某热电厂功热小汽轮机改造项目应用分析

2020-06-29孟立强

机电信息 2020年12期

关键词：节能

摘要：热电厂中热力设备和热力系统的节能改造是节能工作的重点，且这两个方面的节能潜力巨大，因此从热力设备和热力系统角度入手进行节能改造易实现，见效快，通过相应的技术改造能够有效地提高热电厂的热经济性及效益。现通过对某热电厂供热蒸汽余压功热小汽轮机改造实现供热蒸汽梯级利用，大幅降低机组供电煤耗这一项目应用进行分析探讨，可为其他供热电厂提供一定的参考借鉴。

关键词：功热小汽轮机;富余能量;梯级利用;节能

0 引言

某热电厂集中供热管网工程，主管网共设置2根DN1 400的供热管道，1供1回，电厂向市区供热的一级网管道设计温度120/55 ℃，设计压力1.6 MPa，其中，供热管网约为66.24 km，新建热力站106座，改造热力站94座，新建调度中心1座。供热抽汽的能级要高出热网供水能级很多，虽然大的传热温差可以强化传热，但同时导致了较大的不可逆传热损失，造成了高品质蒸汽的能量损失，降低了能量利用效率。

根据本工程供热蒸汽参数，因加热器主要依靠蒸汽冷凝成水时的汽化潜热产生的巨大热量来实现加热，此时蒸汽在低温过热段温降及压降会对蒸汽焓值产生影响，即对换热系统来讲，蒸汽压力过高会使进入热网加热器的蒸汽存在大量的压差能，为了充分利用该压差能，可采用功熱汽轮机拖动异步电机进行发电，背压汽轮机排汽仍进入新增乏汽加热器，将热网循环水回水温度提高，新增乏汽加热器热网水出水进入原热网加热器进一步加热到外供热网水所需温度。本项目改造完成后，可以回收利用压差能量损失，在保证集中供热的前提下，利用背压机发电，降低厂用电率，提高机组运行的经济性指标和对标能力，达到节能提效的效果，而且不影响热网加热器的性能，可以保证供暖需要。因此，针对供热管网的现状，增设小型功热汽轮机具有很好的节能效果。

1 某热电厂供热系统现状

1.1 某热电厂供热能力及参数

根据某市热电联产集中供热管网工程初步设计，某热电厂2×350 MW机组，单台机组供热抽汽参数设计为：

设计采暖抽汽压力/温度：0.40 MPa/245 ℃;

蒸汽焓值：2 904.47 kJ/kg;

目前供热设计抽汽量：468 t/h;

凝结水焓值：4.18×80=334.4 kJ/kg;

设计供热负荷：Q=468×2×（2 904.47-334.4）/3 600≈668 MW;

供回水温度：120/55 ℃;

某热电厂出口工作压力（围墙外1 m）：1.35 MPa;

某热电厂首站回水压力：0.30 MPa;

供回水压差：1.05 MPa。

1.2 热负荷现状

根据某市热电联产集中供热管网工程初步设计，2016年供热热负荷（为设计年现状热负荷）为473 MW，2019年供热热负荷（为设计年近期热负荷）为747 MW，2022年供热热负荷（为设计年远期热负荷）为940 MW，某热电厂目前设计供热负荷为668 MW，余热利用提供热负荷为112 MW，总供热量为780 MW，能够满足2020年设计采暖负荷747 MW。

1.3 供热能力分析

根据上述热负荷现状分析，某热电厂设计供热负荷能够满足近期采暖负荷，本次改造工程是在保障近期热负荷（668 MW）不受影响的前提下进行设计的。采用某市热电联产集中供热管网工程初步设计中采暖抽汽的设计压力、设计温度、蒸汽焓值及凝结水焓值，对原机组热网加热器做热平衡计算，计算过程如下：

循环水量为： Q=×3 600≈8 836 m3/h

查水和水蒸气热力性质表得供水焓值为504.59 kJ/kg，回水焓值为231.38 kJ/kg，计算结果如图1所示。

由图1可知，目前两台机组冬季供热抽汽量为936 t/h，循环水量为8 836 m3/h。汽轮机设计额定抽汽量为550 t/h（单台），两台机组共1 100 t/h，在保证668 MW供热负荷不变的情况下，抽汽仍有164 t/h可利用的富余量。

2 项目选型及应用系统介绍

2.1 功热小汽轮机等设备选型

针对某热电厂两台机组的采暖抽汽进行总的热平衡分析，结合目前常用机组型式，本项目可采用布置2台6 000 kW低压功热汽轮机，拖动2台高压异步发电机发电的方案。单台汽轮机设计进汽量为108 t/h，设计进汽参数为0.4 MPa/245 ℃，设计排汽参数为0.07 MPa/105 ℃。

2.2 项目改造后系统流程

分别自原两台汽轮机抽出采暖蒸汽后，汇入一根采暖抽汽母管。一路为原采暖蒸汽流程，从母管上引支管分别接入4台热网加热器;另一路为新增系统，经新增电动调节阀、流量计、汽轮机主汽门、调速汽门进入功热汽轮机。运行中原热网加热器进汽调整门和主机汽轮机调节汽门配合调整，维持功热汽轮机进汽压力在0.4 MPa（a）。新增功热汽轮机由调速汽门调节汽轮机转速，排汽排至新增乏汽加热器。两路系统并联运行，确保供热需求。

改造工程新增的两台功热汽轮机拖动异步发电机发电，仅采暖期运行，非采暖期停运，功热汽轮机满负荷运行，不进行变工况运行。新增系统与原热网系统并联连接，用阀门与原系统隔离，保持原系统的独立性，确保系统检修或故障时，可以切断新增系统，通过原系统满足供热要求。此种发电方式所增加的汽耗量很少，在功热汽轮机发电的同时，机组依然能够满足额定供热负荷。

3 节能效益分析

3.1 节能效果分析

根据一般采暖季的历史运行数据，取一个供暖期为120天，上网电价为364.4元/MWh（估算电价），标煤价格为600元/t（含税，购煤平均价格），主要计算方法在表1阐述。

3.2 系统增加发电和减少耗电的总功率及收益

汽轮机发电：本项目拟布置2台6 000 kW功热汽轮机，功热汽轮机进汽压力0.4 MPa，进汽温度245 ℃，机械效率取0.99，发电效率取0.94，则背压式供热汽轮机发电功率为5 992.6 kW。

汽轮机自用耗电：功热小汽轮机组自用设备耗电功率为各辅助设备耗电功率之和。6 000 kW背压式发电汽轮机自用设备耗电功率包含其乏汽疏水泵及系统增加主汽流量的耗功，自用功率为164 kW。

折合净发电：6 000 kW背压式发电汽轮机发电扣除自用设备耗电后为5 828.6 kW。

发电经济效益分析：采暖期按120天，则新增汽轮机在一个采暖季的总节电量（扣除自用电）为1 678.64万kWh;上网电价按364.4元/MWh，则一个采暖季节电的综合收益（扣除自用电）为556.27万元;参考机组年平均发电量3.71亿kWh，折算全年综合厂用电率降低0.905%;折合机组综合供电煤耗降低1.79 g/kWh。

3.3 增加煤耗

汽轮机耗汽：由于新增汽轮机的排汽焓较原热网加热器的进汽焓略有下降，为保证相同的供暖能力，采用功热汽轮机的供热系统需增加采暖抽汽量为9.17 t/h。根据供热工况热平衡图，折合增加的主蒸汽量约为3.09 t/h，增加量仅占THA工况下主蒸汽流量（2 011.8 t/h）的0.154%，现有锅炉及汽轮机均能够满足要求。

经济性分析：若按照额定采暖工况，则采暖季THA工况下锅炉主蒸汽增加3.09 t/h所增加消耗的标煤量共约0.5 g/kWh，折合增加煤耗量为923.8 t/a，标煤价格按600元/t计，则一个采暖季总煤耗费用共增加约55.43万元。

3.4 综合节能效益

综合上述分析，布置2台6 000 kW功热汽轮机后，增加节能效益约为556.27×2=1 112.54万元，由于布置汽輪机后增加主蒸汽量导致耗煤量增加的费用为55.43×2=110.86万元，则综合收益为1 001.68万元，折合机组综合供电煤耗降低1.79×2=3.58 g/kWh。

4 结论

（1）某热电厂供热抽汽仍有一定的梯级利用空间，进行供热蒸汽的梯级利用改造有利于降低电厂总体能耗水平，提高经营收益。

（2）功热小汽轮机项目改造的方案为：以供热抽汽带动2台工频异步汽轮发电机组，其所发出的电量供给机组厂用6 kV系统。小汽轮机排汽至新增乏汽加热器，并在此将部分热网循环水加热至80 ℃，小汽轮机排汽冷凝之后送回原热网疏水系统。

（3）改造后，在供热期机组平均厂用电率降低0.905%，发电煤耗升高0.5 g/kWh，供电煤耗降低2.31 g/kWh。

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