某電廠600MW超臨界純凝火電機(jī)組供熱改造的探討

宋云華 趙明

摘 要：該文以某電廠600MW超臨界凝汽式機(jī)組為分析對象，根據(jù)600MW機(jī)組結(jié)構(gòu)及電廠供熱現(xiàn)狀，就兩種不同供熱改造方案進(jìn)行了技術(shù)術(shù)經(jīng)濟(jì)比較分析，從節(jié)能的角度就供熱方案的選擇給出了參考意見，推薦利用壓力匹配器混合高排蒸汽+三段抽汽技術(shù)方案來實現(xiàn)對熱用戶供汽，按單臺機(jī)供熱流量100t/h，年平均工況對比分析表明，發(fā)電標(biāo)煤耗較改造前降低9.98g/kW.h，發(fā)電設(shè)備利用小時按5500小時計算，較熱電分產(chǎn)機(jī)組可年節(jié)約標(biāo)煤8.4萬噸，具有良好的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。

關(guān)鍵詞：超臨界機(jī)組 供熱改造 技術(shù)經(jīng)濟(jì) 發(fā)電標(biāo)煤耗 蒸汽參數(shù)

中圖分類號：TM62 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A 文章編號：1674-098X（2015）07（a）-0096-02

近年來，隨著節(jié)能減排政策的逐步深入，環(huán)保要求逐漸嚴(yán)格，傳統(tǒng)凝汽式電廠正在面臨挑戰(zhàn)，亟需改變思路，調(diào)整運(yùn)行方式，提高機(jī)組經(jīng)濟(jì)性。該文對某電廠600MW超臨界凝汽式機(jī)組供熱改造進(jìn)行了分析，與新建供熱機(jī)組相比，對現(xiàn)有純凝機(jī)組進(jìn)行供熱改造具有投資少、工期短、設(shè)備利用率高等優(yōu)點(diǎn)。熱電聯(lián)產(chǎn)在提高能源利用率，減少冷凝損失，降低機(jī)組煤耗的同時，還可向用戶提供高品質(zhì)熱源。這對節(jié)約能源、改善環(huán)境和社會經(jīng)濟(jì)發(fā)展具有重要意義。

1 某電廠供熱改造方案研究

1.1 600MW機(jī)組供熱改造抽汽原則

目前常規(guī)供熱參數(shù)大致分為以下幾檔：（1）4.0 MPa等級，400℃以上；（2）1.5～2.5 MPa，300～400℃；（3）1.0 MPa，350℃以下；（4）0.3～0.6 MPa，350℃以下。從上述數(shù)據(jù)可以看出，熱用戶要求的抽汽參數(shù)較為分散，相應(yīng)的抽汽口選擇位置也較分散。對于600MW機(jī)組供熱改造應(yīng)遵循以下基本原則：（1）抽取蒸汽不影響機(jī)組正常的發(fā)電，即利用鍋爐設(shè)計裕量產(chǎn)生蒸汽來外供；（2）可抽出的蒸汽量及參數(shù)應(yīng)能滿足用戶要求；（3）抽出口方便接出，盡量避免主機(jī)的改造；（4）供汽參數(shù)在汽輪機(jī)50%負(fù)荷或以上時應(yīng)能達(dá)到接口處要求的蒸汽參數(shù)要求；（5）抽汽參數(shù)盡可能接近用汽參數(shù)，避免高能低用。

1.2 周邊供熱負(fù)荷現(xiàn)狀分析

電廠位于佛山市三水區(qū)白坭鎮(zhèn)，距離中國（三水）國際水都飲料食品基地8km，該基地現(xiàn)有6家工業(yè)用汽企業(yè)。據(jù)該片區(qū)供熱負(fù)荷前期調(diào)查，目前片區(qū)內(nèi)統(tǒng)計在案的可以替代的自備小鍋爐最大蒸發(fā)量100t/h，考慮基地能源規(guī)劃需求，近期熱負(fù)荷及遠(yuǎn)期熱負(fù)荷增長情況，近現(xiàn)期（2014—2016年）最大熱負(fù)荷可達(dá)163.2 t/h，平均熱負(fù)荷為138.1t/h，用汽性質(zhì)為中壓，預(yù)計遠(yuǎn)期（2017—2020年）還可增加熱負(fù)荷約40t/h。

1.3 供熱方案分析

電廠現(xiàn)有上海汽輪機(jī)廠生產(chǎn)的2×600MW超臨界燃煤純凝機(jī)組，型號：N600-24.2/566/566，型式：超臨界、一次中間再熱、三缸四排汽、單軸、雙背壓、凝汽式汽輪機(jī)。查機(jī)組THA工況熱平衡圖，汽輪機(jī)低溫再熱蒸汽、高溫再熱蒸汽、回?zé)岢槠膲毫Α囟取⒘髁咳绫?所示。

結(jié)合熱負(fù)荷情況及熱用戶用熱參數(shù)要求，確定電廠改造后每臺機(jī)組的供熱能力要求（電廠側(cè)）100 t/h，最高蒸汽壓力1.8 MPa，溫度300℃。根據(jù)機(jī)組特點(diǎn)及區(qū)域供熱參數(shù)要求，供熱方案可選如下：方案（一）再熱熱段管道開孔抽汽；方案（二）利用壓力匹配器混合高排蒸汽+三段抽汽。

為滿足機(jī)組對外供熱參數(shù)要求，忽略供熱抽汽接口至供熱聯(lián)箱間的散熱損失，根據(jù)質(zhì)量和能量守恒計算可選方案的抽汽參數(shù)如表2、表3所示。

根據(jù)《熱電聯(lián)產(chǎn)項目可行性研究技術(shù)規(guī)定》、機(jī)組THA工況下熱平衡圖，以及區(qū)域遠(yuǎn)期供熱參數(shù)計算出可選方案的熱經(jīng)濟(jì)指標(biāo)見表4。

供熱方案（一）再熱熱段管道開孔抽汽優(yōu)點(diǎn)是系統(tǒng)簡單，控制、調(diào)節(jié)及布置方便，對鍋爐本體及汽輪機(jī)本體的影響較小，供熱抽汽不會引起再熱器的超溫；缺點(diǎn)是由于采用高品質(zhì)的熱源直接減溫減壓，因此熱經(jīng)濟(jì)性較差。此外，因蒸汽減溫器前管道溫度太高，減溫器前管道及減溫器材質(zhì)需采用進(jìn)口的A335P91材質(zhì)，減溫器前的閥門需采用進(jìn)口合金鋼閥門，價格昂貴，初投資較高。

供熱方案（二）利用壓力匹配器混合高排蒸汽+三段抽汽優(yōu)點(diǎn)：（1）由于采用低品位的熱源供熱，熱經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于方案（一）；（2）蒸汽參數(shù)較低，管道材料采用國產(chǎn)材料即可，初投資相對較低，且工期可保證；（3）系統(tǒng)配置比較靈活，可根據(jù)不同的熱負(fù)荷參數(shù)自由調(diào)節(jié)。缺點(diǎn)是從高排抽汽有可能引起再熱器的超溫，導(dǎo)致再熱器噴水，對鍋爐本體安全性可能造成影響，控制系統(tǒng)接口較方案（一）復(fù)雜且調(diào)節(jié)性能不如方案（一）精確。

2 供熱改造后節(jié)能效益分析

2.1 節(jié)能比分析

電廠供熱改造項目年供熱量444.95×104GJ，折算到壓力1.8 MPa，溫度256℃時年供熱量約152.25萬噸，年供電量為620000萬kWh，改造前機(jī)組年供電煤耗統(tǒng)計值為311.91 g/kWh，故年耗標(biāo)煤量為1936100萬噸。

2.2 熱電分產(chǎn)與熱電聯(lián)產(chǎn)能源利用效率分析對比

按年供熱量444.95×104GJ，壓力1.8 MPa，溫度256℃測算，年供熱量約152.25萬噸，對熱電分產(chǎn)及熱電聯(lián)產(chǎn)能源利用效率計算如下（熱電分產(chǎn)以建設(shè)相同供熱規(guī)模的分散供熱鍋爐和相同供電規(guī)模的凝汽機(jī)組為對象。供熱改造后機(jī)組的節(jié)約標(biāo)煤量是指與改造前熱電分產(chǎn)耗煤量對比見表5。

熱電分產(chǎn)能源利用效率=[年供熱量+年供電量×3600kJ/kWh]/[（分散供熱鍋爐年標(biāo)煤消耗量+凝汽機(jī)組年標(biāo)煤消耗量）×標(biāo)煤低位熱值]

集中供熱鍋爐年標(biāo)煤消耗量=年供熱量/（鍋爐總效率×標(biāo)煤的低位熱值）

鍋爐總效率包括鍋爐熱效率和自用電量、汽量的影響，按《工業(yè)園區(qū)熱電聯(lián)產(chǎn)規(guī)劃范本》的推薦值取為0.75，電廠熱電聯(lián)產(chǎn)與熱電分產(chǎn)的能源利用效率評價詳見表6。

從上表分析，熱電聯(lián)產(chǎn)的能源利用效率較熱電分產(chǎn)提高約4%。實施供熱改造項目方案（一）年節(jié)約標(biāo)煤約8.24萬噸，方案（二）年節(jié)約標(biāo)煤約8.4萬噸，其中方案（一）能源利用效率比熱電分產(chǎn)提高1.71個百分點(diǎn)，方案（二）能源利用效率比熱電分產(chǎn)高1.76%，兩個方案均有良好的經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。

3 結(jié)論及建議

通過對電廠機(jī)組供熱改造方案分析，推薦采用高壓缸排汽+三段抽汽進(jìn)行配汽的方式為區(qū)域提供熱源，可在不影響機(jī)組正常發(fā)電的條件下實現(xiàn)對外供汽，具有較好的經(jīng)濟(jì)效益與良好的社會效益。

機(jī)組供熱改造后，由于供熱量的增加，高排抽汽后將會引起再熱器超溫，根據(jù)廠家意見，可通過鍋爐自身的汽溫調(diào)節(jié)方式和利用再熱系統(tǒng)的事故噴水能實現(xiàn)再熱器運(yùn)行正常，鍋爐可不作改造能滿足抽汽要求。其中，需要注意機(jī)組隨負(fù)荷降低，再熱器噴水減溫水量將增大的問題，建議機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行時盡可能采用中下磨的運(yùn)行方式。

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