内蒙古京能盛乐供热改造技术优化

冯志顺 范晓英 杨志杰 聂斌宇 李鹏

（内蒙古京能盛乐热电有限公司 内蒙古自治区呼和浩特市 010058）

内蒙古京能盛乐热电有限公司（以下简称盛乐热电）位于呼和浩特市盛乐现代服务业集聚区，由北京能源投资（集团）有限公司独资建设，安装有两台2×350MW 超临界燃煤热电联产机组。盛乐热电承担着集聚区能源中心的任务，是发展云计算产业的重点配套项目。

近年来，随着城市的发展，城市用热需求持续增加，热电联产机组规模也不断扩大。其中，呼和浩特市规划供热面积到2021年为2.2 亿平方米，到2025年为2.55 亿平方米，到2035年为3 亿平方米。《呼和浩特市供热改革方案》（2019年版）提出，呼市供热改革的总体目标是通过调整供热结构，改革供热管理体制，实现“热电联产为主，清洁能源为辅，多热源互补”的格局。在2020年全市将基本实现热电联产供热，到2021年通过挖潜、引热入呼等方式，新增热电联产供热能力，总热电联产供热能力将达到1.8 亿平方米。盛乐热电也将自身供热挖潜作为重要技术改造工作内容。

目前盛乐热电承担的采暖热负荷由两部分组成，趸售给城发热力公司的 890 万m2热负荷和盛乐热电自营承担的园区 28 万m2。随着呼和浩特的南向发展，盛乐园区的热负荷也在不断增加。

1 供热方式

目前我国大型热电联产机组采暖供热采用的方式多种多样。传统方式是采用中压排汽，在中排处安装蝶阀。中排蒸汽参数通常为0.5MPa、250℃左右[1]，而热网循环水所需温度通常在70～120℃，抽汽参数过高，与用户侧热负荷需求参数不匹配，造成高品位能的损失[2]，造成低压缸发电量减少，不可逆换热损失增加，造成能源浪费。

汽轮机低压缸排汽已经在低压缸中做完功（又称为乏汽），品位下降后蒸汽温度较接近于热网循环水回水温度，但焓值仍然很高。如果不回收而进入后续冷凝过程，将导致所携带的大量汽化潜热损失到环境中，成为热力系统所固有的冷端损失。合理利用部分乏汽的汽化潜热加热一次热网循环水，可以减少冷端损失、降低平均发电标煤耗，提高机组供热能力。

高背压供热技术是通过提高机组排汽背压，达到利用乏汽直接加热热网回水目的。目前，国内供热机组应用的高背压余热回收技术路线主要有高背压热网凝汽器、增汽机技术、双转子、低压缸末叶改造等[3,4]。

经过汽机厂确认，盛乐热电机组在不对低压缸转子进行任何改造前提下最高可在 43kPa.a 高背压下稳定运行，为高背压改造创造了有利条件。

2 供热能力分析

2.1 热网系统供热能力

盛乐热电内设置有两座热网首站，两台热网首站采用并联方式运行。改造前两座热网首站的设计供热能力为801MW。

2.2 汽轮机供热能力

盛乐热电采用上汽350MW 超临界、一次中间再热、抽凝式汽轮机，额定采暖抽汽为380t/h，最大采暖抽汽为550t/h。

在机组实际运行时，抽汽量通常无法达到设计的最大抽汽量。根据内蒙古电力科学研究院进行的最大抽汽量测量试验结果，结合盛乐热电实际运行情况分析：机组实际最大采暖抽汽量约为500t/h。因而盛乐热电两台机组的采暖抽汽实际供热能力核定为714MW，等效最大供热面积约为 1428 万m2。

3 改造方案

盛乐热电采用高背压余热回收技术对机组进行改造，以利用机组乏汽供热，有效降低机组冷端损失，增加全厂供热能力。

首先考虑热网循环水直接进入凝汽器回收乏汽余热方案，该方案理论上可行。但根据多地机组运行调查发现，热网循环水水质较差夹杂泥沙等杂物，尤其在初运行期间。通过前期论证，认为热网循环水直接切换使用原凝汽器，热网循环水水质会引起间冷凝汽器循环冷却水的污染，进而会对间冷塔散热器材质造成严重腐蚀。考虑生产安全等因素，应将供热系统与发电系统分开，因此方案上考虑将乏汽引出至新设置热网凝汽器。

本次改造对象为2 号机组，改造后理想的运行调整方式为，以热定电、优先使用 机组高背压供热，不足部分由1 号机组抽汽供热补充。额定供热工况热网循环水供回水设计温度为 107/55℃。

3.1 纯高背压热网凝汽器改造方案

本方案热网系统采用纯高背压热网凝汽器和热网凝汽器的两级加热方式（以下简称纯高背压方案）。冬季供热工况下，额定背压提高到 36.5kPa.a，采用高背压循环水供热。

本次改造设计两台机组总供热能力为815MW（额定供热面积为1630 万m2），采暖期汽轮机背压范围约为 15～36.5kPa.a。

额定供热工况下，热网循环水流量为13600t/h，机组凝汽器入口热网循环水温度为55℃，凝汽器出口热网循环水温度为70.7℃，热网加热器出口热网循环水温度为107℃，机组回收乏汽量约为379t/h。

改造后，机组按照室外温度的不同，整个采暖期分为五个阶段：初寒期、初严寒期、尖寒期、末严寒期和末寒期，同时电厂改造后的热负荷及采暖期机组运行分配方式如下：

（1）初、末寒期（0≤t≤8℃），外网热负荷需求 233MW≤Q≤419MW，仅 2 号机组高背压乏汽+抽汽供热即可适应外网所需热负荷需求，1 号机组可采用纯凝方式运行。

（2）初、末严寒期（-13≤t≤-1℃），外网热负荷需求 442MW≤Q≤722MW，2 号机组高背压乏汽+抽汽供热，随着室外温度的降低逐步达到2 号机组最大供热能力时，不足部分由1 号机组抽汽供热，以此适应外网所需热负荷需求。

（3）严寒期，-17≤t≤-14 ℃时，外网热负荷需求745MW≤Q≤815MW，2 号机组以最大供热能力462MW 运行，配合1 号机组抽汽供热量控制在283MW 至353MW 即可满足外网热负荷需求。严寒期，2 号机组在高背压额定供热工况下运行，充分发挥 2号机组乏汽供热能力，整个严寒期2 号机组以最大供热能力向外供热，不足部分由 1 号机组抽汽补充，随室外温度降低，1 号机组抽汽量不断增加。供热运行调节方式主要通过调节1 号机组抽汽量来改变对外供热热量。

3.2 增汽机梯级供热改造方案

本方案热网系统采用前置凝汽器、增汽机凝汽器和热网凝汽器的三级加热方式（以下简称增汽机方案）。冬季供热工况下，额定背压提高到 36.5kPa.a，采用高背压循环水供热。

本次改造设计两台机组总供热能力为845MW（额定供热面积为1690 万m2），采暖期汽轮机背压范围约为 15～36.5kPa.a。

额定供热工况流程如图1 所示，热网循环水流量为13600t/h，机组前置凝汽器入口热网循环水温度为50℃，机组前置凝汽器出口热网循环水温度为70.7℃，机组增汽机凝汽器出口热网循环水温度为85.2℃，热网加热器出口热网循环水温度为107℃，机组回收乏汽量约为589t/h。

电厂改造后的热负荷及采暖期机组运行分配方式如下：

（1）初、末寒期（0≤t≤8℃），外网热负荷需求 241MW≤Q≤435MW，仅 机组高背压乏汽+增汽机+抽汽供热即可适应外网所需热负荷需求，1 号机组可采用纯凝方式运行。

（2）初、末严寒期（-13≤t≤-1℃），外网热负荷需求 459MW≤Q≤748MW，机组高背压乏汽+增汽机+抽汽供热，随着室外温度的降低逐步达到机组最大供热能力时，不足部分由1 号机组抽汽供热，以此适应外网所需热负荷需求。

（3）严寒期，-17≤t≤-14 ℃时，外网热负荷需求773MW≤Q≤845MW，机组以最大供热能力507MW 运行，配合1 号机组抽汽供热量控制在266MW 至338MW 即可满足外网热负荷需求。严寒期，机组在高背压额定供热工况下运行，充分发挥 机组乏汽供热能力，整个严寒期 机组以最大供热能力向外供热，不足部分由 1 号机组抽汽补充，随室外温度降低，1 号机组抽汽量不断增加。供热运行调节方式主要通过调节 1 号机组抽汽量来改变对外供热热量。

4 方案比较优化

纯高背压方案设计背压36.5kPa，只有在回水温度低于 50℃，热网循环水量 13600t/h 时，才能将 65%电负荷下的机组的乏汽量全部回收。根据盛乐热电近期采暖历史数据，热网的实际运行情况是采暖期回水温度高于 50℃的累计时间大约占比 58.5%，即在这个时间段内纯高背压方案无法全部利用乏汽。

在第一级高背压凝汽器的基础上，增加第二级的增汽机凝汽器，大大提高了乏汽用量和余热利用能力。使用增汽机后乏汽利用量明显上升，增汽机方案比纯高背压方案多利用近 40%的乏汽量，供热改造的供热经济性更加明显，即乏汽用的越多，经济性越好。

此外，改造后的电厂热负荷达到设计值时，增汽机方案具备更低的背压适应能力，具备低背压低煤耗优势。增汽机方案比纯高背压方案的运行背压平均低8kPa 左右，具有8g/kW.h 的背压煤耗优势。

综上所述，对于盛乐热电高背压余热回收改造的边界条件，采用增汽机方案无疑具有明显优势。

5 结论

盛乐热电通过对机组进行高背压余热回收技术改造，实现了供热能力的增加，增加的供热能力取代中、小型锅炉房，节约大量的能源，使大气环境显著改善，提高供热质量，改善了居民的生活质量，同时电厂的效益也得到提高。

增汽机方案比纯高背压方案，大大提高了机组的乏汽用量和余热利用能力，并且具有更低的背压适应能力，具有低背压低煤耗优势。

高背压供热改造的供热经济性的优劣，与是否遵循优先利用乏汽供热原则有着直接关系，乏汽用的越多，经济性越好。