 1 000 MW units is analyzed.Meanwhile,the safety of extraction steam heating scheme is verified in the test.Finally，it enables Beilun Power Plant to achieve the maximum external heating capability of 700 t/h and good economic and social benefits are achieved.

external heating；energy saving and emission reduction；cold reheat extraction steam；aux steam；the power supply coal consumption；benefit

TK219

：B

：1007-1881（2012）09-0039-04

2012-01-09

謝澄（1968-），男，浙江寧波人，工程師，從事發電廠檢修技術管理工作。