大同第二发电厂600MW亚临界机组供热改造

2021-08-23王文飞

科技创新与应用 2021年22期

王文飞

（国家能源集团国电电力大同发电有限责任公司，山西大同037000）

大同市作为山西省第二大城市，有着丰富的煤炭资源以及旅游资源。近年来，随着城市的高速发展，作为城市建设的主要基础设施集中供热热源需求急剧增长，大同第二发电厂作为大同市供热主要热源，面临着资源约束、环境保护、市场竞争等多方面的严峻挑战。随着国家节能减排要求的不断提升，以及电力装机容量过剩、利用小时数的逐年降低，火力燃煤发电企业机组单靠发电实现盈利的空间已很有限，在当前日益严峻的经营形势下，积极发展供热，转型为热电并重的综合性企业，才是发电企业扭亏转盈的有效手段[1]。

鉴于凝汽发电机组冬季实施高背压循环水供热技术已在国内各大中城市得到普遍推广与使用，为了将供热能力最大化，大同第二发电厂将二期8号空冷机组进行了低位能分级混合供暖技术改造，机组由正常背压工况运行改为高背压供热工况运行。

1 机组供热情况及热负荷现状

大同发电有限责任公司是大同市重要热源点，总装机容量3720MW，分三期建成。其中，一期6台200MW超高压机组，采用打孔抽汽供热方式，最高供热负荷550MW，最高供热面积1130万m2，供热管线主干管DN1200，从厂区东北侧接出，接至青年路管网主干线，至大同市区管网；二期建设2台600MW亚临界直接空冷机组，采用打孔抽汽供热方式，最高供热负荷535MW，最高供热面积1100万m2，供热管线主干管DN1200，从厂区西侧接出，沿魏都大道接至市区；三期建设2台660MW超临界直接空冷机组，采用热泵（回收小机乏汽）基础加热、抽汽提质加热的供热方式，最高供热负荷640MW，最高供热面积1300万m2，三期东线供热管主干管DN1200，从厂区东南侧接出，沿着御河东路向北敷设至御东新区。并在电厂三期扩建端新增加了一条南线供热主干管DN1400，最高可增加约15000t/h的热网循环水量。

目前，电厂一、二、三期机组分别各自承担供热面积1000万m2，全厂共计承担供热面积3000万m2、年供热量约1314万GJ。根据大同市近些年的供热规划，2014年大同市建筑面积共9082万m2。急需替代中小型燃煤锅炉房和无采暖设施建筑面积1839万m2。另外，城市总建筑面积以平均每年约600万m2的速度增加，2015-2020年规划期内大同市还将新增建筑面积3498.23万m2[1]。

2 空冷机组低位能分级混合供暖技术改造

空冷机组低位能分级混合供暖技术是将二期8号机排汽主管道上增设大口径排汽旁路管道，将8号机组排汽全部引至新增的4台高背压热网凝汽器，用于加热各管线热网循环水回水；同时对8号机抽汽蝶阀进行改造，将8号机抽汽能力提高至400t/h以上。在三期扩建端新建南线热网首站，用于南线热网循环水的尖峰加热。其中空冷机组低位能分级混合供暖系统如图1所示。

图1 空冷机组低位能分级混合供暖系统图

此供热系统新增高背压热网凝汽器，并在热网凝汽器入口蒸汽管道上装设大口径真空电动蝶阀。并将各凝汽器排汽凝结水接至原空冷凝结水回水系统至机组回热系统。为确保8号机精处理装置的正常运行，新增1台凝结水换热器，由热网循环水将凝结水冷却至60℃以下。对8号机导汽管蝶阀进行改造，以增大其中排抽汽能力。

此系统在保证机组连续安全稳定运行的前提下，维持汽轮机本体通流部分不改变，冬季供热工况下使机组额定背压提高到36kPa以上，同时空冷风机全停。在供热初末期，仅乏汽余热就能使各管线供热循环水回水加热至72℃左右，基本满足供热需求；供热严寒期，乏汽供热不能满足供热需求，从中低压联通管抽汽作为尖峰热源，二次加热热网水来增加热负荷，阶梯利用能量[1-3]。

3 热网高背压凝汽器应用及对汽轮机运行影响

空冷机组低位能分级混合供暖技术核心是热网高背压凝汽器的应用，其中热网高背压凝汽器采用哈尔滨汽轮机厂生产的N-10000、N-15000高背压凝汽器，外形如图2所示，其结构为单壳体、对分四流程，单背压表面式，壳体和水室为全焊接结构，在真空运行条件下有足够的刚度和稳定性[3]。高背压凝汽器冷却水管管束采用先进的塔式管束布置方案，减少了汽阻，同时提高换热性能。高背压供热凝汽器可以满足8号机组空冷风机全停时机组高背压运行，在冬季供热时8号机组600MW汽轮机改低真空运行，当机组背压提高到36kPa，对应的排汽温度为73.4℃；空冷机组低压缸为落地轴承，排汽温度升高不会引起轴承标高的变化；额定工况下，排汽温度也不会超标，低真空运行不会对轴系造成影响。

图2 高背压凝汽器

在机组低真空运行时，末叶处于高背压条件下工作。背压高，蒸汽比容减小，密度增大。高背压下高密度的蒸汽激发的动应力高。当末叶在高背压、小容积流量条件下运行时，动叶根部出现脱流，出现负的速度分量，它与主流蒸汽相互作用形成涡流。涡流区不仅造成强烈的涡流损失，降低效率，而且会使叶片产生强烈的振动，导致动应力增加。叶片周围非稳定流场的气动力与叶片振动之间相互耦合，叶片的振幅不断加大，发生颤振，导致叶片的损坏。所以机组低真空运行时，通过控制末叶的最小容积流量，保证机组的安全运行。

实际运行证明，排汽容积流量在设计容积流量的5%-25%范围内，叶片的动应力很大，影响末级动叶的安全。但蒸汽流量如果减小到一定程度，低压末级可能做负功，或者排汽为过热蒸汽，排汽温度可能超过80℃。所以必须保证最小容积流量，保证排汽最小容积流量在25%以上，同时排汽温度不超过80℃。在进汽1328t/h（不抽汽）时，排汽开始为过热蒸汽，排汽温度达到79.1℃，而且该工况下低压末级为微正功状态，如果进汽量再减少，低压末级将会做负功处于鼓风状态。因此，1328t/h进汽工况为机组最低负荷工况，这时机组负荷为408MW。在VWO工况3060t/h进汽，背压36kPa低真空供热工况，机组最大出力为605MW。所以，在背压36kPa时，机组安全运行的负荷区间为408MW-605MW。

4 改造后机组能耗分析

供暖初末期，供热负荷和供水温度需求较低，理论上仅靠8号机组乏汽即可满足供热需求，其他机组均可纯凝运行。但考虑实际运行过程需要，可按初末期，8号机组低位能乏汽仅将热网循环水加热至67℃左右，剩余4℃温升由各机组的少量中排抽汽尖峰加热。

极寒期二、三期乏汽供热量比例为52.8%，二、三期机组平均供热煤耗17.46kg/GJ，供热电耗6.68kW·h/GJ，平均发电煤耗239.53g/kW·h。

供热次寒期乏汽供热比例65.8%，二、三期机组平均供热煤耗14.77kg/GJ，供热电耗5.83kW·h/GJ，平均发电煤耗250.23g/kW·h。

供热初末期乏汽供热比例89.6%，二、三期机组平均供热煤耗7.46kg/GJ，供热电耗4.6kW·h/GJ，平均发电煤耗264.06g/kW·h。

充分发挥8号机组低品位乏汽供热，整个供暖季8号机组乏汽可以提供71%的供热热量，二、三期机组的平均供热煤耗可降为13.08kg/GJ，供热电耗5.61kW·h/GJ，供热成本约为8.69元/GJ。在满足4100万m2供热需求条件下，整个供暖季8号机乏汽提供的热量占到二、三期机组总供热量比例的71%，二、三期机组的平均供热煤耗降为13.08kg/GJ。相比改前供热，改造后电厂年节煤量20.36万吨，二、三期供热能力可以达到3660万m2。