300MW级空冷机组供热改造方案分析

陈飞飞　俞聪

摘 要：本文介绍了某电厂300MW级空冷机组情况及热负荷现状，并对各供热改造方案进行了分析和比选，推荐2#机组采用新型凝抽背技术进行供热改造。同时，对相关改造内容进行了说明，并测算了相关经济性指标。结果表明，改造后，机组供热能力提升明显，能够实现热电解耦，经济效益显著。因此，300MW级空冷机组采用新型凝抽背技术进行供热改造是可行的。

关键词：空冷机组;新型凝抽背;300MW;供热改造

中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1003-5168（2019）23-0114-03

Analysis of Heating Reform Scheme for 300MW Air Cooling Unit

CHEN Feifei YU Cong

（Huadian Electric Power Research Institute Co.， Ltd.，Hangzhou Zhejiang 310030）

Abstract： This paper introduced the situation and thermal load of 300MW air cooling unit in a power plant， and analyzed and compared the various heating renovation schemes， and recommended that the 2# unit adopted a new NCB（extraction condensing back-pressure） technology for heating reform. At the same time， the related contents of the new NCB technology transformation were described， the economic indexes of the unit were also calculated. The results show that the heating capacity of the unit is improved obviously， thermoelectric decoupling can be realized and the economic benefit is remarkable. Therefore， it is feasible for 300MW air cooling unit to adopt new NCB technology for heating retrofit.

Keywords： air cooling unit;new NCB;300MW;heating retrofit

集中供热是指由一个或数个集中热源供应蒸汽或热水，通过管网将蓄热介质输送给热用户。火电厂热电联产集中供热方式是目前我国集中供热的主要技术方向，传统的火电机组普遍使用余热利用技术进行供热改造，节能效果显著[1-3]。

截至2018年底，我国太阳能与风电的装机容量已经达到3.6亿kW，占发电总装机容量的18.9%，由于新能源发电负荷并不稳定，近年来一直存在弃风弃光的问题，因此电网系统急需解决新能源消纳矛盾[4]。受国家资源条件限制，我国发电机组装机中灵活性调峰电源装机容量占比不到6%，因此对煤电机组进行灵活性改造是提高电网系统调节能力的务实选择[5-7]。在供暖季节，供热煤电机组往往以热定电运行，如果对供热煤电机组进行合理的供热改造，使其能够实现热电解耦，就可以有效缓解区域内新能源消纳矛盾[8]。

1 某火电厂基本情况

1.1 机组现状

某电厂现有2台330MW空冷汽轮机，1#机组为高背压机组，2#机组为抽凝机组，单台实际最大抽汽量为490t/h，两台机组设计供热能力总共为720MW。热网循环回水首先通过高背压凝汽器，利用1#汽轮机乏汽余热对热网循环回水进行一级加热，然后热网循环回水进入1#、2#机组热网加热器进行二级加热，以此满足外部热网对热负荷的需求。供热首站为单元式，1#机设有2台热网加热器，2#机设有3台热网加热器。

1.2 热负荷现状

电厂现有机组供热能力为780MW，厂区内还有2台116MW循环流化床热水锅炉作为补充热源，现状热源供热能力与区域供热负荷处于紧平衡运行状态。根据当地政府的规划，近三年区域内将新增用热面积528.26万m2，相当于新增热负荷237.72MW。由此可见，电厂急需进行供熱改造，以便扩大供热能力，保障民生采暖需求。2019—2021年，区域内新增采暖热负荷如表1所示。

2 供热改造方案分析

汽轮机进行供热改造，主要方式是充分利用汽轮机的乏汽余热。目前，汽轮机乏汽余热回收利用的技术主要有四种：高背压供热、光轴供热、吸收式热泵和新型凝抽背技术。

2.1 高背压供热改造技术

高背压供热改造技术是一种能够在供暖季节全部回收汽轮机乏汽余热的技术。电厂现役机组是空冷汽轮机，不需要更换汽轮机转子，改造工作量较小。但是，改造后，机组不能够实时参与电负荷调峰，而且相比于以前的抽凝方式，相同供热能力下机组的发电功率有所增加，与电厂目前的实际需求并不匹配。如果厂内2台机组都是高背压机组，运行时对外部热网的要求极高，因此不推荐对2#号机组进行高背压改造。

2.2 光轴供热

光轴供热技术是指在机组需要对外供热时将原低压转子更换为光轴，低压缸不再发电，中压缸排汽送入热网首站加热热网循环水。但是，在供暖季结束后，为了将汽轮机改回原先的纯凝工况，人们需要将原低压转子换回，因此机组每年需要停机两次进行转子更换，每年的检修维护工作量较大、维护费用较高，在供暖季有利时间段不能抢发电量，负荷调节灵活性不足。目前，300MW汽轮机尚未有应用案例，技术成熟性有待检验，因此不推荐对2#机组进行光轴供热改造。

2.3 吸收式热泵

电厂回收乏汽余热可以采用吸收式热泵，此类吸收式热泵通常为增热型吸收式热泵，工质为溴化锂溶液，采用中压缸排汽作为驱动汽源，把原本需要上塔的乏汽循环冷却水中的余热提取出来，加热热网循环水，一般COP在1.60～1.85，可以完全回收机组乏汽余热。由于增热型吸收式热泵驱动热源参数较低，所以热泵要求进水温度不宜太高。1#机组为高背压机组，高背压凝汽器出水温度可达70℃，吸收式热泵进水温度过高，机组制热量明显降低，造成初投资成倍增长，大大降低供热改造的收益。同时，吸收式热泵调节能力不强，变工况性能差，不能适应外部热网的需要。另外，吸收式热泵供热能力与机组负荷率密切相关，不符合热电解耦的需求，因此不推荐对2#机组进行吸收式热泵改造。

2.4 新型凝抽背技术

新型凝抽背技术不需要改动汽轮机本体，只需要更换中低压缸连通管阀门，并加装冷却蒸汽旁路系统和后缸温度监测控制系统，就可以实现在低压缸转子不脱离的情况下低压缸基本不进汽，中压缸排汽几乎全部送入热网首站，大大增加机组的供热能力，同时低压缸不进汽，发电功率也得到降低，实现增加机组供热量的同时降低机组发电功率，符合热电解耦的要求。机组低压缸叶片空转运行，通过冷却蒸汽旁路系统和后缸温度监测控制系统，人们可以保证汽轮机在切除低压缸的情况下安全运行。该技术建设周期短，投资较少，改造后，机组能够实现灵活调节，可以调峰运行，可以在有利时间段抢发电量，也可以以最大供热量运行，优点明显。综合上述分析，推荐2#机组进行新型凝抽背技术改造。

3 供热改造方案

3.1 新型凝抽背技术改造

3.1.1 中低压缸连通管蝶阀。要更换中低压缸连通管蝶阀，将2#机组原中低压缸连通管蝶阀更换为可以关到零位、全密封且零泄漏的新蝶阀。

3.1.2 冷却旁路系统。要增设冷却旁路系统，推荐采用2#机组机组中压缸的排汽作为冷却汽源，经过减温减压后送入低压缸带走低压缸内的鼓风热。

3.1.3 后缸温度监测控制系统。将现有2#机组后缸喷水系统进水阀门更换为高精度调节阀组，同时加装孔板流量计，监测运行期间的喷水量，在末级、次末级动叶之后装设温度测点，建议选用热电偶作为温度监测设备。

3.1.4 凝结水系统。2#机组切除低压缸期间，热井凝结水量会减少，根据具体情况开启凝结水再循环管道阀组即可满足要求，运行中凝结水会出现含氧量增高、杂质变多等状况，可以在机组运行一段时间之后，切回抽汽工况运行，对凝结水进行精处理，水质达标后再投入新型凝抽背系统。

3.1.5 空冷塔系统。目前，2#机组已经建设空冷岛尖峰冷却器，届时在切除低压缸运行时可以将汽轮机排汽送往尖峰冷却器进行冷却，因此2#机组空冷塔系统不需要进行防冻改造。对于尖峰冷却器系统，建议及时挂挡风板，并通过关闭塔池竖井内围配水闸门和循环水回水旁路门来控制水温。

3.2 热网首站改造

2#机组进行新型凝抽背技术改造后，机组中压缸排汽量大大增加，需要对热网首站进行扩容。通过分析和计算热网加热器设计资料和运行数据，结果发现，2#机组现有3台热网加热器制热量小于改造后最大制热量，因此建议增加1台热网加热器，单台有效换热量不小于225MW。

2#机组热网首站现有4台热网水循环泵，实际热网循环水流量约为9 800m3/h，不能满足改造后热网循环水量的需求。建议新增一台热网循环水泵，新增的热网循环水泵与原有循环水泵采用母管制进行连接，单台水泵流量为2 200m3/h，扬程为100m，配套的电机建议采用工频电机。汽轮机切除低压缸后，热网疏水流量最高可达782t/h，现有疏水泵组流量只有594t/h，已经不能满足要求，建议增设两台热网疏水泵，配套的电机建议采用变频电机。

4 效益分析

2#机组改造前，实际最大抽汽量为490t/h，改造后最大抽汽量为782t/h，可增大供热能力242.59MW，改造后最大供热负荷562.59MW，单机可接待最大供热面积1 250.2万m2，可新增供热面积539.1万m2。

改造后，全厂设计热负荷提升至1 022.59MW，可供热面积从1733.3万m2提升到2 272.4万m2，全厂整个供暖季实际可增加供热量1 838 315GJ，实际增加供热收益6 509.47万元。改造后，全年节煤量为45 734.43t，节煤收益为3 236.44万元。以供热煤耗38.62kg/GJ为基准，计算得出供热耗煤量为70 999.3t，燃料成本为5 024.33万元。本改造工程动态投资为3 195万元，项目投资的内部收益率为11.18%，投资回收期为8.36年，项目投资盈利能力较强。

5 结论

通过对供热改造相关技术进行分析和比较，本研究推荐对厂内2#机组进行新型凝抽背技术改造。随后对改造的相关内容进行了介绍，并开展经济性分析和测算，结果表明，300MW级空冷机组采用新型凝抽背技术是可行的，对类似机组的改造具有借鉴和指导意义。

参考文献：

[1]孙士恩，高新勇，俞聪，等.吸收式热泵回收排汽冷凝热的性能分析[J].暖通空调，2016（12）：105-109.

[2]高新勇，孙士恩，何晓红，等.基于热力学第二定律的热电厂低真空供热能耗分析[J].热能动力工程，2016（6）：59-65.

[3]吕向阳，吴华新.吸收式热泵技术在热电联产供热系统中的应用[J].节能，2010（6）：69-71.

[4]王海宁.大型燃煤机组深度调峰运行经济性安全性分析及负荷优化分配[D].北京：华北电力大学，2012.

[5]周孝信，鲁宗相，刘应梅，等.中国未来电网的发展模式和关键技术[J].中国电机工程学报，2014（29）：4999-5008.

[6]周歡.新能源电力系统源荷互动关键问题的研究[D].北京：华北电力大学，2016.

[7]柳逸月.中国能源系统转型及可再生能源消纳路径研究[D].兰州：兰州大学，2017.

[8]李刚.供热汽轮机实现大范围热电解耦的方案探讨[J].技术与市场，2017（3）：50-51.