200MW机组供热增容改造方案技术探讨

大唐保定热电厂 张文兵

1 热负荷分析

某厂位于华北地区，根据行业设计规范，供暖企业所在地供暖期天数为120天，冬季供热计算室外温度-7℃，供热期室外平均温度-0.5℃，供热期室内计算温度18℃。根据中华人民共和国行业标准《城镇供热管网设计规范》（CJJ 34-2010）中各类建筑物采暖热指标推荐值确定建筑物采暖热指标值如下。

1.1 现状建筑

居住建筑采暖热指标按60W/m2，公共建筑采暖热指标按70W/m2。

1.2 规划建筑

居住建筑采暖热指标按40W/m2，公共建筑采暖热指标按50W/m2。综上所述，通过对该厂的运行数据分析，综合采暖热指标50.0W/m2。按供热面积960万m2计算，需要供热负荷480MW。从图1可以看出，随着环境温度的降低，采暖热指标越来越大。按照环境温度变化把供热期分成3段，供热初期25天，供热末期25天，供热中期70天，计算出供热初末期平均采暖热指标34.95W/m2，供热中期平均采暖热指标44.46W/m2。

图1 供热期采暖热指标变化趋势

该市供热规划（2015—2020）指出2015年供热面积5645.36m2，2017年供热面积7859.68万m2，2020年 供 热 面 积10581.16万m2，供 热 需求较大；现有供热机组需要增容改造，提升供热能力。

2 现有设备运行现状

该厂现有2台200MW 抽凝式机组，设计供热能力360MW，一次管网供回水温度130/70℃，二次管网设计供回水温度95/70℃；一次网供水设计流量5200m3/h，一次网主管径DN1000mm，一次网供热半径12km。热网首站布置在厂区，主要有5台热网加热器、5台热网循环水泵、4台热网加热器疏水泵等。

3 背压机改造方案

3.1 背压机改造总体方案

整个改造区域集中在2号机组的汽机房和A 列外的部分区域，整个厂区内不需要增加新建筑物，只增设热网管道和冷却水管道。

汽机房内2号机组的采暖抽汽管道和疏水管道需要与1号机组进行并联改造。2号机组拟采用双转子轮换方案，增加一条光轴转子用于冬季供暖。其中光轴转子能够满足机组在供热期背压安全运行，原低压转子能够保证夏季抽凝运行工况，但是供热季前后需进行双转子轮换，工期10天。

采暖季将低压缸转子更换为光轴，中压缸排汽全部用于供热，提高机组供热能力，这样可以把中压缸排汽全部输出。为了输送这些采暖抽汽，需要使用φ1000×14的蒸汽管道直接引到热网加热器进汽管道，热网加热器疏水再返回2号机组凝结水管道4号低加入口处。工业抽汽150t/h 去热用户，该机组运行方式为“以热定电”，供热负荷与发电负荷一一相关[1-4]。

3.2 背压机改造遵循的原则

汽轮机供热能力提升改造遵循以下原则。

第一，汽轮机过热、再热汽参数不变；第二，本体高、中、低压缸安装尺寸等不变；第三，汽轮机各主汽门、调门不动，前、中、后轴承座与基础接口等不变；第四，汽轮机主汽系统、再热系统等不变；第五，汽轮机组基础不动，各瓦负载无影响，改造后的轴向推力满足设计要求；第六，改造后的低压光轴转子与原转子有互换性。

3.3 供热能力提升改造可靠性分析

依照热网设计要求，改造后的机组应保证在事故停运状态下对热网影响不超过30%。供热公司目前管理市区环形热网，网内热源点有A 热电1、2号机组859MW，该厂1、2号机组360MW，C 厂1、2号机组120MW。供热公司的最大供热能力为1339MW。

供热期极端工况下，如果该厂1号机组停机，供热公司的供热能力降低238—1221MW，此时可满足83.7%供热负荷需求。如果该厂2号机组停机，供热公司的供热能力降低242—1217MW，可满足83.5%供热负荷需求。

3.4 改造方案的主要技术要点分析

3.4.1 改造后对机组轴向推力的影响

2号机组双转子光轴改造后，低压缸部分从对分双流变为光轴，对高中压部分没有影响。高中压部分各级的温度等没有大变化，原机组纯凝汽VWO 工况下，中低压缸分缸压力为0.2636MPa，背压机供热运行后，额定工况下中压缸排汽压力为0.2452MPa，与非供热期VWO 工况相比降低了0.0184MPa。由于中压缸排汽提高，机组推力会减小，但推力仍在安全范围。

3.4.2 改造后对光轴鼓风冷却问题的影响

2号汽轮机光轴转子运行时，低压缸部分不再进汽，但光轴低压转子在低压缸内高速旋转并产生鼓风摩擦现象[5]，需要对汽轮机低压部分进行冷却。具体方案如下。

第一，从供热抽汽管路抽出10t/h 的蒸汽，经减温减压后冷却低压缸。第二，低压缸冷却蒸汽管路设置电动截止阀和减温减压器。第三，光轴及低压缸冷却蒸汽流量由控制系统根据低压缸排汽温度通过冷却蒸汽管道上的调节阀控制。第四，在供热抽汽期间，凝汽器冷却，真空泵正常运行，将低压缸冷却蒸汽在凝汽器中凝结成水。第五，保持低压缸前、后汽封送汽及汽封冷却器的抽汽。第六，新增设2台20m3/h 的凝结水泵，1台运行，1台备用。

3.4.3 改造后对机组回热系统的影响

在供热季光轴运行时，原低压缸部分的六七段抽汽停用，末两级低加停运，回热系统改为4级抽汽，保留两级高加，两级低加正常运行。

3.4.4 改造后对机组循环冷却水系统的影响

2号机组配备自然通风冷却塔，开冷水系统，有部分冷却用户需要冷却水供应，继续保持运行。2号机双转子光轴改造后，采暖季循环水系统继续为机组各冷却器提供冷却水源，仅需对2号机组凝汽器通入少量循环水冷却，可以适当关小凝汽器循环水进出口电动门。

3.4.5 改造后对机组轴封加热器系统的影响

2号机背压供热改造后，工业抽汽的补水通过低压除氧器再进入高压除氧器，热网疏水回到首级低加入口处凝结水管道。低压缸冷却蒸汽的凝结水量只有20t/h，导致轴封加热器回汽不畅[6]。可采用以下2种方式恢复轴封加热器的功能。

第一，更换大容量轴封加热器，回收进入轴加的热量；第二，采暖季把轴封加热器从凝结水系统切出来，将热网循环水引入轴封加热器，对轴加进行冷却，利用热网循环水回收进入轴加的热量。

3.4.6 改造后对机组真空系统的影响

2号机组抽真空系统为3台水环真空泵。采暖季凝汽器循环水系统正常投运，冷却低压缸冷却蒸汽，低压缸前后轴封系统正常投运。真空系统可以满足采暖季运行工况。

4 改造效果分析

4.1 节能效果分析

4.1.1 设计工况节能分析

2号机组背压机供热改造后，冬季供热运行时机组供热能力增加，并且无冷源损失。对于抽凝机组供热改造的节煤量按热电分供原则计算，由代替小锅炉的供热节能和供电煤耗率降低的发电节能。按《大中型火力发电厂设计规范》（GB 50660-2011），供热标准煤耗率计算公式[7]：

其中，ηgl—锅炉热效率，现有小锅炉平均热效率为0.85，本工程锅炉平均效率0.90；ηgd—管道效率，规定取值为0.99；ηhr—热网首站换热效率，取值为0.98。

供热标准煤耗率为34.16/（0.85×0.99×0.98）=41.42kg/GJ。本工程供热煤耗率为34.16/（0.90×0.99×0.98）=38.29kg/GJ。全供热期供热量为60MW×88.92%×3.6×2880h=55.3万GJ。年供热节煤量为（41.42kg/GJ-38.29kg/GJ）×55.3万GJ=1731t。

4.1.2 整个供热期运行节能分析

根据该厂提供的相关资料，该机组原采暖抽汽有180MW 供热能力，背压机供热改造后供热能力提升显著。

从表1可以看出，该机组经背压供热改造后，供热量增加52.065万GJ，影响发电煤耗率降低52.85g/（kWh），影响供电煤耗率，节能效果显著。

表1 机组供热改造工程经济性计算表

4.2 减排效果分析

机组改造完成后，采暖季运行期间，年节标煤量为1.994万t，按标煤燃烧后排放量换算：年减少二氧化碳排放5.186万t，年减少二氧化硫排放478.7t，年减少氮氧化物排放139.3t，年减少烟尘排放39.8t。

4.3 环境影响分析

该项目不仅不增加企业的污染物排放量，而且深挖机组供热潜力，解决城市集中供暖问题，可替代周边小型采暖锅炉，减少烟尘排放，对区域环境改善有促进作用，因此该项目顺应国家环保相关政策。但同时需要注意项目改造实施过程中的环保问题。

第一，该项目实施过程中涉及大量管道改造、安装，会存在较大工作量的焊接作业，需尽量避免室外焊接作业，应注意收集焊接作业产生的大量烟尘，避免发生环保事件。第二，该项目实施过程中涉及大件运输吊装，需注意所用施工车辆机具排放标准，因此需对改造过程中车辆、机械的噪声污染及尾气排放进行管控，防止对周边环境的影响。

4.4 社会效益

本改造全部实施后，可进一步提升机组供热能力，扩大热电厂集中供热辐射范围，用大型高效率供热机组替代小型采暖锅炉，不但能改善城市环境，提高了居民采暖质量，还能大幅降低发电煤耗，节能减排效果显著[8]。