660 MW超超临界机组供热改造

林泉

(江苏华电望亭发电厂，江苏 苏州　215155)



660 MW超超临界机组供热改造

林泉

(江苏华电望亭发电厂，江苏 苏州215155)

摘要：随着国家环保力度的加大，近年来供热项目大量建设投产。根据江苏华电望亭发电厂供热项目的执行情况，对机组供热模式的背景和特点进行分析，提出中低压连通管改造、引风机和增压风机合并、四级抽汽改造等措施，并分析了改造后的节能与环保效益，数据证明改造方案提高了机组效率和能源利用率。

关键词：供热；长距离；背压；小汽轮机；引风机；增压风机

1改造背景

2012年，江苏华电望亭发电厂(以下简称望亭发电厂)抓住无锡市热力市场整合、关停无锡协联热电有限公司的大好时机，与无锡国联环保能源集团有限公司合作进行国内首例跨区域、长距离供热，供热用户主要是无锡城区以及新区工业、商业、服务业用户。

望亭发电厂300 MW燃煤机组供热改造一期项目于2012年12月1日正式投入商业运行。2013—2014年望亭发电厂向无锡地区安全、稳定供热282.9万t，平均供热流量为158 t/h。近两年无锡供热需求大，即使在迎峰度夏期间，平均供热需求仍保持在150 t/h。

2015年，无锡供热管网进行二次整合优化，望亭发电厂积极推进供热二期工程。二期可行性研究报告显示新增热负荷合计270 t/h，年新增供热量120万t。目前已经完成1台660 MW机组的供热改造，在2016年迎峰度夏前将完成另一台660 MW机组的供热改造，届时望亭发电厂对外供热能力将达到1 000 t/h。

望亭发电厂供热二期改造是在一期改造的基础上新增供热#3线、#4线和望亭线。供热#3线汽源为引风机背压式小汽轮机排汽(压力为1.2 MPa，温度为350 ℃)和主机中低压连通管抽汽(压力为0.6 MPa，温度为300 ℃)经压力匹配器混合后的蒸汽(压力为0.8 MPa，温度为300 ℃)；供热#4线汽源为主机中低压连通管抽汽(压力为0.6 MPa，温度为300 ℃)；望亭线汽源为引风机背压式小汽轮机排汽(压力为1.2 MPa，温度为350 ℃)。

2机组概况

2.1锅炉

望亭发电厂2×660 MW机组锅炉采用上海锅炉厂有限公司生产的超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉，单炉膛、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构Π型、半露天布置，锅炉连续最大蒸发量(BMCR)工况下过热器出口压力为26.15 MPa，锅炉最大连续出力为2 024 t/h，再热蒸汽出口压力为5.92 MPa，流量为1 680 t/h。

2.2汽轮机

望亭发电厂2×660 MW机组汽轮机采用上海汽轮机有限公司根据西门子公司技术设计制造的超超临界参数、单轴、一次中间再热、4缸4排汽、纯凝式汽轮机，主蒸汽进口压力为25 MPa，温度为600 ℃，再热蒸汽出口温度为600 ℃，汽轮机保证热耗率为7 315 kJ/(kW·h)。汽轮机回热系统由高压加热器、除氧器、低压加热器组成，高压加热器为3台100%容量卧式加热器，每台机组配置4台100%容量低压加热器和1台疏水冷却器。

2.3引风机

望亭发电厂2×660 MW机组共配置4台静叶可调轴流式引风机，每台锅炉配置2台，并联运行，静叶调节，水平对称布置，垂直进风，水平出风，室外露天布置。

2.4增压风机

望亭发电厂2×660 MW机组共配有2台动叶可调轴流式增压风机，每台锅炉配置1台。增压风机室外露天布置，垂直进风，水平出风。

望亭发电厂供热二期改造项目将对2台660 MW机组的引风机和增压风机进行合并设置，将原有脱硫增压风机拆除，同时对烟道进行相应的调整。引风机厂家对引风机、增压风机合并后的风机选型进行计算后发现，对现有引风机进行改造不能满足实际运行需求，需对现有引风机进行整体更换。改造后的引风机采用背压式汽轮机驱动，启动汽源采用老厂辅汽，运行汽源为锅炉低温再热器出口蒸汽。

图2　回热背压式小汽轮机驱动设备技术典型流程

3供热改造措施

3.1原供热方式

该改造工程供热汽源来自引风机背压式小汽轮机排汽、中低压连通管抽汽和四级抽汽，其中#3，#4机组中低压连通管经过改造后单机最大抽汽为600 t/h，但考虑到新增热负荷情况，该改造计划按#3，#4机组中低压连通管单机最大抽汽300 t/h考虑。#3，#4机组引风机改造后，每台机组各配有2台背压式小汽轮机，考核工况(TB)下单台引风机背压式小汽轮机最大排汽量为69.0 t/h，100%额定出力(THA)工况下排汽量为46.8 t/h，故#3，#4机组引风机背压式小汽轮机正常运行工况下排汽量共计187.2 t/h。四级抽汽经过改造后单机具备50 t/h的抽汽能力。

#3，#4机组中低压连通管压力为0.6 MPa，温度为300 ℃；引风机背压式小汽轮机压力为1.2 MPa，温度为305～401 ℃；四级抽汽压力为0.8～1.2 MPa，温度为305～401 ℃。

3.2中低压连通管改造

中低压连通管改造后具备抽汽能力200 t/h(压力为0.6±0.1 MPa,温度为300 ℃)。

修改中低压缸连通管的布置，采用打孔抽汽方式从中低压缸连通管向外引出1根抽汽管道，作为供热汽源，在连通管上加装三通和抽汽调节阀。抽汽管道自连通管引出后依次加装安全阀、抽汽逆止阀、快关阀及抽汽压力调节阀，结构如图1所示。

图1　抽气管道结构

3.3引风机和增压风机合并改造

常规汽轮发电厂中，引风机通常由定速电机来驱动。若采用汽动引风机，可以降低厂用电，提高对外供电，且汽动风机可采用调速方式，提高机组某些负荷工况下风机的效率。因此，目前国内部分电厂正在尝试用小汽轮机来驱动引风机。驱动引风机的小汽轮机可以采用凝汽式或背压式。

由于该改造工程的目的是供热，所以凝汽式方案不适用。采用回热背压式汽动引风机技术(华东电力设计院专利技术)，在正常情况下，引风机小汽轮机排汽对外供热，在机组启动及特殊工况时，排汽连接除氧器，可获得良好收益。

回热背压式小汽轮机驱动设备技术基于回热基本原理，将驱动设备的小汽轮机的排汽和抽汽引到热力循环中，排挤部分过热度较高的主汽轮机抽汽，在回收工质的同时达到提高机组热效率的目的。当厂内、外有热负荷用户时，可将一部分抽汽或排汽引至辅汽或热网进行热量回收，减少热源损失，从而进一步提高热循环效率。回热背压式小汽轮机驱动设备技术的典型流程如图2所示。

小汽轮机可采用的进汽汽源可以是以下汽源中的1个或多个：(1)低温再热蒸汽(即主汽轮机的高压缸排汽)；(2)锅炉过热器或再热器的中间加热蒸汽；(3)主汽轮机的中压缸排汽；(4)主汽轮机高、中、低压某级抽汽；(5)其他具有一定过热度的蒸汽。

小汽轮机排汽可回热至以下设备中的1个或多个：(1)除氧器；(2)低压加热器；(3)高压加热器；(4)辅汽或热网；(5)其他回热设备。

小汽轮机可驱动的设备可以是以下设备中的1个或多个：(1)锅炉引风机、一次风机或送风机；(2)锅炉给水泵；(3)其他水泵；(4)压缩机；(5)其他需要驱动的设备。

华东电力设计院专利技术中的小汽轮机可以是定速，也可以是调速。对一些变负荷运行的设备采用调速方式，可以提高低负荷工况下的设备效率，从而提高整体效率。

该改造工程利用节能增益的新技术，对引风机和增压风机合并改造，改造后的引风机采用背压式调速小汽轮机驱动，小汽轮机的排汽进入多级回热设备和热网，降低厂用电率，提高供电效益。回热式背压小汽轮机驱动引风机技术满足了风机功率要求和锅炉抽汽量的要求，小汽轮机供汽汽源采用锅炉一级再热器出口蒸汽。

背压式小汽轮机的进汽汽源共有3路：在2台660 MW机组的背压式小汽轮机进汽母管上设置1根连通管，当机组启动时，2台汽动引风机同时开启，2台机组之间的进汽连通管抽汽作为背压式汽轮机的启动蒸汽，汽轮机排汽接至该机组除氧器或放空；当邻机检修时，启动汽源可以利用老厂辅汽；正常运行时采用锅炉一级再热器出口蒸汽。辅机故障减负荷(RB)工况下2台机组之间的进汽连通管提供补充汽源。

正常运行时，背压式小汽轮机排汽与中低压连通管抽汽通过压力匹配器和减温装置对外供热。当机组启动或热网检修时，小汽轮机排汽可以引至本机除氧器和低压加热器。

3.4四级抽汽改造

改造后单机具备抽汽能力为50 t/h(压力为0.8～1.2 MPa，温度为305～401 ℃)。采用打孔抽汽方式从原四级抽汽管道上向外引出1根抽汽管道作为供热汽源。

4供热系统

#3，#4机组中低压连通管抽汽(压力为0.6 MPa，温度为300 ℃)，通过减温装置(减温水来自低压加热器#5出口，压力为1.9 MPa，温度为155 ℃)，减温至220 ℃，对低压#4线供热，同时作为压力匹配器的低压蒸汽。

#3，#4机组引风机背压式小汽轮机排汽(压力为1.2 MPa，温度为358.2 ℃)，通过减温装置(减温水来自给水泵中间抽头出口，压力为10 MPa，温度为180 ℃)减温至315 ℃，作为压力匹配器的驱动蒸汽、高压#1线的补充汽源及望亭周边区域的高压汽源。

#3，#4机组引风机背压式小汽轮机排汽(压力为1.2 MPa，温度为358.2 ℃)经减温后作为驱动蒸汽；#3，#4机组中低压连通管抽汽(压力为0.6 MPa，温度为300 ℃)经减温后作为低压蒸汽。2种蒸汽通过压力匹配器混合后，输出压力为0.8 MPa，温度为300 ℃的蒸汽对低压#3线供热，同时作为低压#2线的补充汽源。

5节能减排分析

5.1节能分析

对热源设备进行比较，电厂锅炉热效率为93.95%，而社会上中小型工业锅炉热效率一般只能达到55%～75%，仅从锅炉热源设备的设计效率和运行效率相比，利用电厂锅炉进行热电联产对社会供热，热效率就提高了30%～35%。

大容量热电联产热经济效益高，节能减排，提高了电厂的能源利用效率和综合经济效益，对相关热用户的能源利用率和经济效率均是一项利好举措。

机组对外供热的同时要保证机组发电出力，势必要增加主蒸汽流量，机组的发电煤耗会升高。在100% THA工况下，按每台机组中低压连通管平均抽汽55.9 t/h低压蒸汽(压力为0.6 MPa，温度为300 ℃)，每台机组引风机背压式小汽轮机排汽能力为93.6 t/h计算，节煤收益见表1。

从表1可以看出，对单台机组而言，如果对外供热能力为149.5 t/h，在100% THA工况下，该机组发电标煤耗比纯凝工况降低9.1 g/(kW·h)左右，供电标准煤耗可降低13.5 g/(kW·h)，厂用电率可降低1.35%，即对外供电增多，2台机组每年可对外多供电83.5 GW·h。

5.2环保分析

望亭发电厂在进行供热二期改造的同时，对660 MW机组同步进行了环保改造。主要是在原除尘器前及脱硫出口净烟道加装低低温换热器，对原除尘器进行恢复性检修，新增五电场。另外在吸收塔后布置湿式静电除尘器，这样烟气在进入电除尘器前，先通过低低温换热器的降温段，使烟温从140 ℃下降至95 ℃，换热器吸收的热量全部用于加热脱硫后的烟气，可将烟温从50 ℃升至88 ℃后通过烟囱排放。环保改造后，SO2，NOx和烟尘排放质量浓度分别小于35，50，5 mg/m3(标态)，满足超低排放的要求。

表1　供热节能效益

5.3减排分析

#1线平均增加供气量15 t/h，#2线平均增加供气量25 t/h，#3线平均供汽量为60 t/h，#4线平均供汽量为43 t/h，高压望亭线在平均供汽量为25 t/h的情况下，按供热7 200 h计算，望亭热电联产机组和无锡热电机组的污染物排放统计见表2。

表2　污染物排放统计

由表2可知，望亭发电厂供热范围内实现集中供热，可节省大量燃煤，大大减少对环境的污染，符合国家能源政策和城市总体规划，将为无锡市及望亭镇完成节能减排任务、发展低碳经济做出巨大贡献。

6长输热网应用

望亭发电厂距离无锡市区热网末端用户约33 km，常规第一代供热技术输送距离为5～8 km，第二代供热技术输送距离为8～12 km，供热技术发展到第三代输送距离达到了12～30 km，压降≤0.02 MPa/km，温降≤4～6 ℃/km，长输供热技术的发展为望亭发电厂参与无锡热力市场的整合提供了技术支撑。

本工程采用南京苏夏工程设计有限公司长输热网专利技术,管道保温采用低导热系数、轻容重的保温材料，蒸汽管道保温结构采用硅酸铝针刺毯、高温玻璃棉和纳米反射层的复合保温结构，最大限度减少散热损失。管道管托采用低摩擦高效隔热节能型管托，与普通管托相比热损失可减少80%～90%，同时也将管道对固定管架的推力控制在最小。通过上述措施有效地将管网的压降、温降控制在最低水平，确保供热的最佳经济性，同时提高了供热管网运行的安全、可靠性。

7结束语

望亭发电厂660 MW超超临界机组供热改造项目为中国华电集团公司内首个跨地区的供热项目，也是望亭发电厂由纯发电企业转型为热电联产企业的项目。项目实施后提高了660 MW机组效率和能源综合利用率，提升了企业综合竞争力，为其他电厂提供了供热改造参考。

(本文责编：弋洋)

收稿日期:2015-12-30；修回日期:2016-01-29

中图分类号：TM 621

文献标志码：B

文章编号：1674-1951(2016)03-0034-04

作者简介：

林泉(1963—)，男，江苏苏州人，工程师，高级技师，从事汽轮机检修方面的工作(E-mail:quan_lin@chd.com.cn)。