某電廠600MW超臨界純凝火電機組供熱改造的探討

宋云華 趙明

摘 要：該文以某電廠600MW超臨界凝汽式機組為分析對象，根據600MW機組結構及電廠供熱現狀，就兩種不同供熱改造方案進行了技術術經濟比較分析，從節能的角度就供熱方案的選擇給出了參考意見，推薦利用壓力匹配器混合高排蒸汽+三段抽汽技術方案來實現對熱用戶供汽，按單臺機供熱流量100t/h，年平均工況對比分析表明，發電標煤耗較改造前降低9.98g/kW.h，發電設備利用小時按5500小時計算，較熱電分產機組可年節約標煤8.4萬噸，具有良好的經濟效益和社會效益。

關鍵詞：超臨界機組 供熱改造 技術經濟 發電標煤耗 蒸汽參數

中圖分類號：TM62 文獻標識碼：A 文章編號：1674-098X（2015）07（a）-0096-02

近年來，隨著節能減排政策的逐步深入，環保要求逐漸嚴格，傳統凝汽式電廠正在面臨挑戰，亟需改變思路，調整運行方式，提高機組經濟性。該文對某電廠600MW超臨界凝汽式機組供熱改造進行了分析，與新建供熱機組相比，對現有純凝機組進行供熱改造具有投資少、工期短、設備利用率高等優點。熱電聯產在提高能源利用率，減少冷凝損失，降低機組煤耗的同時，還可向用戶提供高品質熱源。這對節約能源、改善環境和社會經濟發展具有重要意義。

1 某電廠供熱改造方案研究

1.1 600MW機組供熱改造抽汽原則

目前常規供熱參數大致分為以下幾檔：（1）4.0 MPa等級，400℃以上；（2）1.5～2.5 MPa，300～400℃；（3）1.0 MPa，350℃以下；（4）0.3～0.6 MPa，350℃以下。從上述數據可以看出，熱用戶要求的抽汽參數較為分散，相應的抽汽口選擇位置也較分散。對于600MW機組供熱改造應遵循以下基本原則：（1）抽取蒸汽不影響機組正常的發電，即利用鍋爐設計裕量產生蒸汽來外供；（2）可抽出的蒸汽量及參數應能滿足用戶要求；（3）抽出口方便接出，盡量避免主機的改造；（4）供汽參數在汽輪機50%負荷或以上時應能達到接口處要求的蒸汽參數要求；（5）抽汽參數盡可能接近用汽參數，避免高能低用。

1.2 周邊供熱負荷現狀分析

電廠位于佛山市三水區白坭鎮，距離中國（三水）國際水都飲料食品基地8km，該基地現有6家工業用汽企業。據該片區供熱負荷前期調查，目前片區內統計在案的可以替代的自備小鍋爐最大蒸發量100t/h，考慮基地能源規劃需求，近期熱負荷及遠期熱負荷增長情況，近現期（2014—2016年）最大熱負荷可達163.2 t/h，平均熱負荷為138.1t/h，用汽性質為中壓，預計遠期（2017—2020年）還可增加熱負荷約40t/h。

1.3 供熱方案分析

電廠現有上海汽輪機廠生產的2×600MW超臨界燃煤純凝機組，型號：N600-24.2/566/566，型式：超臨界、一次中間再熱、三缸四排汽、單軸、雙背壓、凝汽式汽輪機。查機組THA工況熱平衡圖，汽輪機低溫再熱蒸汽、高溫再熱蒸汽、回熱抽汽的壓力、溫度、流量如表1所示。

結合熱負荷情況及熱用戶用熱參數要求，確定電廠改造后每臺機組的供熱能力要求（電廠側）100 t/h，最高蒸汽壓力1.8 MPa，溫度300℃。根據機組特點及區域供熱參數要求，供熱方案可選如下：方案（一）再熱熱段管道開孔抽汽；方案（二）利用壓力匹配器混合高排蒸汽+三段抽汽。

為滿足機組對外供熱參數要求，忽略供熱抽汽接口至供熱聯箱間的散熱損失，根據質量和能量守恒計算可選方案的抽汽參數如表2、表3所示。

根據《熱電聯產項目可行性研究技術規定》、機組THA工況下熱平衡圖，以及區域遠期供熱參數計算出可選方案的熱經濟指標見表4。

供熱方案（一）再熱熱段管道開孔抽汽優點是系統簡單，控制、調節及布置方便，對鍋爐本體及汽輪機本體的影響較小，供熱抽汽不會引起再熱器的超溫；缺點是由于采用高品質的熱源直接減溫減壓，因此熱經濟性較差。此外，因蒸汽減溫器前管道溫度太高，減溫器前管道及減溫器材質需采用進口的A335P91材質，減溫器前的閥門需采用進口合金鋼閥門，價格昂貴，初投資較高。

供熱方案（二）利用壓力匹配器混合高排蒸汽+三段抽汽優點：（1）由于采用低品位的熱源供熱，熱經濟性優于方案（一）；（2）蒸汽參數較低，管道材料采用國產材料即可，初投資相對較低，且工期可保證；（3）系統配置比較靈活，可根據不同的熱負荷參數自由調節。缺點是從高排抽汽有可能引起再熱器的超溫，導致再熱器噴水，對鍋爐本體安全性可能造成影響，控制系統接口較方案（一）復雜且調節性能不如方案（一）精確。

2 供熱改造后節能效益分析

2.1 節能比分析

電廠供熱改造項目年供熱量444.95×104GJ，折算到壓力1.8 MPa，溫度256℃時年供熱量約152.25萬噸，年供電量為620000萬kWh，改造前機組年供電煤耗統計值為311.91 g/kWh，故年耗標煤量為1936100萬噸。

2.2 熱電分產與熱電聯產能源利用效率分析對比

按年供熱量444.95×104GJ，壓力1.8 MPa，溫度256℃測算，年供熱量約152.25萬噸，對熱電分產及熱電聯產能源利用效率計算如下（熱電分產以建設相同供熱規模的分散供熱鍋爐和相同供電規模的凝汽機組為對象。供熱改造后機組的節約標煤量是指與改造前熱電分產耗煤量對比見表5。

熱電分產能源利用效率=[年供熱量+年供電量×3600kJ/kWh]/[（分散供熱鍋爐年標煤消耗量+凝汽機組年標煤消耗量）×標煤低位熱值]

集中供熱鍋爐年標煤消耗量=年供熱量/（鍋爐總效率×標煤的低位熱值）

鍋爐總效率包括鍋爐熱效率和自用電量、汽量的影響，按《工業園區熱電聯產規劃范本》的推薦值取為0.75，電廠熱電聯產與熱電分產的能源利用效率評價詳見表6。

從上表分析，熱電聯產的能源利用效率較熱電分產提高約4%。實施供熱改造項目方案（一）年節約標煤約8.24萬噸，方案（二）年節約標煤約8.4萬噸，其中方案（一）能源利用效率比熱電分產提高1.71個百分點，方案（二）能源利用效率比熱電分產高1.76%，兩個方案均有良好的經濟效益和社會效益。

3 結論及建議

通過對電廠機組供熱改造方案分析，推薦采用高壓缸排汽+三段抽汽進行配汽的方式為區域提供熱源，可在不影響機組正常發電的條件下實現對外供汽，具有較好的經濟效益與良好的社會效益。

機組供熱改造后，由于供熱量的增加，高排抽汽后將會引起再熱器超溫，根據廠家意見，可通過鍋爐自身的汽溫調節方式和利用再熱系統的事故噴水能實現再熱器運行正常，鍋爐可不作改造能滿足抽汽要求。其中，需要注意機組隨負荷降低，再熱器噴水減溫水量將增大的問題，建議機組低負荷運行時盡可能采用中下磨的運行方式。

參考文獻

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