夏明 张祎 洪纯珩

摘 要：本文依据热用户用汽流量及用汽参数，对3个不同抽汽点（三段抽汽、再热热段和再热冷段）抽汽方案以及不同抽汽点组合抽汽方案进行分析。分析结果表明，再热热段和再热冷段抽汽后减温减压供给热用户的方案在满足热用户需求的情况下，具有更高的经济性。供热改造经济性分析表明，在50%THA工况下，全年平均降低机组煤耗16.82g/kW·h。

关键词：供热改造 再热冷段抽汽 再热热段抽汽 减温减压

中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2018）10（b）-0096-02

随着经济的高速增长，工业企业快速发展，工业企业用汽需求持续增加。然而，传统燃煤工业小锅炉[1]因低效率、环保不达标等因素，而逐渐被政府限期关停。为了解决这一供需矛盾，对发电机组进行供热改造是一种流行的做法。將纯凝发电机组改造为热电联产机组不仅降低了机组煤耗，而且解决了工业企业的用汽需求。

目前，研究人员对发电机组的工业供汽改造进行了广泛研究。吴玉鹏[2]等人分析了200MW冷凝式汽轮机工业供汽改造存在的问题与对策，并计算了节能效益和环保效益；吴畅[3]等人对600MW超临界机组工业供热改造进行分析，并对环境效益和经济效益进行了分析。

本文以某电厂300MW机组为例，对三段抽汽、再热热段和再热冷段3个抽汽口的不同抽汽方案进行分析。结果表明，再热热段和再热冷段抽汽后减温减压供给热用户的方案具有更高的经济性，全年平均降低机组煤耗16.82g/kW·h（50%THA工况）。同时，对用汽企业凝结水进行回收，减少电厂制水成本。

1 机组概况

某电厂建设2×300MW纯凝机组。热电厂建设有2台东方汽轮机厂生产的亚临界、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、直接空冷、凝汽式汽轮机，配有2×1062t/h东方电气集团东方锅炉股份有限公司制造的亚临界单汽包自然循环CFB锅炉。其中汽轮机参数如表1所示。

2 热负荷需求情况

根据电厂与周边热用户达成的供热协议，电厂需供应1.35Mpa，260℃参数的蒸汽，年供汽时间8000h。热用户用汽情况汇总表见表2。

3 方案分析

3.1 抽汽方案分析

蒸汽管网水力计算结果，电厂内减温减压器出口蒸汽压力需达到1.64MPa，温度需达到313.57℃，才能满足热用户不同负荷的用汽需求，热用户总最大用汽量为98t/h。

电厂2台机组可选抽汽口为：再热冷段、再热热段以及三段抽汽，由热平衡图可知，各抽汽口运行参数如下表3所示：

根据汽机厂及锅炉厂提供的各抽汽口最大抽汽流量见表4。

基于以上数据，只对再热冷段进行改造，则最大抽汽流量50t/h不能满足热用户用汽需求；而只对三段抽汽进行改造，蒸汽参数不能满足热用户公司需求；若对机组再热冷段及三段抽汽改造，因三段抽汽压力较低，需采用压力匹配的方式进行供热，但再热冷段最大抽汽流量为50t/h，在外界负荷达到最大98t/h时，不能满足引射蒸汽流量的需求。因此主要对以下两种热源改造方案进行分析。

方案一：

只对再热热段进行抽汽改造，热用户所需蒸汽全部由再热热段提供。蒸汽由再热热段抽出后，经减温减压后，输送至热用户。此方案改动量小，且调节较为简单。

方案二：

对再热冷段及再热热段同时进行抽汽改造，抽汽经减压后混合，再经减温减压后，输送至热用户。此方案较方案一改动量大，调节较为复杂，但抽汽热经济性较好。

方案一与方案二在设计热负荷，设计工况（50%电负荷），考虑减温水的投入的条件下，热经济参数如表5所示。

方案二较方案一年供热耗煤量减少约0.01万吨，同时发电煤耗等指标亦下降明显，供热经济性较好。经综合考虑，方案二作为热源改造方案。

參照方案二进行供热改造，在50%THA工况下，改造后机组煤耗降低16.82g/kW·h。

3.2 凝结水回收方案

热电厂除盐水设备出力为120t/h，则除去全厂各项汽水损失后除盐水余量为39.75t/h。改造完成后，在设计供汽量条件下，如不进行回收，除盐水系统出力将不能满足正常运行时补水需求，同时考虑到热电厂所在区域为缺水区域，因此，工业供热蒸汽凝结水选择回收。

热用户工业用汽凝结水品质不满足机组用水要求，不能直接回收至机组热力系统中。需新增一套精处理系统，对工业用汽凝结水进行处理后，再回收至机组热力系统。

4 供热安全性及环境效益

热源改造完成后，50%电负荷单机最大抽汽量为150t/h，热用户最大用汽需求为98t/h，平均用汽需求为80t/h，最小用汽需求为30t/h。因此热电厂单台机组即可满足外界热负荷需求，机组抽汽一用一备运行，采用电动调节阀进行量调节，保障工业供热的安全性和经济性。

另外，用高效率（91%）的热电联产机组取代低效率（70%）的小锅炉供热，因锅炉效率的提高，每年供热可节约标煤2.01万t，总的来说相应减少大气污染物（CO2约5.28×104t，SO2约483.33t，NOx约140.97t）排放，环境效益显著。

5 结论

通过对该机组供热改造分析，得出以下结论：（1）热用户用汽参数要求1.35MPa，260℃以上，平均用汽量为80t/h，年用汽时间为8000t/h，年用汽量为64万t。（2）机组再热冷段及再热热段抽汽改造，在50%THA工况下，改造后机组煤耗降低16.82g/kW·h。（3）热用户工业用汽凝结水品质不满足机组用水要求，不能直接回收至机组热力系统中。需新增一套精处理系统，对工业用汽凝结水进行处理后，再回收至机组热力系统。（4）供热改造后，机组抽汽一用一备运行，供热安全性得到保障。（5）和小锅炉供热相比，减少大气污染物（CO2约5.28×104t，SO2约483.33t，NOx约140.97t）排放，具有良好的环境效益。

参考文献

[1] 余洁.中国燃煤工业锅炉现状[J].洁净煤技术，2012， 18（3）：89-91.

[2] 吴玉鹏，祁伟，祁春海.200MW冷凝式汽轮机组工业供汽改造存在的问题与对策[J].机械，2014，41（3）：77-80.

[3] 吴畅，唐树芳，张祎.600MW超临界机组工业供热改造分析[J].能源与节能，2018（5）：74-75，134.