200MW機(jī)組低真空循環(huán)水供熱改造

李宏旭，陳永輝

（國家電投阜新發(fā)電公司，遼寧 阜新 123003）

200MW機(jī)組低真空循環(huán)水供熱改造

李宏旭，陳永輝

（國家電投阜新發(fā)電公司，遼寧 阜新 123003）

根據(jù)公司增加供熱能力及節(jié)能降耗需要，對01號機(jī)組進(jìn)行低真空循環(huán)水供熱改造。通過將凝汽器的真空度降低，把凝汽器改為供熱系統(tǒng)的熱網(wǎng)加熱器，直接用作熱網(wǎng)的循環(huán)水換熱實(shí)現(xiàn)冷卻水溫提高，充分利用機(jī)組排汽的汽化潛熱加熱熱網(wǎng)循環(huán)水，從而提高機(jī)組的循環(huán)熱效率，將冷源損失降低為零。

汽輪機(jī)；低真空；循環(huán)水供熱；熱效率

國家電投阜新發(fā)電公司的前身阜新發(fā)電廠，始建于1936年。后經(jīng)多次擴(kuò)建，到1961年4月,裝機(jī)容量達(dá)57．4萬千瓦，是當(dāng)時(shí)亞洲最大的火力發(fā)電廠。至今多次擴(kuò)建，已成為百萬電廠，現(xiàn)有2×200MW機(jī)組和2×350MW機(jī)組共四臺，主營業(yè)務(wù)是向社會提供優(yōu)質(zhì)的電能、熱能的綠色能源。

由于東北地區(qū)機(jī)組負(fù)荷率偏低，公司現(xiàn)有的兩臺200MW供熱機(jī)組實(shí)際抽汽能力達(dá)不到設(shè)計(jì)值，需由兩臺350MW機(jī)組參與共同供熱才能滿足960萬平方米的供熱任務(wù)，這種運(yùn)行方式是不經(jīng)濟(jì)的。針對以上情況，將01號汽機(jī)低真空循環(huán)水供熱系統(tǒng)改造，改造后的供熱系統(tǒng)在供熱初末期用01號機(jī)組低真空循環(huán)水直接供熱即能滿足供熱要求。在高寒期再經(jīng)其它機(jī)組調(diào)峰加熱達(dá)到外網(wǎng)所需溫度后對外供出。該方法可大幅降低供熱成本，是熱能轉(zhuǎn)換梯級利用最先進(jìn)合理的手段，可以大幅提高能源利用率，符合國家節(jié)能減排政策。

1 汽輪機(jī)低真空供熱系統(tǒng)改造可行性分析

1.1 改造的必要性

1.1.1 阜新發(fā)電公司的供熱需求和供熱能力

（1）阜新發(fā)電公司供熱能力面臨不足，急需提高熱源供熱能力。原設(shè)計(jì)供熱能力1200 萬平米，現(xiàn)由于機(jī)組負(fù)荷率及抽汽能力原因只供熱960 萬平米。

（2）將阜新發(fā)電公司乏汽余熱供熱，實(shí)現(xiàn)該電廠可持續(xù)發(fā)展。阜新發(fā)電公司在運(yùn)機(jī)組存在大量的汽輪機(jī)乏汽余熱通過冷卻塔排放掉，以保證汽輪機(jī)末端的正常工作。在額定抽汽工況下，該部分熱量可占燃料燃燒總發(fā)熱量的28%以上，相當(dāng)于供熱量的70%以上，其對于發(fā)電來說是不可利用，但是對于供熱采暖而言，則構(gòu)成巨大的能源浪費(fèi)。如果能夠充分將該部分乏汽余熱回收用于供熱，可以大幅提高供熱能力和能源利用效率，為企業(yè)帶來巨大的節(jié)能、環(huán)保與社會效益。

1.1.2 低真空供熱改造的必要性

阜新發(fā)電公司全廠熱效率為53%，損失47%的熱量，其中損失比例最大為凝汽器的冷源損失，約占總損失的28%。為了充分利用這部分冷源損失，在采暖期，通過低真空運(yùn)行，適當(dāng)提高汽輪機(jī)的排汽壓力，增加排汽溫度，保證熱網(wǎng)系統(tǒng)參數(shù)運(yùn)行。同時(shí)采暖抽汽量下降，雖然低真空運(yùn)行會降低循環(huán)功率，但通過利用機(jī)組排汽的汽化潛熱和采暖抽汽結(jié)合氣溫調(diào)整抽汽量來加熱熱網(wǎng)循環(huán)水，不僅提高熱網(wǎng)循環(huán)水水溫保證供熱參數(shù)，還將機(jī)組的冷源損失降低為零，提高全廠的熱效率。

1.2 改造的可行性

01號機(jī)組系哈爾濱汽輪機(jī)廠生產(chǎn)的CC140/N200—12．7/535/535型汽輪機(jī)，為一次中間再熱，三缸兩排汽，抽冷凝式汽輪機(jī)，設(shè)計(jì)中排最大抽汽量280t/h，實(shí)際最大抽汽量220t/h，符合改造條件。

2 技術(shù)分析及改造方案

低真空循環(huán)水供熱是通過提高凝汽器中乏汽的壓力，即降低凝汽器的真空度，利用換熱提高冷卻水溫，將凝汽器改為熱網(wǎng)系統(tǒng)的初級熱網(wǎng)加熱器，而冷卻水直接采用熱網(wǎng)系統(tǒng)的循環(huán)水，充分利用機(jī)組排汽的汽化潛熱加熱循環(huán)水，從而提高機(jī)組的循環(huán)熱效率，將冷源損失降低為零。主機(jī)部分主要包括汽輪機(jī)進(jìn)行通流部分改造，凝汽器進(jìn)行加強(qiáng)處理；熱網(wǎng)部分主要包括熱網(wǎng)管路新建及改造，原有系統(tǒng)與改造后系統(tǒng)切換閥門的布置，從而實(shí)現(xiàn)低真空循環(huán)水供熱。

2.1 現(xiàn)有200MW機(jī)組熱網(wǎng)首站供熱能力分析

200MW機(jī)組熱網(wǎng)首站共設(shè)有六臺熱網(wǎng)加熱器，每臺加熱器換熱面積900m2，每臺機(jī)組的供熱抽汽對應(yīng)三臺熱網(wǎng)加熱器，熱網(wǎng)供、回水母管為DN1000，為市區(qū)熱力公司提供熱源?，F(xiàn)有01、02號機(jī)采暖抽汽共計(jì)296t/h，經(jīng)校核配套加熱器及循環(huán)泵均能滿足運(yùn)行需求，以0．7MW/t蒸汽折算，200MW機(jī)組熱網(wǎng)首站現(xiàn)有供熱能力=296×0．7=207．2MW。

原市網(wǎng)循環(huán)水參數(shù)：供水壓力 P1=0．7MPa，回水壓力P2=0．15MPa，流量Q=5000m3/h。

2.2 現(xiàn)有350MW機(jī)組熱網(wǎng)首站供熱能力分析

350MW機(jī)組熱網(wǎng)首站共設(shè)有四臺熱網(wǎng)加熱器，每臺換熱器換熱面積1100m2，每臺機(jī)組的供熱抽汽對應(yīng)兩臺熱網(wǎng)加熱器，熱網(wǎng)供、回水母管為DN1200，為鴻源熱力網(wǎng)提供熱源現(xiàn)有3、4號機(jī)采暖抽汽共計(jì)276t/ h，經(jīng)校核配套加熱器及循環(huán)泵均能滿足運(yùn)行需求，以0．7MW/t折算，350MW機(jī)組熱網(wǎng)首站現(xiàn)有供熱能力=276×0．7=193．2MW。

原鴻源循環(huán)水參數(shù)：供水壓力P1=0．5MPa，回水壓力P2=0．15MPa，流量Q=5500m3/h。

2.3 改造方案

（1）根據(jù)現(xiàn)有實(shí)際采暖熱負(fù)荷的需要，對01號機(jī)組低壓通流部分進(jìn)行改造，采暖期該機(jī)組高背壓35．4kPa運(yùn)行，排汽溫度提高到73℃，滿足機(jī)組高背壓長期運(yùn)行的安全可靠性。

（2）對機(jī)組凝汽器的內(nèi)部結(jié)構(gòu)和承壓能力進(jìn)行應(yīng)力核算和改造，滿足凝汽器溫度升高和水室壓力增大狀況下的安全運(yùn)行要求。

（3）對熱網(wǎng)系統(tǒng)一次網(wǎng)供回水管路、熱網(wǎng)循環(huán)泵和熱網(wǎng)加熱器進(jìn)行相應(yīng)核算及改造，將熱網(wǎng)一次網(wǎng)回水先引入凝汽器水側(cè)，通過吸收汽輪機(jī)乏汽熱量，提高一次網(wǎng)供水溫度，然后利用機(jī)組熱網(wǎng)加熱器進(jìn)行二次加熱，實(shí)現(xiàn)高溫水對外供熱。

（4）改造后循環(huán)水量為9000m3/h時(shí)，供回水溫度為50/70℃，1號機(jī)組改造前采暖高峰期抽汽量148t/h，抽氣壓力0．16MPa，溫度按150℃計(jì)算，其供熱能力約為94MW；低真空循環(huán)水供熱改造后采暖抽汽量為0 t/h，低壓缸采暖排氣429．2t/h，排氣壓力32kPa，按飽和狀態(tài)計(jì)算其供熱能力約為210MW。01號機(jī)組改造前后增加的供熱能力210-94=106MW。嚴(yán)寒期通過臨機(jī)氣源抽氣尖峰加熱器提溫，保證供回水溫度分別為90℃、46℃，供回水溫差44℃。

3 通過低真空供熱改造取得經(jīng)濟(jì)效益

根據(jù)改造阜新發(fā)電公司01號機(jī)組在保證供熱參數(shù)及新增面積增加的同時(shí)，保證了環(huán)保指標(biāo)實(shí)現(xiàn)減排，經(jīng)濟(jì)指標(biāo)節(jié)電節(jié)水，有效降低公司生產(chǎn)發(fā)電成本，取得經(jīng)濟(jì)、社會效益全面提升。

3.1 節(jié)能減排分析

項(xiàng)目改造后，年節(jié)標(biāo)煤量100846t，折原煤量223605t（折標(biāo)系數(shù)：0．451），相當(dāng)于年減排如下。

（1）二氧化碳：原煤碳含量為40．25%，每年減排放的二氧化碳為33．15萬t。

（2）二氧化硫：含硫量為0．28%，二氧化硫去除率以90%計(jì)，每年排放的二氧化硫?yàn)?25．77t。

（3）煙塵：煤質(zhì)灰份為15．28%，機(jī)械不完全燃燒損失為0．3，鍋爐灰渣總量為：224589×（0．1528+0．3×14510/33913/100）=34604t。

（4）除塵設(shè)施去除率以98%計(jì)，飛灰份額以0．7考慮，每年產(chǎn)生的煙塵量為484t。

（5）項(xiàng)目節(jié)能改造后，年減少二氧化碳排放量33．15萬t，二氧化硫125．77t，煙塵484t。

3.2 冷卻水循環(huán)泵節(jié)電分析

改造前，冬季供熱期間運(yùn)行兩臺冷卻塔循環(huán)水泵，電功率合計(jì)約為1600kW。采暖期按151天折合3624小時(shí)計(jì)算，則每臺泵年耗電

1600kW×3624h=610．56萬 kW·h

改造后，冬季供熱期可停運(yùn)一臺冷卻塔循環(huán)水泵，電功率1600kW，年節(jié)電量=1600kW×3624h=580萬kW·h，則每年節(jié)約廠用電580萬kW·h。據(jù)《綜合能耗計(jì)算通則》(GB/T 2589—2008)中規(guī)定電力與標(biāo)準(zhǔn)煤換算系數(shù)0．4040kgce/kW·h計(jì)算，則全年節(jié)標(biāo)煤量為：

580×104kW·h×0．4040kgce/kW·h=2343tce。

3.3 節(jié)水分析

改造前，每座冷卻塔風(fēng)吹損失為25t/h，蒸發(fā)損失為265t/h、排污損失為44t/h，總損失為334t/h。

改造后，冬季供熱期停用一座冷卻塔，其損失降為零，采暖期按1440+2160=3600h，則每年節(jié)水334t/h×3600h= 1202400t。

01號機(jī)組實(shí)施低真空循環(huán)水供熱改造后，在節(jié)能的同時(shí)，二氧化碳、二氧化硫、煙塵等污染物的排放量也大為減少，具有極大的環(huán)保效益、經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。

4 結(jié)語

01號機(jī)組低真空供熱改造后，其供熱量大幅度增加，供電煤耗下降明顯，使得供熱期間節(jié)省很大的費(fèi)用、實(shí)現(xiàn)了減虧增效，推動了公司的良好發(fā)展。發(fā)展低真空供熱，在不增加機(jī)組規(guī)模的前提下，積極開發(fā)供熱能力，增大供熱面積，不僅為企業(yè)發(fā)展擴(kuò)寬空間，還會帶來經(jīng)濟(jì)效益和社會效益。

TM611.3

A

1671-0711（2017）08（下）-0040-02