邹县发电厂335 MW纯凝机组供热改造

2012-01-26王效柱李祥苓端木颜峰王树春赵新普姜受坤李曙光

综合智慧能源 2012年12期

王效柱，李祥苓，端木颜峰，王树春，赵新普，姜受坤，李曙光

(1.华电国际邹县发电厂，山东邹城 273522;2.华电漯河发电有限公司，河南漯河 462000)

1 机组概况

华电国际邹县发电厂(以下简称邹县电厂)是一座特大型坑口电站，装机容量4 540 MW(4×335 MW+2×600 MW+2×1 000 MW)，其中，4×335 MW机组是上海汽轮机厂20世纪70年代设计生产的N300－165/550/550型亚临界压力、四缸四排汽、中间再热、冲动凝汽式汽轮机，于1985—1989年建成投产，并在2001—2003年进行了增容改造，机组改造后型号为N335－16.18/538/538型亚临界压力、四缸四排汽、中间再热、冲动凝汽式汽轮机，机组实际热耗为7984 kJ/(kW·h)。鉴于国家节能减排及国计民生方面的需求，为改善当地城市居民的生活条件，满足邹城市日益增大的采暖供热需求，提高机组经济性与企业效益，邹县电厂于2010年3月对一期2×335 MW纯凝机组进行了供热改造。

2 供热改造措施

邹县电厂2×335 MW纯凝机组供热改造工程主要内容为:对#1，#2汽轮机本体进行改造，厂区内建设供热首站，并通过厂区内新设的热网管道与邹城市热力管网连接，主要满足邹城市采暖热负荷。一期供热改造包括#1和#2机组汽机本体、汽机供首站蒸汽管道及疏水管道改造。机组供热蒸汽参数为0.35 MPa/232.1℃，供汽量为 600 ～700 t/h。#3，#4机组改造纳入二期供热改造，首站本期按2台机组改造并留有扩建余地。

2.1 主机改造

邹县电厂2×335 MW纯凝机组供热改造工程供热抽汽从中压缸至低压缸导汽管上接出至热网首站，蒸汽参数为0.35 MPa/231.5℃，2台机组最大抽汽量约700 t/h。中压缸至低压缸导汽管上装有调节阀以调整抽汽压力和流量，供热抽汽管道上依次装有电动蝶阀、气动止回阀、快关阀、安全阀以及电动关断阀。

汽轮机中、低压联通管水平管段上加装抽汽压力调控碟阀(下部加装弹性支撑)实现调整抽汽供热，改造为热、电联供机组，改造后供热工况下单台机额定抽汽量为325 t/h(联通管道公称直径为DN 1320 mm(阀门和三通处考虑补强)，位于联通管上的供热调节蝶阀为DN 1300，供热安全阀为DN 500/600，联通管以外的抽汽快关阀、抽汽气动逆止阀和电动隔断阀均为DN 1400)。为方便安装和检修，联通管上设置了必要的连接法兰。联通管上的抽汽压力调控碟阀投入采暖抽汽压力闭环控制，控制供热压力。供热抽汽投入流程设置为:在满足条件后，点击供热抽汽投入按钮，供热抽汽处于手动开环方式，点击供热增按钮，关小供热抽汽蝶阀，使机侧的供热抽汽压力逐渐升高;当汽机侧的供热抽汽压力到达抽汽止回阀打开压力时，抽汽止回阀开启，对外供暖;此后，操作供热增、减按钮，控制抽汽量。如需投入供热抽汽压力反馈，则点击供热自动/手动按钮投入自动，此时可设定抽汽压力目标值，自动进行压力调节。在液压件故障失电、失信号状态下，抽汽压力调控碟阀具有保位功能。

2.2 热网首站设计

2.2.1 热网首站热力系统设计

邹县电厂2×335 MW纯凝机组供热改造对外供热介质采用热水，供水温度为130℃，回水温度为60℃，循环水量为6 600 t/h。热网首站共设3台热网加热器，不设备用加热器，2台热网加热器运行时可满足66%以上的供热负荷;4台热网循环水泵中，3台运行，1台备用;设置1个凝结水回收水箱，3台疏水泵中，2台运行，1台备用。为使热网循环水泵在各种工况下均能达到满出力，节约厂用电，采用变频调节装置。供水母管上装有流量测量装置，用于监测送往热网二级站的热水流量。在回水母管入口装有电动自动排污过滤器，定期去除热网回水中的杂质。为监测回水流量，装有回水流量的测量装置。与外网的设计分界在厂区围墙外1m处，外网所需热网供水压力为1.80～1.85 MPa，热网回水压力为0.35 ～0.40 MPa，回水定压为0.40 MPa。

根据CJJ 34—2002《城市热力网设计规范》要求，热网补充水源有2路。正常补水是将化学除盐水进入大气式除氧器除氧后，经热网补水泵补入热网循环水回水管道，最大补水量为热网循环水的2%。共设1台大气式除氧器，2台补水泵，其中1台运行，1台备用;事故补水为工业水，最大补水量为热网循环水量的4%。利用热网补充水泵作为系统静态定压泵。

3台热网加热器分期建设，根据该工程分期建设的具体情况，3台热网加热器配套设置4台热网循环水泵。

供热回水温度为60℃，热网回水经循环水泵升压后进入热网加热器，经加热器升温后(130℃)的高温热水进入供热水母管。供水母管上装有流量测量装置，用于监测送往热网二级站的热水流量。

热网加热器疏水至疏水箱，疏水箱汽侧与蒸汽管道连通，可扩大热网加热器水侧容积，有利于热网加热器水位的控制。疏水至汽轮机#3低压加热器入口，进入机组热力系统。

2.2.2 热网首站电力系统设计

2.2.2.1 电气部分

邹县电厂2×335 MW纯凝机组供热改造工程在热网首站内设2段6 kV段，为热网首站的高压负荷提供电源，2段之间设联络开关。热网首站6 kV段的进线电源分别由#1与#2机组的主厂房6 kV段提供。热网首站内就地设电动机控制中心(MCC)段为热网首站的低压负荷提供电源，MCC进线电源由#1与#2机脱硫动力中心(PC)段提供。热网首站内设直流分屏，为6 kV段提供控制电源，直流分屏电源由一期脱硫岛内直流屏提供。

2.2.2.2 电气控制与保护

邹县电厂2×335 MW纯凝机组供热改造工程热网首站内的电气系统全部纳入热网首站分散控制系统(DCS)。所有6 kV进线、联络和馈线开关均由DCS控制和监视，变频器的启、停和频率控制也由热网首站DCS实现。6 kV高压电动机采用微机式综合保护装置，放置于6kV开关柜;380V厂用系统及电动机由空气开关脱扣器及熔断器实现保护。变频器的过热保护、短路保护及接地故障由变频器自身的保护装置实现

2.2.2.3 照明、检修、通信、接地

邹县电厂2×335 MW纯凝机组供热改造工程热网首站内设置正常照明系统和紧急疏散事故照明系统。正常、事故照明网络电压为380，220 V;照明箱电源由热网首站内MCC段提供;疏散照明由自带蓄电池的灯具实现。热网首站内设置检修箱，检修箱电源由首站MCC段提供，热网首站内设置生产管理电话和生产调度电话，由附近的通信接线箱引接。热网首站内设接地网，首站内电气设备应与接地网连接。热网首站接地网与厂区主接地网多点相接。

2.2.2.4 电缆设施

邹县电厂2×335 MW纯凝机组供热改造工程热网首站6 kV电力电缆选用交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套三芯电力电缆，型号为ZRC－YJY22－6/6 kV。控制电缆选用ZRC －kVV22－0.45/0.75kV 或ZRC－kVVP22－0.45/0.75 kV 型聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯护套控制(屏蔽)电缆。

2.2.3 热网首站控制系统设计

邹县电厂2×335 MW纯凝机组供热改造工程热网首站监控采用以DCS为基础的计算机控制系统，实现就地无人值守，设置闭路电视监视系统，纳入全厂闭路电视监视系统。在就地人员的巡回检查和配合下，最终实现以LCD/键盘为中心的集中监视和控制，在值班人员少量干预下自动完成热网首站的启动/停止、正常运行的监视控制和异常工况处理。为保证系统调试、启动初期以及生产巡检时运行操作，热网首站系统在就地控制室设有监控上位机，以方便就地巡回检查并最终实现在机组DCS上进行监控。

邹县电厂2×335 MW纯凝机组供热改造工程根据工艺系统规划布置方案，热网首站拟采用就地控制站，设置1对控制器并设置2个操作员站及1个工程师站作为临时值班点，分别通信至主厂房#1，#2机组DCS。热网首站DCS留有与厂外热网二级站的通信接口。

热网首站DCS控制系统将为厂级监控信息系统(SIS)提供符合要求的软、硬件接口，采用专用、可靠的安全隔离设施，使得能在上级网络中监视热网首站的所有测点。

3 改造后的效益分析

3.1 环保效益

邹县电厂2×335MW纯凝机组供热改造工程完成后，每年可节约标准煤25.5万t，直接减少二氧化碳排放5.87万t、二氧化硫排放7650 t、粉尘排放1592 t，减少灰渣排放11.8万t、废水排放50万t，具有显著的环保效益及社会效益，节能减排成效显著。

3.2 经济效益

邹县电厂335 MW纯凝发电机组供热改造前热耗是7984 kJ/(kW·h)，通过改造，在供热流量325 t/h的工况下机组热耗可达6767kJ/(kW·h)，在最大供热工况下机组热耗可达6 690 kJ/(kW·h);机组改造前发电标准煤耗为309.04 g/(kW·h)，机组改造后供热期间发电标准煤耗为271.76 g/(kW·h)，同期下降37.28g/(kW·h);机组全年平均发电标准煤耗为295.01g/(kW·h)，同期下降14.03g/(kW·h)。机组经济性得到极大提高。