粤江公司330MW机组供热改造方案简析

邓子平

1 项目背景

粤江发电公司两台600MW机组建成投产后，330MW机组长期调峰已成常态，公司生产经营压力巨大。近年来各级政府陆续发布的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》与《广东省工业园区和产业集聚区集中供热设施方案（2015-2017）》等一系列文件要求：到2017年，广东省具备一定规模用热需求的园区基本实现集中供热，相应关停供热区域内分散供热锅炉，园区内不再新建分散供热锅炉，力争全省集中供热量占供热总规模达70%以上；至2020年常规燃煤机组供电煤耗平均值要求下降至310克标煤/千瓦时。

韶关市目前有白土、沐溪、浈江三大工业园，全市三区以粤江发电公司为中心的约三十公里左右范围的热用户蒸汽均由不超过20蒸吨的150多台小工业锅炉提供。为满足工业园区工业热负荷需求，考虑对粤江公司10、11号亚临界纯凝机组进行供热改造，将10、11号纯凝机改为供热抽汽机组。工程实施后，将取代传统工业小锅炉，节能减排、改善环境起到良好的经济效益和社会效益，符合国家的能源政策和节能减排政策。

2 供热可靠性分析

根据粤江发电公司10、11号机组现状，依据已有热负荷情况，结合工程实际，确定抽汽改造方案如下。

（1）从机组经济性考虑，应从再热冷段蒸汽管道抽取蒸汽。由于白土工业园区距离较远考虑温降、压降等因素，在出围墙处对外供出蒸汽温度约为350℃，方能保证热用户用汽参数，但是汽轮机在额定工况冷段蒸汽温度为321.4℃，不能满足用汽参数，因此不考虑从再热冷段抽汽。

（2）根据主机情况及供热改造系统的简单可靠性，确定每台机组均由再热热段管道抽汽。经咨询，汽轮机制造厂允许从高温再热管道上的最大抽汽量约为90t/h。蒸汽从再热热段抽取，经减温减压后供给工业热用户。单台机组均在再热热段抽汽85t/h，蒸汽經减温减压后，两台机组工业抽汽供至厂外工业园区，保证满足对外供热200t/h（P=2.5MPa，t=350℃）的热负荷需求。

（3）本次改造粤江发电公司内两台330MW机组供热负荷互为备用，当电厂任意一台机组检修时，另一台机组按照再热热段最大可供抽汽量90t/h，经减温减压后对外供汽106t/h，能够满足现有园区用热需求；后续对600MW机组进行供热改造，最大供热量可达300t/h，可保证远期用户供热需求。

综上所述，本工程从再热热段管道抽汽供热用户工业抽汽方案是安全可靠的。

3 方案对比与分析

3.1 方案一回热抽汽管道开孔方案

开孔抽汽指的是在汽轮机回热抽汽管道上选取适当位置开孔，利用此孔来抽气。此种抽汽方式可以免去对凝汽式机组内部结构的修改，可与汽轮机制造厂沟通协调，选一级最接近且略高于工业供汽参数要求的回热抽汽管道上开孔作，并计算此控的通流能力是否能满足本级回热抽汽及工业抽汽的100%热需求的总流量。

对于本工程10、11号机组，在各级回热抽汽管道上的抽汽做出如下限制：

（1）一段抽汽满足工业抽汽压力以及温度要求，但过大的开口会影响汽缸刚度，因此必须对汽缸上回热抽汽接口尺寸做出限制。经计算分析，抽出的总汽量过大时，可能会由于抽汽接口处的蒸汽局部流速过大而产生振动，对机组的安全运行带来隐患。因此一段抽汽不能满足工业抽汽量的要求。

（2）从机组经济性考虑，应从再热冷段蒸汽管道抽取蒸汽。由于白土工业园区距离较远考虑温降、压降等因素，在出围墙处对外供出蒸汽温度约为350℃，方能保证热用户用汽参数，但是汽轮机在额定工况冷段蒸汽温度为321.4℃，不能满足用汽参数，因此不考虑从再热冷段抽汽。

（3）其他各级回热抽汽，由于其参数较低，远远不能满足工业抽汽热用户的需要，在此不予分析讨论。

综上所述，汽轮机回热抽汽管道开孔抽汽，不予考虑。

3.2 方案二 压力匹配器方案

3.2.1 压力匹配器的工作原理及抽气量计算

（1）压力匹配器的工作原理、适应范围

蒸汽喷射式压力匹配器工作机理是利用高压驱动蒸汽的喷射，抽吸低压蒸汽或凝结水闪蒸汽（二次蒸汽）并将其参数提高至用户所需的水平。这种装置称为蒸汽喷射式混合器，其工作机理与蒸汽喷射器、水喷射器相似。与此同时，这种混合器内部无任何运动部件、机械结构简单，既运行可靠又可以自动调节。与汽轮机的调节汽门的喷嘴调节相似，压力匹配器采用多喷嘴结构，根据外供汽量的大小，调整喷嘴开启的数量及开度大小，以保证外供汽量变化时压力匹配器保持较高的效率，满足了抽汽供热的需要。

（2）抽汽量计算

粤江发电公司10、11号机燃煤机组热段抽汽参数为2.979MPa（a），536℃，对应焓值iP为3536.6kJ/kg，汽轮机单抽方案时的抽汽参数为1.599MPa（a）、445.1℃，对应焓值iH为3351.1kJ/kg，混合后的蒸汽参数与两级抽汽的蒸汽温度与汽轮机中的抽汽压力按热力过程的膨胀曲线相互对应不同，压力匹配器后的出口温度不需要与压力相对应，只需满足用户要求即可。按照外网管线的走向及热用户的要求，混合后的蒸汽参数要求为2.5MPa，350℃。

理想压力匹配器中整个压力匹配器的热力过程是可逆的，由能量和质量守恒可以得到理想喷射系数U：U=（iP-iC）/（iC-iH）（3）

其中iC为水蒸气性质焓熵图中驱动蒸汽和吸入蒸汽参数点A、D连线与压力匹配器PC的交点，理想状态点确定，可在焓熵图中查出。

分别用系数φ1、φ2、φ3修正蒸汽在工作喷嘴、混合室和扩散室各阶段因摩擦而引起的动量损失，驱动蒸汽、吸入蒸汽的初速度和混合蒸汽的速度与混合速度相比很小，忽略其对计算结果的影响，经过近似处理，可以得到压力匹配器的简化计算公式为：U=ζφ1φ2φ3-1（4）endprint

经过大量实验和计算，式中的各系数取用以下数值：φ1=0.95、φ2=0.975、φ3=0.975，修正参数ζ可根据索科洛夫计算方法取ζ=1.1。

经咨询压力匹配器厂家，本工程需从再热热段抽取蒸汽80t/h，从三段抽汽抽取蒸汽5t/h，此方案是比较合理的。

3.3 方案三高温再热管道开孔方案

该方案是利用汽轮机中压主汽阀的调节作用，从高温再热管道上开孔抽汽。当汽轮机运行在额定负荷时，中压主汽阀不参与调节过程，当汽轮机处于低负荷运行时，减小中压主汽阀开度，保持阀前压力，使工业抽汽压力仍可满足热用户要求。

出于高温再热蒸汽压力的限制，该方案所供的工业抽汽压力不超过3.5MPa，同时由于高温再热管道的设计温度与主蒸汽温度（545℃）一致，而一般工业用户对蒸汽温度的要求为350℃，因此所供抽汽供给热用户之前，需经减温减压操作。

本方案从高温再热管道上抽汽，其抽汽量会受到一定限制。尽管此方案并会对通过锅炉再热器的蒸汽通流量产生影响，但是由于抽汽的分流作用，使得进入汽轮机中压缸蒸汽流量减少，进而导致作用在中压转子及其各级动叶上的总推力值减小。随着从高温再热管道上抽汽量的逐步增加，当中压转子及其各级动叶上的总推力值减小到不足以平衡高压转子及其各级动叶上的总推力值时，推力轴承所承受的推力可能为负，此时汽轮机转子会有轴向窜动的情况发生，严重时导致动静部分碰磨，这对汽轮机安全运行构成极大威胁。

对于本工程汽轮机而言，经咨询东方汽轮机厂，在一台机组事故情况下，仅由一台机组提供工业蒸汽，采用中压调门参与控制，以使高压缸排汽压力满足安全运行范围，其他工况计算时采用非調整蒸汽，高压缸排汽压力基本满足安全范围。

经计算，本工程需从再热热段抽取蒸汽85t/h。

4 总结

对330MW机组进行供热改造，能积极响应国家、广东省政策，具有很好的政策支持力度，符合国家节能减排要求。既提高电厂能源综合利用水平，也可缓解城市供热不足状况，带来巨大的节能效益、环保效益与社会效益。项目完成后，粤江发电公司330MW机组供电煤耗将下降至306克/千瓦时，并将增加约5亿千瓦时的年度上网电量；年供热量预计40～80万吨，（按20～30元/吨供热利润测算），年新增利润将超过2000万元。同时，项目建成后，供热价格较现有供热价格低，节约相关企业用热成本，将为工业园区的招商引资，地方经济的可持续发展提供强有力的保障。endprint