200MW机组低真空循环水供热改造

李宏旭，陈永辉

（国家电投阜新发电公司，辽宁 阜新 123003）

200MW机组低真空循环水供热改造

李宏旭，陈永辉

（国家电投阜新发电公司，辽宁 阜新 123003）

根据公司增加供热能力及节能降耗需要，对01号机组进行低真空循环水供热改造。通过将凝汽器的真空度降低，把凝汽器改为供热系统的热网加热器，直接用作热网的循环水换热实现冷却水温提高，充分利用机组排汽的汽化潜热加热热网循环水，从而提高机组的循环热效率，将冷源损失降低为零。

汽轮机；低真空；循环水供热；热效率

国家电投阜新发电公司的前身阜新发电厂，始建于1936年。后经多次扩建，到1961年4月,装机容量达57．4万千瓦，是当时亚洲最大的火力发电厂。至今多次扩建，已成为百万电厂，现有2×200MW机组和2×350MW机组共四台，主营业务是向社会提供优质的电能、热能的绿色能源。

由于东北地区机组负荷率偏低，公司现有的两台200MW供热机组实际抽汽能力达不到设计值，需由两台350MW机组参与共同供热才能满足960万平方米的供热任务，这种运行方式是不经济的。针对以上情况，将01号汽机低真空循环水供热系统改造，改造后的供热系统在供热初末期用01号机组低真空循环水直接供热即能满足供热要求。在高寒期再经其它机组调峰加热达到外网所需温度后对外供出。该方法可大幅降低供热成本，是热能转换梯级利用最先进合理的手段，可以大幅提高能源利用率，符合国家节能减排政策。

1 汽轮机低真空供热系统改造可行性分析

1.1 改造的必要性

1.1.1 阜新发电公司的供热需求和供热能力

（1）阜新发电公司供热能力面临不足，急需提高热源供热能力。原设计供热能力1200 万平米，现由于机组负荷率及抽汽能力原因只供热960 万平米。

（2）将阜新发电公司乏汽余热供热，实现该电厂可持续发展。阜新发电公司在运机组存在大量的汽轮机乏汽余热通过冷却塔排放掉，以保证汽轮机末端的正常工作。在额定抽汽工况下，该部分热量可占燃料燃烧总发热量的28%以上，相当于供热量的70%以上，其对于发电来说是不可利用，但是对于供热采暖而言，则构成巨大的能源浪费。如果能够充分将该部分乏汽余热回收用于供热，可以大幅提高供热能力和能源利用效率，为企业带来巨大的节能、环保与社会效益。

1.1.2 低真空供热改造的必要性

阜新发电公司全厂热效率为53%，损失47%的热量，其中损失比例最大为凝汽器的冷源损失，约占总损失的28%。为了充分利用这部分冷源损失，在采暖期，通过低真空运行，适当提高汽轮机的排汽压力，增加排汽温度，保证热网系统参数运行。同时采暖抽汽量下降，虽然低真空运行会降低循环功率，但通过利用机组排汽的汽化潜热和采暖抽汽结合气温调整抽汽量来加热热网循环水，不仅提高热网循环水水温保证供热参数，还将机组的冷源损失降低为零，提高全厂的热效率。

1.2 改造的可行性

01号机组系哈尔滨汽轮机厂生产的CC140/N200—12．7/535/535型汽轮机，为一次中间再热，三缸两排汽，抽冷凝式汽轮机，设计中排最大抽汽量280t/h，实际最大抽汽量220t/h，符合改造条件。

2 技术分析及改造方案

低真空循环水供热是通过提高凝汽器中乏汽的压力，即降低凝汽器的真空度，利用换热提高冷却水温，将凝汽器改为热网系统的初级热网加热器，而冷却水直接采用热网系统的循环水，充分利用机组排汽的汽化潜热加热循环水，从而提高机组的循环热效率，将冷源损失降低为零。主机部分主要包括汽轮机进行通流部分改造，凝汽器进行加强处理；热网部分主要包括热网管路新建及改造，原有系统与改造后系统切换阀门的布置，从而实现低真空循环水供热。

2.1 现有200MW机组热网首站供热能力分析

200MW机组热网首站共设有六台热网加热器，每台加热器换热面积900m2，每台机组的供热抽汽对应三台热网加热器，热网供、回水母管为DN1000，为市区热力公司提供热源。现有01、02号机采暖抽汽共计296t/h，经校核配套加热器及循环泵均能满足运行需求，以0．7MW/t蒸汽折算，200MW机组热网首站现有供热能力=296×0．7=207．2MW。

原市网循环水参数：供水压力 P1=0．7MPa，回水压力P2=0．15MPa，流量Q=5000m3/h。

2.2 现有350MW机组热网首站供热能力分析

350MW机组热网首站共设有四台热网加热器，每台换热器换热面积1100m2，每台机组的供热抽汽对应两台热网加热器，热网供、回水母管为DN1200，为鸿源热力网提供热源现有3、4号机采暖抽汽共计276t/ h，经校核配套加热器及循环泵均能满足运行需求，以0．7MW/t折算，350MW机组热网首站现有供热能力=276×0．7=193．2MW。

原鸿源循环水参数：供水压力P1=0．5MPa，回水压力P2=0．15MPa，流量Q=5500m3/h。

2.3 改造方案

（1）根据现有实际采暖热负荷的需要，对01号机组低压通流部分进行改造，采暖期该机组高背压35．4kPa运行，排汽温度提高到73℃，满足机组高背压长期运行的安全可靠性。

（2）对机组凝汽器的内部结构和承压能力进行应力核算和改造，满足凝汽器温度升高和水室压力增大状况下的安全运行要求。

（3）对热网系统一次网供回水管路、热网循环泵和热网加热器进行相应核算及改造，将热网一次网回水先引入凝汽器水侧，通过吸收汽轮机乏汽热量，提高一次网供水温度，然后利用机组热网加热器进行二次加热，实现高温水对外供热。

（4）改造后循环水量为9000m3/h时，供回水温度为50/70℃，1号机组改造前采暖高峰期抽汽量148t/h，抽气压力0．16MPa，温度按150℃计算，其供热能力约为94MW；低真空循环水供热改造后采暖抽汽量为0 t/h，低压缸采暖排气429．2t/h，排气压力32kPa，按饱和状态计算其供热能力约为210MW。01号机组改造前后增加的供热能力210-94=106MW。严寒期通过临机气源抽气尖峰加热器提温，保证供回水温度分别为90℃、46℃，供回水温差44℃。

3 通过低真空供热改造取得经济效益

根据改造阜新发电公司01号机组在保证供热参数及新增面积增加的同时，保证了环保指标实现减排，经济指标节电节水，有效降低公司生产发电成本，取得经济、社会效益全面提升。

3.1 节能减排分析

项目改造后，年节标煤量100846t，折原煤量223605t（折标系数：0．451），相当于年减排如下。

（1）二氧化碳：原煤碳含量为40．25%，每年减排放的二氧化碳为33．15万t。

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

（3）烟尘：煤质灰份为15．28%，机械不完全燃烧损失为0．3，锅炉灰渣总量为：224589×（0．1528+0．3×14510/33913/100）=34604t。

（4）除尘设施去除率以98%计，飞灰份额以0．7考虑，每年产生的烟尘量为484t。

（5）项目节能改造后，年减少二氧化碳排放量33．15万t，二氧化硫125．77t，烟尘484t。

3.2 冷却水循环泵节电分析

改造前，冬季供热期间运行两台冷却塔循环水泵，电功率合计约为1600kW。采暖期按151天折合3624小时计算，则每台泵年耗电

1600kW×3624h=610．56万 kW·h

改造后，冬季供热期可停运一台冷却塔循环水泵，电功率1600kW，年节电量=1600kW×3624h=580万kW·h，则每年节约厂用电580万kW·h。据《综合能耗计算通则》(GB/T 2589—2008)中规定电力与标准煤换算系数0．4040kgce/kW·h计算，则全年节标煤量为：

580×104kW·h×0．4040kgce/kW·h=2343tce。

3.3 节水分析

改造前，每座冷却塔风吹损失为25t/h，蒸发损失为265t/h、排污损失为44t/h，总损失为334t/h。

改造后，冬季供热期停用一座冷却塔，其损失降为零，采暖期按1440+2160=3600h，则每年节水334t/h×3600h= 1202400t。

01号机组实施低真空循环水供热改造后，在节能的同时，二氧化碳、二氧化硫、烟尘等污染物的排放量也大为减少，具有极大的环保效益、经济效益和社会效益。

4 结语

01号机组低真空供热改造后，其供热量大幅度增加，供电煤耗下降明显，使得供热期间节省很大的费用、实现了减亏增效，推动了公司的良好发展。发展低真空供热，在不增加机组规模的前提下，积极开发供热能力，增大供热面积，不仅为企业发展扩宽空间，还会带来经济效益和社会效益。

TM611.3

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1671-0711（2017）08（下）-0040-02