300 MW级机组高背压供热技术的应用

(国电榆次热电有限公司，山西 晋中 030600)

0 引 言

某热电厂两台机组分别于2009年12月、2010年1月投入商业运行，机组系东方电气集团制造的300 MW级抽凝式空冷供热机组，设计总供热面积约1 023×104 m2，热负荷约665 MW。项目投产后通过走访当地热力公司了解到，本地集中采暖供热面积共2 000万m2，目前还有约1 000万m2面积采暖仍采用的是居民分散采暖方式，希望热电厂能增加供热能力。为了满足供热需要，进一步降低能耗，电厂对1号机组原供热方式方式进行了改造。

1 项目改造方式

1.1 系统改造布置

机组原设计在采暖期中用五段抽汽加热热网加热器，每台机组额定抽气量500 t/h，最大抽气量600 t/h，抽汽压力为0.4 MPa，而从汽轮机低压缸排出的乏汽进入排汽装置，经DN5550的管道，流向空冷凝汽器。为了提高能源利用效率，变乏汽废热为供热热量，根据空冷机组可以高背压运行的技术特点(机组满发背压34 kPa)，在采暖期由五段抽汽供热改为乏汽直接供热，把低压缸做功后的乏汽直接加热热网循环水，实现了乏汽余热的充分利用，将蒸汽废热为居民采暖的热量，使汽轮机的冷源损失大幅减少。

1.2 项目改造的实施

从1号机组低压缸主排汽管上加装一旁路排汽至热网凝汽器，并在凝汽器入口蒸汽管道上增加大口径真空电动蝶阀，通过热网凝汽器表面换热来加热热网循环水回水，热网凝汽器的排汽凝结水接至原空冷凝结水回水母管至机组回热系统。热网凝汽器循环水进出水管道系统与原热网一次换热站循环水系统连接，在循环水系统增设一台循环水泵与原系统已有的5台并列运行，实现供热需求。机组原有的五段抽汽供热系统仍然保留，作为尖峰热负荷时调使用，如图1所示。

图1 项目改造示意图

同时为了适应乏汽供热改造后空冷岛运行调整的需要，在原设计中布置于空冷岛中间的未装设大口径真空电动蝶阀的2列排汽支管，全部增设大口径真空电动蝶阀，改造后1号机组的全部6列排汽支管上均装有了隔离阀，便于机组在供热期运行时利用这些阀门，实现对空冷凝汽器的方便调整和切除。

1.3 改造后供热情况

为配合供热改造, 电厂同热力公司协商尽量降低供热回水温度,加大循环水流量来实现供热效益的最大化，2011年11月1日～2012年3月31日采暖期内，完成供热量为352.29万GJ，采暖期平均供回水温差为27.43 ℃、循环水流量为8 281.07 t/h。 2012年11月1日～2013年3月31日采暖期内，完成供热量为315.04万GJ，供热期平均供回水温差为23.32 ℃、循环水流量为8 776.51 t/h， 如图2所示。

图2 2011-2012与2012-2013年供热参数图

比上年度采暖期内供热量同比下降的原因是因为同时期，环境温度升高较大，供热量需求下降，特别是在3月份最为明显。

2 改造后空冷岛风机的切换

280 MW工况(单列风机运行临界点)：在280 MW工况下，空冷岛的排汽量为230 t/h，这时风机的转速达到93%，冬季运行时(不考虑环境温度大的变化)，在空冷岛进汽量不大于230 t/h时，只需单列风机投入运行即可满足。

230 MW工况 (最小负荷点)：空冷岛的进汽量为97.3 t/h，循环水流量为9 554 t/h。为保证空冷岛的安全运行，同时满足单机满足日均供热量2.88万GJ前提下，最小负荷不低于230 MW为宜。

在当前的循环水流量下(9 500 t/h左右)，不能实现空冷岛全切。要实现单机供热，机组的负荷不能小于230 MW。若循环水流量增加到11 000 t/h， 在当前的基础上增加15%， 同时中排用汽量增加，方可实现空冷岛全切。

表1 各工况点参数表

3 改造后的性能分析

3.1 热耗分析

2012年12月29日，电科院进行了高背压供热改造现场性能试验。试验进行了背压34 kPa下300、280、250、230 MW四个工况试验和25 kPa下250 MW工况试验。试验结果见表2。

表2 各工况热耗表

3.2 煤耗分析

从表2与表3中可以看出250 MW工况，34 kPa背压下，基本反映了机组平均负荷下的经济运行指标。在250 MW工况下，单机供热，背压34 kPa下，机组的热电比达到127%，机组的热耗为4 950 kJ/kWh，机组的发电煤耗为185.44 g/kWh。

表3 各工况煤耗表

4 改造后经济运行边界工况分析

不同电负荷及热网循环水流量下背压与温升关系曲线，其相对应的温升点为该工况下高背压供热系统经济运行的临界点，高于此温升，则该方式经济性好，低于此温升表示高背压供热较传统供热经济性差。如：在300 MW、循环水9 500 t/h时，当运行背压为30 kPa时，对应的温升值为14.7 ℃，表示当热网供回水温升大于14.7 ℃时，投运高背压供热系统经济，低于14.7 ℃投运高背压供热系统不经济，如图3所示。

图3 各工况下对应临界点

5 改造后的经济与社会效益

1号机组通过高背压供热改造后，利用乏汽余热可使热网循环水供水温度可以提高到72 ℃，同时机组在供热期的调峰能力较改造前增加40 MW。 供热初、末期全厂供电煤耗下降18.48 g/kWh。 供热高峰期全厂供电煤耗下降13.68 g/kWh。预计影响全年供电煤耗下降约为7.64 g/kWh，年节约标煤2.44万吨，每年增加效益1 586万元以上。并且单台机组最大年供热能力可达511万GJ，可增加机组供热能力约44.5%，有较好的经济效益，是北方供热电厂提高供热能力的一个重要举措[2]。

6 结 语

综上所述1号机组通过高背压改造后，向城区增加供热能力是可行的。一方面可以进一步降低机组的煤耗，另一方面可以增加集中供热面积，削减小锅炉数量，实现节能减排。同时在目前北方部分地区电力市场供大于求的情况下，是增加热电厂的收益是一个重要举措。

[1] 常 宏.300 MW亚临界供热机组高背压供热改造的研究[J].哈尔滨：黑龙江电力，2012.

[2] 李志刚，孙丽萍，刘嘉新.热网监控系统的设计与实现[J].森林工程，2013(4)：90-95+160.