大容量機組供熱改造技術(shù)方案研究及安全經(jīng)濟分析

中國神華能源股份有限公司國華惠州熱電分公司 許 恒

1 項目概況及市場需求

廣東國華惠州大亞灣熱電聯(lián)產(chǎn)項目（國華惠電）是惠州大亞灣石化區(qū)規(guī)劃建設(shè)的大型公共集中供熱項目，一期工程建設(shè)2×330MW亞臨界燃煤抽凝汽式熱電聯(lián)產(chǎn)機組，2010年4月建成并投入商業(yè)運行，2010年5月通過石化區(qū)公共供熱管網(wǎng)向石化區(qū)企業(yè)供熱。鍋爐為武漢鍋爐廠生產(chǎn)的亞臨界參數(shù)、自然循環(huán)、一次中間再熱的∏型汽包爐，額定蒸發(fā)量1014t/h。汽輪機為東方汽輪機有限公司生產(chǎn)的亞臨界一次中間再熱三缸雙排汽抽汽凝汽式汽輪機，主蒸汽壓力16.70MPa.a，主蒸汽溫度538℃，再熱蒸汽溫度538℃。機組具有三段供熱抽汽，其中高壓為不可調(diào)整供熱抽汽，中、低壓為參數(shù)可調(diào)抽汽，單機設(shè)計額定抽汽量為252.5t/h，最大抽汽量352t/h。截止2016年底國華惠電已擁有用熱企業(yè)19家，累計實現(xiàn)供熱1549萬GJ，為石化區(qū)提供了質(zhì)優(yōu)價廉、穩(wěn)定可靠的蒸汽。

近年來，隨著熱力市場需求不斷增加，現(xiàn)有系統(tǒng)在單機運行的情況下高壓及中壓供熱不能滿足供熱需求（表1），由于機組正常的檢修停備不可避免，另外廣東電力市場特別煤電機組利用小時數(shù)持續(xù)降低，必然存在機組單機運行的狀況。為提高供熱的穩(wěn)定性和可靠性，需兩臺機組同時滿足石化區(qū)供熱需要的能力，因此亟需對兩臺機組進行供熱改造，增加機組對外供熱能力。

表1 熱負荷需求與供熱能力對比

2 機組供熱改造技術(shù)現(xiàn)狀

目前國內(nèi)常用的供熱改造方式主要有高背壓改造、抽汽調(diào)節(jié)改造（加旋轉(zhuǎn)隔板等）、熱再抽汽（中聯(lián)門參調(diào)）、SSS聯(lián)軸器、壓力匹配器等，用于高、中壓參數(shù)的工業(yè)抽汽供熱改造主要有從主汽和熱再管道上抽汽、壓力匹配器和在汽輪機本體加裝抽汽調(diào)節(jié)裝置，通過與減溫減壓裝置結(jié)合，實現(xiàn)不同等級壓力和溫度的對外供熱。

2.1 汽輪機本體改造供熱

第一種方案就是在高中壓汽缸上進行打孔抽汽，重新設(shè)計高中壓內(nèi)缸，在進行汽缸結(jié)構(gòu)設(shè)計時留出供電廠抽汽供熱用的抽汽管。但該方案改造成本太高、加工周期太長、現(xiàn)場加工難度太大；一個全新的汽缸從設(shè)計到加工最少需要半年，而且成本高；另外，高中壓外缸還需進行補充加工，對于改造機組來說，高中壓外缸固定于基礎(chǔ)之上不能返廠，只能進行現(xiàn)場加工，而大部分電廠不具備現(xiàn)場加工能力，再加上高中壓內(nèi)缸是新汽缸，其它與其相配的部套如高壓隔板套，高壓外缸等仍用原件，在合缸時存在新舊部套不匹配等裝配問題，不宜現(xiàn)場解決。

第二種方案就是在中低壓連通管上打孔抽汽，將凝汽式機組在中壓缸連通管上增加蝶閥，通過中壓缸連通管上抽汽直接對外供熱。該方案相比壓力匹配器方案具有的優(yōu)點，是可直接利用中壓缸做完功的乏汽直接對外供熱，熱經(jīng)濟性相對較高，運行更加簡單可靠。但本機組中壓缸排汽壓力在50～100%負荷時只有約0.3～0.57MPa，無法直接滿足供熱蒸汽壓力1.4Mpa（a）的要求。通過主機廠評估，采用中壓缸連通管上加裝蝶閥的方法，調(diào)整提高抽汽壓力會受到機組負荷限制，壓力至約0.9MPa，投入抽汽最低負荷約為80%負荷。由于機組現(xiàn)狀平均負荷低于80%，難以長期連續(xù)高負荷運行，本方案受限不再考慮。

2.2 抽汽供熱

由于利用熱再管道抽汽對鍋爐無影響、允許抽汽量大、參數(shù)可調(diào)整范圍廣，已成為目前高、中壓參數(shù)供熱改造的主流成熟方案，在大型汽輪機供熱改造方案廣泛應用[1-2]。近年由于部分電廠工業(yè)用戶增多，抽汽量增大，低負荷工況時熱再供熱難以滿足壓力要求，現(xiàn)已成熟摸索通過中聯(lián)門參調(diào)的方式來調(diào)整供熱壓力，滿足供熱適應負荷范圍。廣州恒運電廠2015年在東方汽輪機廠的協(xié)助下開展了機組的熱再供熱抽汽改造，使用三臺機組的熱再管道抽汽供至母管，對外提供2.5MPa的蒸汽，設(shè)計流量350t/h，目前已正常運行，當前供熱流量在150t/h～200t/h，供熱主要由兩臺300MW機組承擔，單機供熱流量80t/h～100t/h，運行情況良好。

2.3 壓力匹配器改造供熱

壓力匹配器的基本原理和蒸汽噴射壓縮器相同，是利用高壓蒸汽（驅(qū)動蒸汽）通過噴嘴噴射產(chǎn)生的高速汽流將低壓蒸汽吸入，使其壓力和溫度提高，而高壓蒸汽的壓力和溫度降低，從而使低壓蒸汽的參數(shù)滿足不同企業(yè)用戶的要求。壓力匹配器采用多噴嘴結(jié)構(gòu)，根據(jù)外供汽量的大小，調(diào)整噴嘴開啟的數(shù)量及開度大小，以保證在外供汽量變化時，壓力匹配器保持較高的效率。壓力匹配器中裝有針型調(diào)節(jié)閥，能保證用汽蒸汽壓力在流量30～100%的范圍內(nèi)不變。

壓力匹配器方案優(yōu)點：相對通流部分改造，系統(tǒng)較為簡單，改造周期短；由于主要是工業(yè)負荷，可以常年供熱，受季節(jié)性的限制比較?。挥酶邊?shù)蒸汽提升低參數(shù)蒸汽達到中間參數(shù)蒸汽，可以利用一部分已做功發(fā)電的低壓蒸汽，節(jié)約能源。

壓力匹配器方案缺點：目前壓力匹配器運行噪音較大，必須增設(shè)專用隔音罩；相對減溫減壓管路布置稍復雜、投資高，管道在廠房內(nèi)布置時需更多空間；變工況時效率低，調(diào)節(jié)系統(tǒng)復雜，對供熱參數(shù)穩(wěn)定性要求較高的場合有一定影響。

2.4 減溫減壓裝置

減溫減壓裝置可對熱源（電站或工業(yè)鍋爐以及熱電廠等處）輸送來的一次（新）蒸汽壓力、溫度進行減溫減壓，使其二次蒸汽的壓力、溫度達到生產(chǎn)工藝要求[3]。減溫減壓裝置由減壓系統(tǒng)（減溫減壓閥、節(jié)流孔板等）、減溫系統(tǒng)（高壓差給水調(diào)節(jié)閥、節(jié)流閥、止回閥等）、安全保護裝置（安全閥）等組成。

減溫減壓裝置方案特點：技術(shù)成熟，系統(tǒng)管路相對簡單，改造周期短；投資相對較少，主要是減溫減壓器費用、管道費用和電氣儀表費用；調(diào)節(jié)性能好，可穩(wěn)定輸出符合供汽參數(shù)要求的二次蒸汽；缺點是直接將高參數(shù)蒸汽減溫減壓，熱損失較大。

3 可行性方案研究

由于惠州電廠汽輪機本體前期已完成通流改造，再次改造成本高。此外由于熱用戶對供熱穩(wěn)定性要求高，改造方案主要采用抽取主蒸汽或再熱蒸汽供熱。

3.1 限制性條件

本次供熱改造新增的高壓供熱蒸汽為4.7MPa，目前能滿足此壓力的只有主蒸汽管道和原高壓抽汽口，新增的中壓供熱蒸汽為2.7MPa，滿足此壓力的有冷再管道和熱再管道；對于抽汽量，通過研究論證，在保證機組正常發(fā)電、三級抽汽供熱的工況下具備抽取80t/h新蒸汽能力，通過調(diào)整鍋爐燃燒器擺角、爐膛出口過量空氣系數(shù)和利用再熱器事故噴水，可保證鍋爐再熱器壁溫、再熱蒸汽溫度不超限。影響鍋爐的主要是再熱器的流量，由于高壓供熱流量增加需從主蒸汽管道上抽取，則會導致鍋爐再熱器流量減少，會存在再熱蒸汽超溫、再熱器壁溫超溫等風險；在滿足汽輪機各級葉片強度和軸向推力等安全性要求的情況下，中壓供熱允許新增供熱流量80t/h。

3.2 可行方案

結(jié)合機組狀況和供熱需求，形成了4個供熱方案（原高壓供汽60t/h；中壓供汽159t/h；低壓供汽133t/h）：

方案一：高壓供熱。從主蒸汽管道抽取80t/h，經(jīng)減溫減壓后接至高壓供熱母管；中壓供熱。從熱再管道抽取80t/h，經(jīng)減溫減壓后接至中壓供熱母管。

方案二：高壓供熱同方案一；中壓供熱。從熱再管道抽取240t/h蒸汽，經(jīng)減溫減壓后接至中壓供熱母管。原中壓一級后抽汽口停用，保留中壓抽汽座缸閥調(diào)節(jié)功能。

方案三：高壓供熱。原高壓供熱抽汽管道擴容，通過減少1號高加進汽量提高高壓對外供汽量，最大工況時退出高加運行，新增抽汽流量60t/h；中壓供熱。將冷再至中壓供熱管道流量擴容至80t/h，接至中壓供熱母管，與原抽汽混合至額定參數(shù)。

方案四：高壓供熱同方案三；中壓供熱。熱再管道抽240t/h，冷再擴容至80t/h備用。運行時冷再按鍋爐再熱器氣溫和壁溫不超溫的最大允許情況運行，不足部分由熱再供應。原中壓一級后抽汽口停用，保留中壓抽汽座缸閥調(diào)節(jié)功能。

3.3 安全可靠性對比分析

3.3.1 主、再熱蒸汽流量偏差對鍋爐的影響

方案一、方案二自主汽抽汽80t/h，經(jīng)分析評估，當主汽流量1100t/h時主蒸汽抽汽80t/h，再熱蒸汽流量845t/h（占主汽流量76.8%），減溫水噴水量9.112t，燃燒器擺角向上5.6°，安全性基本滿足要求；方案三自冷再供汽80t/h，加之高壓供汽，主再熱蒸汽流量較設(shè)計值偏差較大。但由于汽輪機通流面積受限，為防止調(diào)節(jié)級超壓汽輪機過負荷，原汽輪機設(shè)計最大進汽量為1014t/h，原最大抽汽工況熱平衡圖顯示再熱蒸汽流量為774t/h，如再增加冷再80t/h則再熱蒸汽流量將達694t/h(占主汽流量68.4%)，因而鍋爐運行工況較從主汽抽汽80t/h產(chǎn)生的影響更為顯著。

方案四主再熱蒸汽流量偏差同改造前，對鍋爐安全性無影響，在鍋爐再熱器壁溫和溫度允許的情況下可通過冷再供應一部分蒸汽。鍋爐安全性最高；根據(jù)機組目前實際運行工況，目前高壓供熱約20t/h，冷再供熱約30t/h，夏季局部高再管壁溫度580～590℃，最高已達到596℃，安全裕量已較小。如主再熱流量進一步偏差將會對鍋爐安全運行產(chǎn)生一定的挑戰(zhàn)。

3.3.2 異常工況下對汽輪機安全性的影響

供熱突然中斷的影響。方案一、方案二中主汽至高壓供熱中斷，將導致主汽壓力升高、汽包水位波動，最壞導致鍋爐PCV閥動作，對汽輪機基本無影響，對其他供熱影響不大。自汽機側(cè)的一抽、冷再、熱再抽汽中斷，都將導致汽輪機調(diào)節(jié)級壓力、一抽壓力升高，機組負荷波動，主汽壓力升高，對汽輪機鍋爐安全穩(wěn)定性均產(chǎn)生一定影響。相對而言方案一、方案二的抽汽方式較方案三、方案四影響稍小。

機組跳閘的影響。方案一、方案二增加的抽汽量分別取自主汽和熱再，即使機組停運其汽源點的壓力短時高于母管壓力，因而不增加汽輪機超速風險。方案二中壓供熱均源于熱再管道較原機組方案風險降低。方案三、方案四增加一抽至高壓供熱，有閥門不嚴導致汽輪機超速風險，采用可靠的逆止閥和快關(guān)閥等措施，風險可控。

給水溫度降低對脫硝穩(wěn)定性的影響。方案三、方案四需減少1號高加汽量，按當前運行情況，1號高加切除將使給水溫度降低30℃左右。給水溫度降低30℃，初步估算將導致鍋爐入口煙溫降低10℃。根據(jù)2號機組（1號機已進行分級省煤器改造）運行記錄，當主汽流量超過700t/h，脫硝入口煙溫能維持在320℃以上，因此當熱負荷高時退出1號高加不會造成脫硝裝置退出。

3.4 主要熱經(jīng)濟指標對比

為便于比較不同方案的對煤耗的影響，取改造前后機組在統(tǒng)一電負荷和熱負荷（原方案熱負荷不同）的前提下進行計算，即發(fā)電負荷200MW，高壓供熱120t,中壓供熱240t,低壓供熱133t。經(jīng)計算，改造前、方案一、方案二、方案三、方案四經(jīng)濟指標比較如下（經(jīng)濟指標計算為設(shè)定工況的計算結(jié)果；未考慮鍋爐效率和主、再熱蒸汽減溫水影響）：供熱（t/h）：原高壓抽汽60、原中壓抽汽159、低壓抽汽133/主汽60、原高壓抽汽60、熱再80、原中壓抽汽159、低壓抽汽133/主汽60、原高壓抽汽60、熱再240、低壓抽汽133/高壓抽汽120、熱再80、原中壓抽汽159、低壓抽汽133/高壓抽汽120、熱再240、低壓抽汽133；供電功率(kW)：1775 50/174400/174973/175799/176634；廠用電量(kW)：22450/25600/25027/24201/23366；高壓缸 效 率(%)：79.60/82.8/83.37/82.87/82.89；中壓缸效率(%)：62.85/60.47/63.26/60.25/63.24；主蒸汽流量(t/h)：928.5/1063.3/1042.9/1011.1/975.01；熱 耗(kJ/kWh)：7001.8/6547.7/6488.9/6512.9/6531.0；供電煤耗(g/kWh)：297.88/289.38/286.03/285.64/285.07?？煽闯龇桨杆臒峤?jīng)濟性最好。

3.5 綜合對比、推薦方案及預期效果

4種方案的綜合比較依次如下：

安全可靠性：較好，對鍋爐再熱器溫度有一定影響；較好，對鍋爐再熱器溫度有一定影響；高壓供熱安全風險稍增加，對鍋爐再熱器溫度有較大影響；高壓供熱安全風險稍增加，中壓供熱風險降低，對鍋爐安全性無影響。

方案成熟度：較好，考慮減溫水量，設(shè)計能力有一定設(shè)計裕量；較好，考慮減溫水量，設(shè)計能力有一定裕量；較差，高壓供熱最大流量較其他方案偏小，對機組負荷要求高。冷再至中壓供熱由于再熱器壁溫實際運行有超溫風險，有可能達不到設(shè)計流量，且無設(shè)計裕量；高壓供熱最大流量較其他方案偏小，對機組負荷要求高。

熱經(jīng)濟性：較差。增加鍋爐減溫水量；一般。增加鍋爐減溫水量；較好。能提高鍋爐效率，但會增加較多減溫水量；最優(yōu)。能夠提高鍋爐效率，不增加減溫水量。

施工難度：較高。主汽管道施工難度較大；最高。主、再熱蒸汽施工難度大；較低。不新增高溫管道；一般。

投資：390萬元；540萬元；220萬元；498萬元。

后續(xù)通流改造適應性：中壓不適應；適應；適應，后續(xù)通流改造熱再還需重新投資；適應。

其他：方案四擴容冷再至中壓供熱管道，能夠根據(jù)實際運行情況調(diào)整冷再至中壓供熱流量，提高供熱經(jīng)濟性。

4 結(jié)語

綜上，4種方案都是可行的，綜合方案的成熟度、安全性、熱經(jīng)濟性、投資和后續(xù)通流改造適應性，推薦方案四作為改造方案。通過本次改造，單臺機組的供熱量從352t/h增加到513t/h，提高了對外供熱的連續(xù)性和穩(wěn)定性，具有良好的經(jīng)濟和社會效益。經(jīng)濟效益方面，考慮簽約用戶最大同時率問題，年供熱利用小時數(shù)按6500小時數(shù)計算，目前公司供熱銷售價格在140～180元/t(熱價與煤價聯(lián)動)，按供熱純利潤20元/t計算，年可實現(xiàn)利潤收入增加141t/h×6500h×20元/t=1833萬元?？紤]改造后供熱增加對煤耗的影響，兩臺機組改造后較改造前平均供電煤耗降低約7.5g/kWh，按年發(fā)電量30億度計算可節(jié)約標煤2.25萬噸。由于目前石化區(qū)內(nèi)熱負荷需求不斷增加，通過改造提升機組總體供熱能力，滿足了社會供熱需求，產(chǎn)生了良好的社會效益。