200MW機組低真空循環水供熱改造

李宏旭，陳永輝

（國家電投阜新發電公司，遼寧 阜新 123003）

200MW機組低真空循環水供熱改造

李宏旭，陳永輝

（國家電投阜新發電公司，遼寧 阜新 123003）

根據公司增加供熱能力及節能降耗需要，對01號機組進行低真空循環水供熱改造。通過將凝汽器的真空度降低，把凝汽器改為供熱系統的熱網加熱器，直接用作熱網的循環水換熱實現冷卻水溫提高，充分利用機組排汽的汽化潛熱加熱熱網循環水，從而提高機組的循環熱效率，將冷源損失降低為零。

汽輪機；低真空；循環水供熱；熱效率

國家電投阜新發電公司的前身阜新發電廠，始建于1936年。后經多次擴建，到1961年4月,裝機容量達57．4萬千瓦，是當時亞洲最大的火力發電廠。至今多次擴建，已成為百萬電廠，現有2×200MW機組和2×350MW機組共四臺，主營業務是向社會提供優質的電能、熱能的綠色能源。

由于東北地區機組負荷率偏低，公司現有的兩臺200MW供熱機組實際抽汽能力達不到設計值，需由兩臺350MW機組參與共同供熱才能滿足960萬平方米的供熱任務，這種運行方式是不經濟的。針對以上情況，將01號汽機低真空循環水供熱系統改造，改造后的供熱系統在供熱初末期用01號機組低真空循環水直接供熱即能滿足供熱要求。在高寒期再經其它機組調峰加熱達到外網所需溫度后對外供出。該方法可大幅降低供熱成本，是熱能轉換梯級利用最先進合理的手段，可以大幅提高能源利用率，符合國家節能減排政策。

1 汽輪機低真空供熱系統改造可行性分析

1.1 改造的必要性

1.1.1 阜新發電公司的供熱需求和供熱能力

（1）阜新發電公司供熱能力面臨不足，急需提高熱源供熱能力。原設計供熱能力1200 萬平米，現由于機組負荷率及抽汽能力原因只供熱960 萬平米。

（2）將阜新發電公司乏汽余熱供熱，實現該電廠可持續發展。阜新發電公司在運機組存在大量的汽輪機乏汽余熱通過冷卻塔排放掉，以保證汽輪機末端的正常工作。在額定抽汽工況下，該部分熱量可占燃料燃燒總發熱量的28%以上，相當于供熱量的70%以上，其對于發電來說是不可利用，但是對于供熱采暖而言，則構成巨大的能源浪費。如果能夠充分將該部分乏汽余熱回收用于供熱，可以大幅提高供熱能力和能源利用效率，為企業帶來巨大的節能、環保與社會效益。

1.1.2 低真空供熱改造的必要性

阜新發電公司全廠熱效率為53%，損失47%的熱量，其中損失比例最大為凝汽器的冷源損失，約占總損失的28%。為了充分利用這部分冷源損失，在采暖期，通過低真空運行，適當提高汽輪機的排汽壓力，增加排汽溫度，保證熱網系統參數運行。同時采暖抽汽量下降，雖然低真空運行會降低循環功率，但通過利用機組排汽的汽化潛熱和采暖抽汽結合氣溫調整抽汽量來加熱熱網循環水，不僅提高熱網循環水水溫保證供熱參數，還將機組的冷源損失降低為零，提高全廠的熱效率。

1.2 改造的可行性

01號機組系哈爾濱汽輪機廠生產的CC140/N200—12．7/535/535型汽輪機，為一次中間再熱，三缸兩排汽，抽冷凝式汽輪機，設計中排最大抽汽量280t/h，實際最大抽汽量220t/h，符合改造條件。

2 技術分析及改造方案

低真空循環水供熱是通過提高凝汽器中乏汽的壓力，即降低凝汽器的真空度，利用換熱提高冷卻水溫，將凝汽器改為熱網系統的初級熱網加熱器，而冷卻水直接采用熱網系統的循環水，充分利用機組排汽的汽化潛熱加熱循環水，從而提高機組的循環熱效率，將冷源損失降低為零。主機部分主要包括汽輪機進行通流部分改造，凝汽器進行加強處理；熱網部分主要包括熱網管路新建及改造，原有系統與改造后系統切換閥門的布置，從而實現低真空循環水供熱。

2.1 現有200MW機組熱網首站供熱能力分析

200MW機組熱網首站共設有六臺熱網加熱器，每臺加熱器換熱面積900m2，每臺機組的供熱抽汽對應三臺熱網加熱器，熱網供、回水母管為DN1000，為市區熱力公司提供熱源。現有01、02號機采暖抽汽共計296t/h，經校核配套加熱器及循環泵均能滿足運行需求，以0．7MW/t蒸汽折算，200MW機組熱網首站現有供熱能力=296×0．7=207．2MW。

原市網循環水參數：供水壓力 P1=0．7MPa，回水壓力P2=0．15MPa，流量Q=5000m3/h。

2.2 現有350MW機組熱網首站供熱能力分析

350MW機組熱網首站共設有四臺熱網加熱器，每臺換熱器換熱面積1100m2，每臺機組的供熱抽汽對應兩臺熱網加熱器，熱網供、回水母管為DN1200，為鴻源熱力網提供熱源現有3、4號機采暖抽汽共計276t/ h，經校核配套加熱器及循環泵均能滿足運行需求，以0．7MW/t折算，350MW機組熱網首站現有供熱能力=276×0．7=193．2MW。

原鴻源循環水參數：供水壓力P1=0．5MPa，回水壓力P2=0．15MPa，流量Q=5500m3/h。

2.3 改造方案

（1）根據現有實際采暖熱負荷的需要，對01號機組低壓通流部分進行改造，采暖期該機組高背壓35．4kPa運行，排汽溫度提高到73℃，滿足機組高背壓長期運行的安全可靠性。

（2）對機組凝汽器的內部結構和承壓能力進行應力核算和改造，滿足凝汽器溫度升高和水室壓力增大狀況下的安全運行要求。

（3）對熱網系統一次網供回水管路、熱網循環泵和熱網加熱器進行相應核算及改造，將熱網一次網回水先引入凝汽器水側，通過吸收汽輪機乏汽熱量，提高一次網供水溫度，然后利用機組熱網加熱器進行二次加熱，實現高溫水對外供熱。

（4）改造后循環水量為9000m3/h時，供回水溫度為50/70℃，1號機組改造前采暖高峰期抽汽量148t/h，抽氣壓力0．16MPa，溫度按150℃計算，其供熱能力約為94MW；低真空循環水供熱改造后采暖抽汽量為0 t/h，低壓缸采暖排氣429．2t/h，排氣壓力32kPa，按飽和狀態計算其供熱能力約為210MW。01號機組改造前后增加的供熱能力210-94=106MW。嚴寒期通過臨機氣源抽氣尖峰加熱器提溫，保證供回水溫度分別為90℃、46℃，供回水溫差44℃。

3 通過低真空供熱改造取得經濟效益

根據改造阜新發電公司01號機組在保證供熱參數及新增面積增加的同時，保證了環保指標實現減排，經濟指標節電節水，有效降低公司生產發電成本，取得經濟、社會效益全面提升。

3.1 節能減排分析

項目改造后，年節標煤量100846t，折原煤量223605t（折標系數：0．451），相當于年減排如下。

（1）二氧化碳：原煤碳含量為40．25%，每年減排放的二氧化碳為33．15萬t。

（2）二氧化硫：含硫量為0．28%，二氧化硫去除率以90%計，每年排放的二氧化硫為125．77t。

（3）煙塵：煤質灰份為15．28%，機械不完全燃燒損失為0．3，鍋爐灰渣總量為：224589×（0．1528+0．3×14510/33913/100）=34604t。

（4）除塵設施去除率以98%計，飛灰份額以0．7考慮，每年產生的煙塵量為484t。

（5）項目節能改造后，年減少二氧化碳排放量33．15萬t，二氧化硫125．77t，煙塵484t。

3.2 冷卻水循環泵節電分析

改造前，冬季供熱期間運行兩臺冷卻塔循環水泵，電功率合計約為1600kW。采暖期按151天折合3624小時計算，則每臺泵年耗電

1600kW×3624h=610．56萬 kW·h

改造后，冬季供熱期可停運一臺冷卻塔循環水泵，電功率1600kW，年節電量=1600kW×3624h=580萬kW·h，則每年節約廠用電580萬kW·h。據《綜合能耗計算通則》(GB/T 2589—2008)中規定電力與標準煤換算系數0．4040kgce/kW·h計算，則全年節標煤量為：

580×104kW·h×0．4040kgce/kW·h=2343tce。

3.3 節水分析

改造前，每座冷卻塔風吹損失為25t/h，蒸發損失為265t/h、排污損失為44t/h，總損失為334t/h。

改造后，冬季供熱期停用一座冷卻塔，其損失降為零，采暖期按1440+2160=3600h，則每年節水334t/h×3600h= 1202400t。

01號機組實施低真空循環水供熱改造后，在節能的同時，二氧化碳、二氧化硫、煙塵等污染物的排放量也大為減少，具有極大的環保效益、經濟效益和社會效益。

4 結語

01號機組低真空供熱改造后，其供熱量大幅度增加，供電煤耗下降明顯，使得供熱期間節省很大的費用、實現了減虧增效，推動了公司的良好發展。發展低真空供熱，在不增加機組規模的前提下，積極開發供熱能力，增大供熱面積，不僅為企業發展擴寬空間，還會帶來經濟效益和社會效益。

TM611.3

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1671-0711（2017）08（下）-0040-02