（国电浙江北仑第一发电有限公司，浙江宁波315800）

北仑发电厂对外供热的实现

谢 澄

（国电浙江北仑第一发电有限公司，浙江宁波315800）

北仑发电厂根据外界用户和自身发展的需要，在分析外界用户用汽需求的基础上，对600 MW机组主汽、冷再、热再抽汽供热方案进行了比较，确定了最优方案为利用机组冷段蒸汽供热，并分析了1 000 MW机组辅汽供热的可行性，同时在试验中验证了抽汽供热方案的安全性。最终使北仑发电厂具备了700 t/h的最大对外供热能力，取得了良好的经济效益和社会效益。

对外供热；节能减排；冷段抽汽；辅汽；供电煤耗；效益

节能减排是我国的一项基本国策，“十一五”规划提出了5年降低单位国内生产总值（GDP）能耗20%的目标，提倡建设资源节约型社会。采用高效率、低排放的大容量机组来替换小容量机组来发电、供热，已成为一项重要的节能减排措施。

北仑发电厂所在的宁波市北仑区每百万元GDP能耗高居宁波市的前列，地方政府迫切要求节能降耗。宁波热电厂拆除后北仑区的供热网将作调整，今后该片区的供热需求将由北仑发电厂承担。

1 对用户参数要求的响应

由于热用户处在不同的2个方向，其中东线方向有2个不同蒸汽参数需求，西线只有1个且需求量相对较少。东线高压供汽压力1.5～2.0 MPa，温度270～320℃，最大流量300 t/h；东线低压供汽压力0.7～1.2 MPa，温度250～300℃，最大流量300 t/h；西线供汽压力2.0 MPa，温度200～250℃，最大流量200 t/h（其中预留100 t/h）。根据用户用汽压力、温度、流量的要求设置东线阀门控制站和西线阀门控制站，其中东线阀门站还设有总控制室。设计全厂的最大总供热量为800 t/h，出厂界的最大供热量为700 t/h。

为了确认机组对外供热最佳抽汽点，分别对主蒸汽、再热器热段、再热器冷段（以下简称主汽、热再、冷再）3处抽汽进行了详细的比较论证研究。最终得出了一、二期机组（1—5号600 MW机组）从冷再处抽取100 t/h蒸汽的方案最合理和经济，也不影响机组的安全运行；三期机组（6—7号1 000 MW机组）因其辅汽参数与东线低压供热参数基本接近，由辅汽系统进行供汽的方案最为经济合理，且从辅汽母管上抽汽对系统和设备几无影响。

2 抽汽点的比较

2.1 主汽、冷再、热再抽汽供热的比较分析

以3号机组为例进行抽汽点分析，当机组负荷在300～600 MW范围内变动时，汽轮机通流部分的压力也会相应地改变。为了满足对外抽汽供热的参数要求，汽轮机实际可能的抽汽点主要有主汽、冷再、热再等高压蒸汽管道。

从这些抽汽点的蒸汽压力随机组负荷变化情况来看，当机组运行负荷较高时，这3处抽汽供热的压力都明显高于厂界蒸汽压力要求，可以在供热管道上设置减压装置，通过节流来降低蒸汽压力；而在机组低负荷阶段，尤其是降低至300 MW时，主汽压力仍可保持在9 MPa左右，但冷再、热再蒸汽的压力却已降低至1.9 MPa左右，若再考虑从机组抽汽口至厂界的蒸汽流动压力损失，则实际供汽蒸汽压力要略微低于最高为2.0 MPa的西线厂界供汽压力要求，但能满足东线高、低压供汽压力要求。由此可知，汽轮机对外抽汽供热的可行性主要受制于热用户的压力需求和供热管路的压损状况。

由于冷再蒸汽的焓值较低，与供热需求较为接近，所以在100 t/h的厂界供热蒸汽中，需从冷再管道中平均抽出95.8 t/h蒸汽流量，喷入的减温水流量为4.2 t/h；若是从热再管道抽汽，由于热再蒸汽的焓值最高，所以仅需从热再管道中平均抽出83.2 t/h蒸汽流量，喷入的减温水流量为16.8 t/h；主汽的焓值比热再蒸汽略微低一些，从主汽管道中抽出的平均蒸汽流量为85.8 t/h，需喷入的减温水流量为14.2 t/h。

从冷再蒸汽、主汽、热再这3处抽汽供热方案进行综合比较的结果来看，采用冷再抽汽对外供热方式在机组经济性改善方面的获益最大，且在管路、阀门投资方面最为节省。

2.2 汽轮机最大通流能力试验结果分析

采用3号机组性能考核试验期间的汽轮机高压调门全开（VWO）、665 MW负荷工况的试验数据，作为汽轮发电机组在最大通流能力状态下的实际运行参数，比较了该机组夏季工况的一次热力试验记录数据，反映了机组在夏季高背压情况下带600 MW额定负荷运行时的运行参数。从这些数据中得出：VWO工况的机组负荷比夏季工况偏高约11%，主汽流量偏高约7.94%，调节级偏高约9.73%，其他各处抽汽压力平均提高幅度约为8%。由此表明，二期机组汽轮机具有约10%富裕通流能力，可以满足夏季高背压工况运行时，既能接带额定负荷，同时又满足机组对外抽汽供热100 t/h的需求。

2.3 供热对锅炉的影响

根据3号机组循环效率试验时，现场测取机组负荷为600 MW，540 MW，420 MW，300 MW时锅炉的主要参数，包括主汽流量，各级过热器、再热器、省煤器进/出口工质温度和压力，空气预热器进/出口一、二次风温，各级过热器、再热器减温水量，锅炉氧量，排烟温度等，然后调整炉膛污染系数及各级过热器、再热器、省煤器、空气预热器的有效热系数，使计算出的各级受热面进/出口工质温度、减温水量、排烟温度等主要参数与上述负荷现场测取的锅炉主要运行参数相符。保持炉膛污染系数及各受热面的有效热系数不变，再进行冷再抽汽100 t/h供热的各工况计算。

为计算简便，采取主汽流量增加100 t/h，冷再蒸汽流量保持不变的方法，进行锅炉热力计算。冷再抽汽100 t/h对外供热后，机组负荷将会降低。为了保证机组的负荷，需要增加锅炉主汽流量，这样将增加锅炉的给煤量。随着煤量的增加，炉膛出口烟温将升高，过热器壁温上升，而且使过热器减温水流量也会增加。同样，再热蒸汽流量保持不变，但由于炉膛出口烟温的上升，使再热器喷水流量需要增加，而且再热器壁温也会升高，但仍在控制范围内。

若要得到优质高产的小麦，则应采取高效、科学的灌溉技术。若是降雨少，则可以进行人工降雨，保证满足小麦可以得到灌溉。灌溉技术主要有喷灌、沟灌等情况，其中喷灌技术有着均匀、省水的优势，可以为保护土壤，同时防止水土出现流失，同时使用此技术能够提升土地使用率。

由于冷再抽汽100 t/h使锅炉给煤量增加，从而使锅炉排烟温度上升3℃左右，由此引起的锅炉热效率下降约0.15%。

2.4 1000 MW机组辅汽供汽

一、二期机组只需减压后就能满足东线高压和西线这2路供热，且供汽的距离较三期机组近了很多，经济又安全。

三期1 000 MW超超临界6号、7号机组为纯凝式，在设计时没有考虑对外供热，汽轮机的通流和各加热器的抽汽管道全部按照常规设计。机组正常运行时的辅汽由冷再经减温、减压获得，压力1.0 MPa、温度330℃。为满足对外供热东线低压300 t/h蒸汽流量的需要，从机组运行安全性、经济性和厂房内管路布置的可行性上衡量，在2台机组的辅汽联络母管和本机母管上抽汽是最合适的。

经核算，2台机组的辅汽系统在满足机组正常运行需要外，联络母管上尚有200 t/h的供汽能力，7号机组本机辅汽母管上有100 t/h的供汽能力。另外，在东线阀门站设置了高压向低压供汽的联通管，具备100 t/h的供汽能力，使低压汽源有更加可靠的保证。

3 机组供热的经济性和安全性试验

在5号机组上分别进行供热和不供热经济性比较，4号机组上进行供热最低负荷值的测试。

3.1 机组纯凝/供热经济性对比试验

600 MW机组纯凝与供热运行方式下的经济对比试验结果如表1所示。由表1可知：与纯凝工况相比，供热后汽轮机热耗率有大幅度的下降，600 MW工况下降1.97%，450 MW工况下降2.54%，而300 MW工况供热流量为61 t/h时，热耗率下降了2.3%，由此说明机组供热能更好地实现节能降耗。

3.2 纯凝/供热工况安全性比对

在300～600 MW试验负荷区间内纯凝/供热工况下机组差胀、轴承温度、轴向位移等参数基本没有变化。

机组冷再抽汽供热后，进入再热器的蒸汽量减少，使再热器壁温有所上升，但上升幅度不大，对锅炉热效率无影响。

3.3 机组供热的最低负荷

低负荷时通过数字电液控制系统（DEH）强制关小中压调门开度，提高冷再压力以满足热用户对机组供热参数的需求。在230 MW负荷下，当中压调门指令从100%下降到30%时，冷再压力从1.7 MPa上升至1.81 MPa，此时冷再供热流量CRT显示值为50 t/h左右。在试验过程中机组差胀、轴向位移、推力轴承温度等参数基本没有变化。

由此得出：600 MW亚临界机组在230 MW时就具有了对外供热能力。当然，这只是一种能力，长期运行将对机组产生不利影响，因此一般不会采取这种方式。

4 供热后取得的经济效益和社会效益

4.1 经济效益

在2号机组上同样测试了负荷为458.5 MW和600 MW时对外供热对煤耗的影响，以进一步验证对外供热的节能收益。测试结果表明：机组负荷458.5 MW，对外供热流量为50 t/h时，煤耗可下降5.19 g/kWh；机组负荷600 MW，对外供热流量为60.8 t/h时，煤耗可下降2.83 g/kWh。

根据供热后机组煤耗影响试验结果，以及对北仑发电厂各机组的供热量、负荷率情况统计数据，应用插值法初步计算，供热后各机组2009年煤耗下降测算结果如表2所示。

表1 300，450，600 MW纯凝和供热工况经济性比较

4.2 社会效益

表2 机组供热对全年供电煤耗的影响

经测算，北仑发电厂对外供热消耗标煤约37 kg/GJ，地方供热机组供热消耗标煤39 kg/GJ，少消耗标煤约2 kg/GJ，按2008年原供热单位宁波热电厂全年供热量441万GJ测算，需消耗标煤为171 990 t，如全部采用北仑发电厂机组供热，则需消耗标煤约163 170 t，故全年能节约标煤消耗约8 820 t，减少二氧化碳排放约20 929 t，减少二氧化硫排放477 t，节能减排效果非常明显。

5 结语

北仑发电厂积极为节能减排承担义务，同时也为企业的后续发展打下良好的基础。整个供热项目在设计时就对机组运行安全进行了充分的分析，试运行阶段又严格按照各种恶劣工况进行了试验，验证了对外供热机组在极限工况下的安全性。项目的另一特点是采用多种抽汽方式实现对外供热，并从近期和远期发展考虑，合理地设计和布局供热工程，在当年就产生了非常好的经济效益和社会效益。随着今后外界工业用户供热需求量的增大及上网供电负荷的限制，北仑发电厂对外供热的效益将会更加显著。

[1]陈小庆，孙永平.600 MW机组抽汽供热的影响评估与方案选取[J].浙江电力，2009，27（4）：3-5.

（本文编辑：陆莹）

Implementation of External Heating in Beilun Power Plant

XIE Cheng
（Guodian Zhejiang Beilun No.1 Power Generation Co.，Ltd，Ningbo Zhejiang 315800，China）

According to the needs of the external users and its own development，Beilun Power Plant compares the extraction heating schemes for the main steam，cold reheater and hot rehear of 600 MW unit through the analysis on the steam demands of the external users.It confirms the best scheme in which unit cold reheat steam is used for heating and the feasibility of using the auxiliary steam in 1 000 MW units is analyzed.Meanwhile,the safety of extraction steam heating scheme is verified in the test.Finally，it enables Beilun Power Plant to achieve the maximum external heating capability of 700 t/h and good economic and social benefits are achieved.

external heating；energy saving and emission reduction；cold reheat extraction steam；aux steam；the power supply coal consumption；benefit

TK219

：B

：1007-1881（2012）09-0039-04

2012-01-09

谢澄（1968-），男，浙江宁波人，工程师，从事发电厂检修技术管理工作。