(國電榆次熱電有限公司，山西 晉中 030600)

0 引 言

某熱電廠兩臺機組分別于2009年12月、2010年1月投入商業(yè)運行，機組系東方電氣集團制造的300 MW級抽凝式空冷供熱機組，設(shè)計總供熱面積約1 023×104 m2，熱負荷約665 MW。項目投產(chǎn)后通過走訪當?shù)責崃玖私獾剑镜丶胁膳崦娣e共2 000萬m2，目前還有約1 000萬m2面積采暖仍采用的是居民分散采暖方式，希望熱電廠能增加供熱能力。為了滿足供熱需要，進一步降低能耗，電廠對1號機組原供熱方式方式進行了改造。

1 項目改造方式

1.1 系統(tǒng)改造布置

機組原設(shè)計在采暖期中用五段抽汽加熱熱網(wǎng)加熱器，每臺機組額定抽氣量500 t/h，最大抽氣量600 t/h，抽汽壓力為0.4 MPa，而從汽輪機低壓缸排出的乏汽進入排汽裝置，經(jīng)DN5550的管道，流向空冷凝汽器。為了提高能源利用效率，變乏汽廢熱為供熱熱量，根據(jù)空冷機組可以高背壓運行的技術(shù)特點(機組滿發(fā)背壓34 kPa)，在采暖期由五段抽汽供熱改為乏汽直接供熱，把低壓缸做功后的乏汽直接加熱熱網(wǎng)循環(huán)水，實現(xiàn)了乏汽余熱的充分利用，將蒸汽廢熱為居民采暖的熱量，使汽輪機的冷源損失大幅減少。

1.2 項目改造的實施

從1號機組低壓缸主排汽管上加裝一旁路排汽至熱網(wǎng)凝汽器，并在凝汽器入口蒸汽管道上增加大口徑真空電動蝶閥，通過熱網(wǎng)凝汽器表面換熱來加熱熱網(wǎng)循環(huán)水回水，熱網(wǎng)凝汽器的排汽凝結(jié)水接至原空冷凝結(jié)水回水母管至機組回熱系統(tǒng)。熱網(wǎng)凝汽器循環(huán)水進出水管道系統(tǒng)與原熱網(wǎng)一次換熱站循環(huán)水系統(tǒng)連接，在循環(huán)水系統(tǒng)增設(shè)一臺循環(huán)水泵與原系統(tǒng)已有的5臺并列運行，實現(xiàn)供熱需求。機組原有的五段抽汽供熱系統(tǒng)仍然保留，作為尖峰熱負荷時調(diào)使用，如圖1所示。

圖1 項目改造示意圖

同時為了適應(yīng)乏汽供熱改造后空冷島運行調(diào)整的需要，在原設(shè)計中布置于空冷島中間的未裝設(shè)大口徑真空電動蝶閥的2列排汽支管，全部增設(shè)大口徑真空電動蝶閥，改造后1號機組的全部6列排汽支管上均裝有了隔離閥，便于機組在供熱期運行時利用這些閥門，實現(xiàn)對空冷凝汽器的方便調(diào)整和切除。

1.3 改造后供熱情況

為配合供熱改造, 電廠同熱力公司協(xié)商盡量降低供熱回水溫度,加大循環(huán)水流量來實現(xiàn)供熱效益的最大化，2011年11月1日～2012年3月31日采暖期內(nèi)，完成供熱量為352.29萬GJ，采暖期平均供回水溫差為27.43 ℃、循環(huán)水流量為8 281.07 t/h。 2012年11月1日～2013年3月31日采暖期內(nèi)，完成供熱量為315.04萬GJ，供熱期平均供回水溫差為23.32 ℃、循環(huán)水流量為8 776.51 t/h， 如圖2所示。

圖2 2011-2012與2012-2013年供熱參數(shù)圖

比上年度采暖期內(nèi)供熱量同比下降的原因是因為同時期，環(huán)境溫度升高較大，供熱量需求下降，特別是在3月份最為明顯。

2 改造后空冷島風機的切換

280 MW工況(單列風機運行臨界點)：在280 MW工況下，空冷島的排汽量為230 t/h，這時風機的轉(zhuǎn)速達到93%，冬季運行時(不考慮環(huán)境溫度大的變化)，在空冷島進汽量不大于230 t/h時，只需單列風機投入運行即可滿足。

230 MW工況 (最小負荷點)：空冷島的進汽量為97.3 t/h，循環(huán)水流量為9 554 t/h。為保證空冷島的安全運行，同時滿足單機滿足日均供熱量2.88萬GJ前提下，最小負荷不低于230 MW為宜。

在當前的循環(huán)水流量下(9 500 t/h左右)，不能實現(xiàn)空冷島全切。要實現(xiàn)單機供熱，機組的負荷不能小于230 MW。若循環(huán)水流量增加到11 000 t/h， 在當前的基礎(chǔ)上增加15%， 同時中排用汽量增加，方可實現(xiàn)空冷島全切。

表1 各工況點參數(shù)表

3 改造后的性能分析

3.1 熱耗分析

2012年12月29日，電科院進行了高背壓供熱改造現(xiàn)場性能試驗。試驗進行了背壓34 kPa下300、280、250、230 MW四個工況試驗和25 kPa下250 MW工況試驗。試驗結(jié)果見表2。

表2 各工況熱耗表

3.2 煤耗分析

從表2與表3中可以看出250 MW工況，34 kPa背壓下，基本反映了機組平均負荷下的經(jīng)濟運行指標。在250 MW工況下，單機供熱，背壓34 kPa下，機組的熱電比達到127%，機組的熱耗為4 950 kJ/kWh，機組的發(fā)電煤耗為185.44 g/kWh。

表3 各工況煤耗表

4 改造后經(jīng)濟運行邊界工況分析

不同電負荷及熱網(wǎng)循環(huán)水流量下背壓與溫升關(guān)系曲線，其相對應(yīng)的溫升點為該工況下高背壓供熱系統(tǒng)經(jīng)濟運行的臨界點，高于此溫升，則該方式經(jīng)濟性好，低于此溫升表示高背壓供熱較傳統(tǒng)供熱經(jīng)濟性差。如：在300 MW、循環(huán)水9 500 t/h時，當運行背壓為30 kPa時，對應(yīng)的溫升值為14.7 ℃，表示當熱網(wǎng)供回水溫升大于14.7 ℃時，投運高背壓供熱系統(tǒng)經(jīng)濟，低于14.7 ℃投運高背壓供熱系統(tǒng)不經(jīng)濟，如圖3所示。

圖3 各工況下對應(yīng)臨界點

5 改造后的經(jīng)濟與社會效益

1號機組通過高背壓供熱改造后，利用乏汽余熱可使熱網(wǎng)循環(huán)水供水溫度可以提高到72 ℃，同時機組在供熱期的調(diào)峰能力較改造前增加40 MW。 供熱初、末期全廠供電煤耗下降18.48 g/kWh。 供熱高峰期全廠供電煤耗下降13.68 g/kWh。預(yù)計影響全年供電煤耗下降約為7.64 g/kWh，年節(jié)約標煤2.44萬噸，每年增加效益1 586萬元以上。并且單臺機組最大年供熱能力可達511萬GJ，可增加機組供熱能力約44.5%，有較好的經(jīng)濟效益，是北方供熱電廠提高供熱能力的一個重要舉措[2]。

6 結(jié) 語

綜上所述1號機組通過高背壓改造后，向城區(qū)增加供熱能力是可行的。一方面可以進一步降低機組的煤耗，另一方面可以增加集中供熱面積，削減小鍋爐數(shù)量，實現(xiàn)節(jié)能減排。同時在目前北方部分地區(qū)電力市場供大于求的情況下，是增加熱電廠的收益是一個重要舉措。

[1] 常 宏.300 MW亞臨界供熱機組高背壓供熱改造的研究[J].哈爾濱：黑龍江電力，2012.

[2] 李志剛，孫麗萍，劉嘉新.熱網(wǎng)監(jiān)控系統(tǒng)的設(shè)計與實現(xiàn)[J].森林工程，2013(4)：90-95+160.