某電廠350 MW機組乏汽余熱回收利用改造方案分析

作者簡介：

夏明（1990—），男，碩士，工程師，研究方向為源網荷儲一體化。

許青云 （1990—），男，碩士，工程師，研究方向為源網荷儲一體化。

摘" 要：一方面，隨著廠外采暖面積的增長，供熱安全性需得到保障；另一方面，國家密集出臺相關政策，對火電機組深度調峰提出要求，熱電聯產機組通過改造，獲得更深的調峰能力成為企業生存發展的需要。以某電廠#1、#2機組乏汽余熱回收利用改造為案例，通過對比分析不同技術路徑，制訂改造方案，有效提高了現有機組的供熱能力和調峰能力。

關鍵詞：熱電聯產" "余熱回收" "回收供熱能力" "深度調峰

中圖分類號：TM621

Abstract： On the one hand， with the growth of the heating area outside the plant， heating safety needs to be guaranteed. On the other hand， the state has intensively introduced relevant policies to put forward requirements for the deep peak-load regulation of thermal power units， and cogeneration units have obtained the deeper peak-load regulation capability through transformation， which have become the needs for the survival and development of enterprises. Taking the recycle and transfromation of the dead steam and waste heat in Unit #1 and Unit #2 of a power plant as a case， a transfromation plan was formulated through the comparative analysis of different technical paths， which effectively improves the heating capacity and peak-load regulation capacity of the existing units.

Key Words： Cogeneration; Waste heat recovery; Recycling heating capacity; Deep peak-load regulation

為實現“雙碳”目標，近年來新能源發電機組快速發展，上網電量逐年增長，傳統火電機組需低負荷運行，為新能源上網發電留出空間；另一方面，傳統火電機組在采暖季需要保證一定的機組負荷，保障民生采暖的需要。傳統火電機組的熱電矛盾成為能源行業普遍關注的問題，通過技術改造提升機組熱電比，滿足機組深度調峰成為研究熱點[1-3]。本文以某電廠乏汽余熱利用改造為案例，對不同方案進行技術可行性和經濟性進行對比研究，提出解決機組供熱與深度調峰之間矛盾的較優方案，為同類型機組改造提供參考。

1" 機組概況

某電廠配備了2臺超臨界、一次中間再熱、單軸、雙缸雙排汽、采暖抽汽，直接空冷凝汽式汽輪機。汽輪機抽汽回熱級數為7級，配汽動給水泵，小機排汽直接空冷。汽輪機采用高中壓缸聯合啟動方式。

兩臺機組共用一套熱網循環水系統，熱網供、回水溫度為130 ℃/70 ℃，熱網供、回水管徑為φ1 220×16。

2" 乏汽余熱利用改造方案對比分析

目前，可提升汽輪機供熱能力的技術路線主要有兩種：高背壓供熱和低壓缸零出力技術。

2.1" 高背壓余熱回收供熱技術

高背壓技術是通過提高機組排汽背壓，達到利用乏汽直接加熱熱網回水目的[4]。傳統的高背壓運行供熱技術主要受以下幾方面的限制。

（1）高背壓運行時，通過的新汽量決定于用戶熱負荷的大小，所以發電功率受用戶熱負荷的制約，不能分開獨立地進行調節，即其運行是“以熱定電”，因此只適用于用戶熱負荷比較穩定的供熱系統。

（2）經主機廠核算，機組在不同負荷率條件下，機組允許背壓值如圖1所示。

見圖1所示，負荷率位于20%～80%之間，隨著機組負荷率升高，背壓值報警線逐漸升高；負荷率位于80%～100%之間，隨著機組負荷率升高，背壓值報警線趨于平緩大約60 kPa。

考慮到機組實際運行負荷率，同時為保證一定的安全裕度，機組高背壓取33 kPa運行，對應飽和蒸汽溫度71.3 ℃，考慮3 ℃端差，高溫水溫度可達68.3 ℃。

采暖季初末期，采用乏汽加熱循環水，高寒期，采用乏汽進行一級加熱，中排排汽進行二級加熱。

2.2" 低壓缸零出力技術

見圖2所示，該圖是低壓缸零出力技術原理圖，低壓缸零出力供熱技術在低壓缸高真空運行條件下，切除低壓缸原進汽管道進汽，通過新增旁路管道通入少量（＜30 t/h）的冷卻蒸汽，用于帶走低壓缸零出力供熱后低壓轉子轉動產生的鼓風熱量，實現了機組低壓缸接近“零出力”運行[5-6]。

結合電廠實際，低壓缸零出力改造后，單臺機組最大抽汽量由550 t/h（熱平衡圖顯示）提升至710 t/h（TMCR進汽工況），增加160 t/h。

2.3" 不同方案組合對比分析

該電廠有2臺機組，共有3種改造方案。方案一：2臺全部高背壓改造；方案二：2臺全部切缸改造；方案三：1臺切缸改造，1臺高背壓改造。

下面分別對3個方案進行分析。

2.3.1" 方案一：2臺全部高背壓改造

根據文件要求，省調有關煤電企業需“認清形勢，轉變觀念，主動實施靈活性改造”“充分挖掘存量煤電機組的調節能力，推進風光火（儲）一體化發展”。因此，全部實施高背壓改造不符合靈活性運行的要求。高背壓改造不利于機組靈活性調峰，2臺機組全部進行高背壓改造則大大限制了電負荷調節能力。因此，將方案一排除在外。

2.3.2" 方案二：2臺全部切缸改造

2臺機組全部切缸改造，機組可以根據采暖季深度調峰要求選擇切缸運行或抽凝運行，具有較大的靈活性，下面具體分析。

（1）兩臺機組切缸，高寒期機組切缸運行，運行時間21 d，平均抽汽量356.4 t/h；初末期抽凝運行，運行時間147 d，平均抽汽量224.4 t/h。

（2）根據全年發電量不變，計算出非采暖期發電量，同時得出非采暖季平均負荷率。

（3）根據不同運行模式下的抽汽量或負荷率，查找熱平衡得出發電煤耗率。

（4）計算不同時期機組發電耗煤量，求和得出全廠全年發電耗煤量。

按照以上計算可以得出，方案②全廠發電總耗煤量為98.02萬t。

2.3.3" 方案三：1臺切缸改造1臺高背壓改造

根據供暖熱負荷供熱調節的基本公式，外界環境溫度為0.4 ℃時，循環水供水溫度約為68.3 ℃。當外界環境溫度高于0.4 ℃時（供暖初末期共計約48 d），高背壓凝汽器進行一級加熱，即可滿足循環水的供水溫度要求，此時僅利用乏汽余熱即可滿足供暖需要。

當外界環境溫度低于0.4 ℃時（共計約120 d），不僅需要高背壓凝汽器一級加熱，還需要中排抽汽二級加熱。乏汽由高背壓機組提供，中排抽汽由切缸機組提供。

擬定#1機組切缸改造，#2機組高背壓改造。計算方法如下。

（1）#1機組供給首站中排抽汽，高寒期切缸運行，運行61 d，平均抽汽量354.6 t/h，中期抽凝運行，運行58 d，平均抽汽量103.2 t/h，初末期純凝運行，運行49 d。

（2）#2機組供給首站機組乏汽，運行168 d，平均乏汽量348.2 t/h。

（3）根據不同運行模式下機組抽汽量或乏汽量查找熱平衡圖得出對應發電煤耗率和發電負荷。

（4）計算不同時期機組發電耗煤量，求和得出全廠全年發電耗煤量。

按照以上計算可以得出，方案③全廠發電總耗煤量為97.73萬t。

經過對比發現，方案三比方案二的總耗煤量小0.29萬t，方案三節煤量更大，經濟性更好，所以推薦方案三。由于高背壓改造需要新增外置凝汽器，凝汽器與原有乏汽大管道應近距離布置，#2機組的乏汽大管道周圍位置充裕，#1機組的乏汽大管道周圍位置狹小，因此考慮對#2機組進行高背壓改造。按照方案3的要求，1臺進行高背壓改造，另一臺進行切缸改造，則#1機組進行切缸改造。

2.4" 小結

本次改造擬選擇高背壓改造方案和低壓缸切除改造方案，對2號機組實施高背壓改造，對1號機組實施低壓缸零出力改造。本次改造分為二期，一期工程采用切缸改造進一步開發1號機組供熱潛力，二期工程采用高背壓技術對2號機組進行改造。

3" 改造后機組運行方式

根據主機廠提供的切缸改造后的熱平衡圖，#1機組切缸改造后，TMCR進汽工況，中排可抽取710 t/h蒸汽；根據高背壓改造后的熱平衡圖，#2機組高背壓改造后，TMCR工況，1 146 t/h進汽量，背壓33 kPa、低壓排汽量702.13 t/h，給水泵小機排汽77.75 t/h，乏汽排汽量共計779.88 t/h，扣除空冷島防凍用汽，可用于高背壓凝汽器的流量為650 t/h。

采暖季按照以下原則分配2臺機組供汽。

（1）#1機組提供中排抽汽，#2機組提供機組乏汽。

（2）采暖季初末期，環境溫度較高，僅利用#2機組乏汽加熱循環水即可滿足采暖需求。

（3）隨著環境溫度降低，除#2機組乏汽一級加熱外，還需#1機組進行二級加熱。

按照以上原則進行計算，得出如下結果：#1機組供給首站中排抽汽，高寒期切缸運行，運行61 d，平均抽汽量354.6 t/h，中期抽凝運行，運行58 d，平均抽汽量103.2 t/h，初末期純凝運行，運行49 d。#2機組供給首站機組乏汽，運行168 d，平均乏汽量348.2 t/h。4" 經濟性分析

4.1" 改造前機組運行數據

（1）改造前兩臺機組抽凝運行滿足采暖需求，按照1 140萬采暖面積計算，單臺機組采暖季平均抽汽量為236.8 t/h，對應電負荷為313.7 MW。

（2）全年發電量不變（機組利用小時數4 918 h），計算出非采暖季機組平均發電功率。

（3）計算出機組采暖季抽凝工況（抽汽量，電功率）、非采暖季純凝工況（電功率）對應的發電煤耗率。

（4）計算改造前全廠發電耗煤量。

按照以上計算可以得出，改造前全廠發電總耗煤量為98.41萬t。

4.2" 改造后機組運行數據計算

（1）#1機組供給首站中排抽汽，高寒期切缸運行，運行61 d，平均抽汽量354.6 t/h，中期抽凝運行，運行58 d，平均抽汽量103.2 t/h，初末期純凝運行，運行49 d。

（2）#2機組供給首站機組乏汽，運行168 d，平均乏汽量348.2 t/h。

（3）根據不同運行模式下機組抽汽量或乏汽量查找熱平衡圖得出對應發電煤耗率和發電負荷。

（4）計算不同時期機組發電耗煤量，求和得出全廠全年發電耗煤量。

按照以上計算可以得出，改造后全廠發電總耗煤量為97.73萬t。

4.3" 小結

改造前全年發電耗煤量為98.41萬t，改造后前全年發電耗煤量為97.73萬t，所以改造后節煤量為0.68萬t，標煤價400元/t（含稅），折合272萬元。

5" 結語

改造后，供熱初末期只采用一級高背壓加熱循環水方式運行，極寒期采用一級高背壓加熱循環水，二級中排排汽加熱循環水的方式。一期二期工程實施后，該電廠將能滿足近幾年采暖熱負荷需求，同時具有深度調峰能力。

參考文獻

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