燃煤电厂供热系统扩容改造案例及效益分析

安徽华电芜湖发电有限公司 张 强

某开发区能耗企业实行集中供热，淘汰小锅炉，减少污染排污，需要燃煤机组全面提升供热能力。区域供热是燃煤机组优化能源梯级利用的良好开端，某电厂为开发区内17家用户提供蒸汽热源，合计约140.7t/h，通过3台机组冷再抽汽减温减压外供。即将接入和新增的热负荷为186.2t/h，预计2025年供热总负荷达到326.9t/h，超过了现有机组的供热水平。受锅炉再热器受热面的限制，机组冷再抽汽能力有限，同时受机组负荷及运行方式的限制，厂内现有供热系统的供热能力将无法满足新增负荷的需求。

1 改造方案

1.1 厂外管道铺设

从电厂接出DN500的蒸汽管道，沿某中路向西南方向架空敷设至中外运堆场，转向东南方向，沿某中外运公司内部围墙敷设后，沿道路外部围墙向东南方向敷设至江边，采用连续桁架方法跨越小江后，向西沿小江防护林敷设至1号栈桥处，在栈桥下向东南方向敷设至裕民路、转向西南方向，沿裕民路南侧绿化带敷设至骆桥路、转向东南方向，沿骆桥路西侧敷设围墙外1m。新建蒸汽管道总长度9.66km（展开长度），主线管径DN500，管道设计压力是2.5MPa（g），设计温度320℃，本项目压力管道类别为GC2。

1.2 减温减压方案

根据提供的围墙处的设计参数为1.7MPa（绝压），240-250℃，最大流量190t/h。该蒸汽压力大于60万机组中排压力，初步选择从热再或冷再打孔抽汽。根据锅炉厂出具的关于再热管道抽汽量的说明，汽轮机再热管道和冷再管道抽汽量之和最大为240t/h，当前冷再抽汽管道已承担80t/h热负荷。

方案一：从冷再抽汽。从原冷再管道φ914×34引出一根三通DN850×425×850，三通接引一根异径管DN450×350，从异径管接一根φ377×17管道至减温减压器，减温减压后管道为φ530×13。另外有一路减温水管道φ89×9来自给水泵中间抽头，最终进入减温减压器；方案二：从热再抽汽。从原热再管道φ850×38引出一根三通φ902×635×902，三通接引一根异径管φ635×590，从异径管接一根ID508×41管道至减温减压器，减温减压后管道为φ530×13。另外有一路减温水管道来自给水泵中间抽头，最终进入减温减压器。

方案对比分析：若考虑从冷再抽汽，50%THA工况从冷再抽出190t/h，考虑减温水量13t/h，实际从冷再抽取177t/h，占原冷再抽汽流量722.2t/h的24.5%，抽汽量较大，会影响到锅炉安全运行，因此此方案需要锅炉进行配套改造。若考虑从热再抽汽，50%THA工况从热再抽出190t/h，考虑减温水量63.8t/h，需从热再抽取126.2t/h，根据汽机厂的回复，在不影响机组安全运行的情况下热再可抽取蒸汽量240t/h，大于实际需求126.2t/h，因此机组不再改造。

1.3 给水泵适应性分析

针对热再抽汽改造方案，从热再抽汽并不影响主蒸汽流量，以THA工况为例，改造前主蒸汽流量为1782.6t/h，给水泵输送流量为1782.6t/h。改造后，THA进汽工况条件下主蒸汽流量为1782.6t/h、给水泵输送流量为1782.6t/h，在这个条件下热再抽取240t/h蒸汽不影响机组安全的，满足工业用户的需求。因此本项目不对给水泵进行改造。

1.4 抽汽改造方案

660MW超超临界项目锅炉为超超临界参数变压运行直流锅炉，采用П型布置、单炉膛、改进型低NOx分级送风燃烧系统、墙式切圆燃烧方式，炉膛采用内螺纹管垂直上升膜式水冷壁、带再循环泵的启动系统、一次中间再热。过热蒸汽调温方式以煤水比为主，同时设置三级喷水减温器；再热蒸汽主要采用尾部竖井分隔烟道调温挡板调温，同时燃烧器的摆动对再热蒸汽温度也有一定的调节作用，在低温再热器入口管道上还设置有事故喷水减温器。锅炉采用平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构。

1.4.1 方案一：从冷再抽汽

保持现有的锅炉侧26.15MPa.g、主汽温度605℃、再热蒸汽温度603℃不变。按照50%BMCR以上负荷实现低温再热器冷段抽汽260t/h蒸汽。设计原则为保证机组出力和低负荷期间供热能力，保证70~90%BMCR负荷期间锅炉主再热蒸汽参数稳定达到额定值，锅炉再热器不超温。低负荷期间锅炉再热蒸汽温度尽可能接近额定值。

超超临界参数锅炉再热器系统的抽汽主要考虑两方面：一为汽温调节。即抽汽后再热蒸汽流量减小后再热系统吸热比例降低导致再热器汽温容易超温；二为壁温控制。即高温再热器流量减小后的壁温安全问题。超超临界参数锅炉再热器系统允许的的抽汽量一般为相应负荷再热器蒸汽流量的4~6%，按照冷段抽汽260t/h计算，本工程高负荷时抽汽量为15.6%，50%负荷时为35.9%，占比相对较大，尤其锅炉负荷越低越明显。

针对此情况，建议在两级再热器之间增设减温器，减温器的流量建议为10%BMCR再热蒸汽流量。从再热冷段抽取的蒸汽量其中8%利用锅炉原设计的裕量进行调节，另外再热蒸汽流量由减温器进行补充，整体可保证锅炉高负荷的安全运行。随着负荷降低再热器抽汽比例升高，需适当降低再热蒸汽汽温来保证锅炉运行的安全。

抽汽后锅炉总输入热降低，再热器系统吸热比例下降，各余负荷再热器侧烟气挡板开度低于30%，考虑到挡板的调节特性实际运行调整难度较大，因此从换热匹配角度考虑现有的再热器受热面布置已不能满足抽汽后的换热要求，需对受热面布置进行调整，维持抽汽后的烟气挡板开度在可控范围内。

原高温再热器采用双绕布置，现拟对高温再热器面积进行调整，减少再热器系统的吸热量。将末级再热器后半绕的长度缩短6000mm，同时将末再的管子外径从60mm调整为54mm，减少末级再热器的换热面积。末再面积减少约28%，末再面积调整后THA工况低温再热器侧烟气挡板在抽汽前和抽汽后维持相同的挡板开度，70%以上高负荷不抽汽时再热器侧挡板开度维持在45%~65%。保证锅炉70%以上高负荷不抽汽时能通过调节挡板开度保证锅炉达到额定再热蒸汽温度，且挡板具有良好的调整特性。

高温再热器受热面优化调整的同时，在低温再热器和高温再热器之间增加再热器减温器，新增的中间级再热器减温器对高温再热器受热面壁温及高温再热器出口左右侧汽温偏差具有灵敏的调节作用，提高高温再热器运行的安全性。特别是再热器系统抽汽供热工况下，再热器蒸汽流量减少，新增再热器减温器直接有效控制高温再热器受热面壁温。新增再热器减温器容量按照最大流量的10%设计，满足抽汽后的运行要求。

1.4.2 方案二：从热再抽汽

从热再抽汽无需进行受热面、水冷壁、再热器系统改造。

2 运行方式及供热安全性

抽汽改造后对再热器安全性有较大影响，主要体现在炉内受热面的质量流速和管壁温度。原设计的高温再热器质量流速BMCR负荷为282kg/m2s，50%THA负荷为123kg/m2s，抽汽后BMCR负荷的质量流速为238kg/m2s，50%THA负荷为79kg/m2s，BMCR负荷的质量流速降低16%，50%THA负荷的质量流速降低36%。经稳态的壁温计算末再最高壁温BMCR工况升高9℃、THA工况升高11℃、50%THA工况升高16℃。管屏阻力下降后本身蒸汽侧的偏差增加，且由于质量流速下降末再抗烟气侧偏差的能力下降，末再超温的风险大大增加，因此建议增加末再的质量流速，同时适当降低末级再热器的出口蒸汽温度。

因此，建议将末级再热器的规格从原设计的60×4mm调整为54×4mm。调整后抽汽后BMCR工况抽汽后的质量流速326kg/m2s，50%THA工况的质量流速为122kg/m2s，考虑50%THA负荷投运一定比例减温水，再热器的质量流速略高于不抽汽工况，完全能保证末级再热器的安全运行。规格调整后BMCR工况再热器不抽汽时的质量流速为360kg/m2s，管屏阻力经优化后增加0.05MPa。

对于低温再热器原设计立式低再采用TP347H材料，本身裕量较大，水平低温再热器壁温抽汽前后壁温增加相对较小、材料有一定的安全裕量，且水平低温再热器区域烟温降低，烟气侧偏差本身影响较小，经核算不需要对低温再热器进行调整。在现有参数基础上抽汽需在两级再热器间增设减温器，同时对末级再热器的换热面积及管子规格进行调整，调整后能够保证末级再热器的安全，实现50%~100%BMCR负荷抽汽260t/h。

3 改造与分析

3.1 改造后全厂供汽能力分析

改造后，1号机（2号机组）冷再有两根抽汽管道，管径都为φ377×17，蒸汽参数按照压力2.2MPa、温度322℃、流速60m/s考虑，φ377×17管道可通流165t/h，两根φ377×17管道共计可通流330t/h，大于冷再加热再最大抽汽量240t/h。因此，改造后660MW机组一用一备，抽汽能力为240t/h，考虑#3机组原有的100t/h抽汽能力，全厂稳定供汽能力为340t/h。

对于方案一，从冷再抽汽240t/h（2.2MPa，323℃），配合16.4t/h减温水，共计可供给1.7MPa，250℃蒸汽的流量为256.4t/h；对于方案二，从热再抽汽240t/h（2MPa，600℃），配合80.5t/h减温水，共计可供给1.7MPa，250℃蒸汽的流量为320.5t/h。

3.2 配套改造方案

锅炉补给水系统实际运行过程中，#1、2阳、阴、混床出力只能达到118m3/h，#3阳、阴、混床出力为158m3/h，因此，芜湖公司锅炉补给水系统最大出力为118m3/h×2+158m3/h=394m3/h。考虑设备的备用以及极端情况，芜湖公司锅炉补给水系统除盐水稳定制备能力为236~276m3/h。根据提供的资料，芜湖公司近期蒸汽用量负荷将达到326.9t/h，三台机组满负荷运行时机组补水量约为m3/h，因此常规除盐水用量约为436.9m3/h。综上，芜湖公司锅炉补给水系统无法满足热负荷需求，需扩建改造。

根据机务专业提供资料，近期热负荷将达326.9t/h，考虑原锅炉给补水系统目前为236~276m3/h稳定除盐水制备能力，建议新增1×158m3/h的除盐水制备系统、与原系统相互备用，建成后除盐水稳定制备能力达到394~434m3/h，能满足全厂326.9m3/h的供热能力与三台机组满负荷运行时机组110m3/h的除盐水补水量。

本次新增1台出力235m3/h生水加热器，将来水由0℃加热至25℃，热源由辅汽提供，冷凝水回至一级淡水箱，布置于原生水加热器旁。1套出力211m3/h的超滤装置，配套建设自盘式过滤器；酸、碱以及杀菌剂加药系统利用原加药系统，本次改造各增加1台加药计量泵；新增1台超波反洗泵以及3台超滤水泵；反洗产生的废水约24m3/h排至废水池，依脱废水处理系统处理。

超滤水箱利用原超滤水箱，本次不新增。新增1套出力158m3/h反渗透系统，设计回收率为75%，一级反渗透产生的浓水约53m3/h排至废水池，利用原废水处理系统处理；还原剂及阻垢剂加药系统利用原加药箱，本次新增加药计量泵；利用原淡水箱，本次不新增。本次改造新增1套出力158m3/h离子除盐装置，设置一级除盐与混床装置，阳床DN1400、阴床DN1500，拆除一期两座除碳器，分别布置相应位置。

3.3 经济性分析

方案一投资费用25089万元，财务内部收益率（所得税后）为9.65%，投资回收期（所得税后）为9.01年，总体收益率为9.51%，投资回收期为8.63年，资本金净利润率为20.46%；方案二投资16124万元，财务内部收益率（所得税后）为11.88%，投资回收期（所得税后）为8.07年，总体收益率为11.98%，资本金净利润率为20.46%。

结论：本次改造热用户用汽参数要求1.1MPa、200℃以上，最大热负荷为110t/h、80t/h。本项目抽汽改造有两种方案：方案一为从冷再抽汽。静态投资25089万元，项目资本金内部收益率15.09%。方案二为从热再抽汽。静态投资16124万元，项目资本金内部收益率19.87%。从方案对比来看，方案二静态投资低、资金回收期短，具有一定的优势，但方案一供热能力更高、保供热能力更强，因此采用方案一为首选方案，方案二作为备选方案。