电厂热网循环水汽动泵改造经济性分析

梁 伟

(中国石油集团电能有限公司热电二公司,黑龙江 大庆 163411)

0 引言

发展循环经济和建设节约型社会,以尽量少的物质消耗支撑经济社会的持续发展。国家《“十四五”节能减排综合工作方案》明确,到2025年,全国单位国内生产总值能源消耗比2020年下降13.5%,能源消费总量得到合理控制,重点行业能源利用效率和主要污染物排放控制水平基本达到国际先进水平,经济社会发展绿色转型取得显著成效。《高耗能行业重点领域节能降碳改造升级实施指南(2022年版)》要求,加强能量系统优化、余热余压利用,通过推广使用先进技术装备,提高生产工艺和技术装备绿色化水平,提升资源能源利用效率[1]。近年来,使用工业汽轮机驱动转动设备,在工业生产中得到推广应用,可实现平稳控制、灵活调整,合理利用低品质余热,进一步提升了能源利用效率,节能效果更加显著。中国石油集团电能有限公司热电二公司是热电联产集中供热企业,装机容量200 MW,拥有乘银、让龙两个热网首站,具有工业汽轮机驱动用蒸汽和动力负荷,且乏汽热能能够回收利用,为工业汽轮机的应用提供适宜平台[2]。

1 电厂热网系统分析

1.1 系统概况

热电二公司热网系统含乘银、让龙两套相对独立的热网首站,其中,乘银热网担负着向乘风庄、银浪地区居民采暖供热任务,设计供热负荷360 MW,供热面积609.54×104m2;让龙热网担负着向让胡路、龙南地区居民采暖供热任务,设计供热负荷365 MW,供热面积707.4×104m2。近年来,随着城市建设和小锅炉房关停,两个热网覆盖面积逐年增加,基础供热面积已达2 300×104m2,年供热量约900×104GJ。大庆地区冬季供热期为183天,年供热时间4 392 h, 供热稳定期两网循环水瞬时流量约12 800 m3/h,两网循环水泵年耗电量约为2 400×104kW·h。乘银热网主要包括热网循环水泵、汽水加热器、水水加热器、热网除氧器、补水泵以及汽水管路和阀门,其汽水系统流程如图1所示。

图1 乘银热网汽水系统

让龙热网主要包括热网循环水泵、高压加热器、低压加热器、疏水罐、补水泵和疏水泵等,其汽水系统流程如图2所示。由于两网运行方式均由原设计的直供网改为间供网,循环水运行调整为高温小流量,加大了热量与水量匹配难度,循环水运行压力较泵额定参数偏离较大,也增加了供水系统节流损失。如采用工业汽轮机将电动泵替换为汽动泵,不仅可实现循环水泵变速调节,化解供热量与水量匹配矛盾,保持管网压力平稳,降低节流损失,大幅降低热网系统电量消耗,还能将做功后的乏汽用于让龙热网低压加热器,实现蒸汽能量的梯级利用,综合节能效果将十分显著[3-5]。

图2 让龙热网汽水系统

1.2 循环水系统

乘银热网循环水系统共11台热网循环水泵,供热初、末期平均4台运行,供暖大负荷期6台运行,大负荷期供水流量约6 500 m3/h,供水压力为1.10 MPa,回水压力为0.1～0.2 MPa。

让龙热网循环水系统共5台热网循环水泵,供热初、末期平均1台泵运行,大负荷期间2台运行,大负荷期供水流量约6 300 m3/h,供水压力1.20 MPa,回水压力为0.1～0.2 MPa。

热网循环水泵主要参数见表1。两网设计供、回水温度分别为110 ℃、70 ℃,供暖期随气温变化,对供水温度及匹配的流量调度进行调整,每套热网供热计量是通过供回水流量、温度等测量数据核算得出。

表1 热网循环水泵主要参数

1.3 蒸汽系统

1)中温中压蒸汽,用作乘银热网汽水加热器和让龙热网高压加热器汽源,来源包括1号、2号汽轮机的背压排汽及3号汽轮机的中压抽汽,事故情况下为保证民用采暖供热,还可以由主蒸汽通过减温减压装置获得。上述蒸汽通过中温中压蒸汽管网并列运行,管网参数基本保持在1.05 MPa、280 ℃。

2)厂用低压蒸汽,额定参数为0.15 MPa、172 ℃,由中温中压蒸汽通过减温减压得到,用作让龙热网低压加热器汽源。

3)乘银热网换热设备包括8台汽水加热器,单台换热面积为466 m2。在汽水加热器中,中温中压蒸汽与热网循环水进行换热,将热量传递给热网循环水;2台水水加热器,每台换热面积为450 m2,在水水加热器中,则是由汽水加热器导出的疏水与循环水进行换热。

4)让龙热网换热设备包括4台高压加热器,每台换热面积700 m2,4台低压加热器,每台换热面积为420 m2。中温中压蒸汽在高压加热器中与热网循环水进行换热,其疏水导入低压加热器与低压蒸汽一同完成对热网循环水的初步加热。

1.4 疏水和补水系统

乘银热网疏水系统采用压差疏导方式,中温中压蒸汽在汽水加热器中完成热量传递,其疏水经水水加热器再次换热后,疏水压力保持在0.2 MPa以上,温度为80～100 ℃,通过热网疏水母管导入机组低压除氧系统;乘银热网补水系统配备3台补水泵,其额定流量185 m3/h,扬程25 m。

让龙热网疏水系统配备4台疏水泵,额定流量为275 m3/h,扬程130 m,中温中压蒸汽在高压加热器中换热后,其疏水导入低压加热器,并与低压蒸汽一同加热热网循环水,换热后所有疏水导入热网疏水罐,再经疏水泵送入机组高压除氧器。让龙热网补水系统配备2台补水泵,额定流量为586 m3/h,扬程20.5 m。

两网补水泵入口均与热网除氧器下水管道相连,补水泵出口分别接至各自热网循环水回水母管,热网运行时循环水回水压力应保持在0.1～0.2 MPa,否则应启动或加大热网补水,以防止回水压力低导致热网循环水泵汽化。

2 系统设计

2.1 汽轮机选型

常用的工业汽轮机按热力系统原理可分为凝汽式汽轮机、背压式汽轮机、抽汽式汽轮机和多压式汽轮机。其中,凝汽式汽轮机和抽汽式汽轮机不同程度存在冷源损失,且机组整体占地面积大,配套的附属系统较为复杂。多压式汽轮机除直接利用锅炉产生的蒸汽外,还可以引入生产流程中的余汽共同作功,但该类汽轮机的性能、使用条件与热电二公司实际需求并不匹配。背压式汽轮机结构简单、紧凑,配套的附属设备少,没有冷源损失,经济性和安全稳定性突出,但其做功后的乏汽需要合理的接纳和使用[6-7]。

热电二公司具有工业汽轮机驱动所需中温中压蒸汽汽源,有大功率热网循环水泵动力负荷,且让龙热网低压加热器恰好能够实现乏汽的接纳利用。因此,在工业汽轮机的选择上,背压汽轮机更适合用作热网循环水泵动力源。

2.2 参数确定

依据《火力发电厂供热首站设计规范》,热网循环水泵驱动用背压机功率不宜小于循环水泵轴功率的1.1倍,其背压排汽压力必须大于吸纳设备运行参数,因此,在背压式汽轮机终参数选取上应有裕度。用于热网循环水泵汽轮机,以1.05 MPa、280 ℃作为汽轮机进汽基准初始参数,以厂用低压0.15 MPa、172 ℃蒸汽作为汽轮机排汽基准终端参数,结合驱动的热网循环水泵以及循环水系统实际运行参数,确定汽轮机的具体型号和参数。

由于原乘银热网循环水泵容量小、效率低且占用空间大,因此在选择乘银热网汽轮机参数时,首先考虑拆除6台热网循环水泵,更换为2台流量为3 500 m3/h,扬程125 m的高效热网循环水泵,并据此确定与该循环水泵配套的汽轮机型号为B1.7-1.05/0.2,其额定功率1 700 kW,额定转速3 000 r/min,转速调节范围700～1 650 r/min,配套水泵转速1 480 r/min,汽机额定进汽量26.7 t/h。

让龙热网根据现有循环水泵的参数和系统实 际 运 行工况,确定2台驱动汽轮机型号为B1.9-1.05/0.2,其额定功率1 900 kW,转速3 000 r/min,转速调节范围700～1 650 r/min,该汽轮机通过减速装置与原系统转速为980 r/min的循环水泵匹配,汽机额定进汽量29.9 t/h。两种型号汽轮机的进汽参数为压力1.05 MPa、温度280 ℃,排汽参数为压力0.2 MPa、温度172 ℃。

2.3 系统设置

以背压式汽轮机替代电机,将原热网部分循环水泵改为汽动泵,新安装的4台汽轮机的驱动蒸汽,分别通过φ219蒸汽管道引自φ630中温中压蒸汽联络管,4台汽轮机背压排汽,则分别通过φ529管道送至低压蒸汽母管后,再供给让龙热网低压加热器使用。为防止事故工况下汽轮机排汽超压,或是启动过程中由于排汽压力低不能并入低压加热蒸汽系统,在每台汽轮机背压排汽管道上同时装有安全阀和启动排汽阀,启动和事故排汽通过安全排汽母管引至厂房外排入大气[8-10]。循环水汽动泵系统设置如图3所示。

图3 循环水汽动泵系统

3 效益分析

改造后的汽轮机进汽焓值为3 007 kJ/kg,排汽焓值为2 817 kJ/kg,汽轮机通过热动能量转化,将一部分能量用于拖动循环水泵运行,大部分热能通过做功后的乏汽排至低压热网加热器,用于加热热网循环水。

热网汽动泵改造前后,对两网循环水泵能耗进行统计,按照中温中压蒸汽价格136元/t、成本电价0.35元/(kW·h)计算,分析一个采暖季的经济效益,见表2。

表2 热网循环水泵能耗统计

热网循环水汽动泵改造后,每个采暖季可节省电费836.75万元,减少供热收入368.92万元,年综合收益为467.83万元。

4 结 语

通过对热网循环水汽动泵改造,进行系统设计和效益分析。实际应用效果,不仅大幅降低热网系统用电消耗,同时还实现蒸汽能量的梯级利用,与原电动循环水泵相比,年可节省热网系统电费约465万元。同时,提升了企业的能源综合利用率,符合国家节能减排和双碳政策,经济效益和社会效益显著。对于热电联产企业,研究实施给水泵等大功率电机替代,具有应用推广价值。