宋云华 赵明

摘 要：该文以某电厂600MW超临界凝汽式机组为分析对象，根据600MW机组结构及电厂供热现状，就两种不同供热改造方案进行了技术术经济比较分析，从节能的角度就供热方案的选择给出了参考意见，推荐利用压力匹配器混合高排蒸汽+三段抽汽技术方案来实现对热用户供汽，按单台机供热流量100t/h，年平均工况对比分析表明，发电标煤耗较改造前降低9.98g/kW.h，发电设备利用小时按5500小时计算，较热电分产机组可年节约标煤8.4万吨，具有良好的经济效益和社会效益。

关键词：超临界机组 供热改造 技术经济 发电标煤耗 蒸汽参数

中图分类号：TM62 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）07（a）-0096-02

近年来，随着节能减排政策的逐步深入，环保要求逐渐严格，传统凝汽式电厂正在面临挑战，亟需改变思路，调整运行方式，提高机组经济性。该文对某电厂600MW超临界凝汽式机组供热改造进行了分析，与新建供热机组相比，对现有纯凝机组进行供热改造具有投资少、工期短、设备利用率高等优点。热电联产在提高能源利用率，减少冷凝损失，降低机组煤耗的同时，还可向用户提供高品质热源。这对节约能源、改善环境和社会经济发展具有重要意义。

1 某电厂供热改造方案研究

1.1 600MW机组供热改造抽汽原则

目前常规供热参数大致分为以下几档：（1）4.0 MPa等级，400℃以上；（2）1.5～2.5 MPa，300～400℃；（3）1.0 MPa，350℃以下；（4）0.3～0.6 MPa，350℃以下。从上述数据可以看出，热用户要求的抽汽参数较为分散，相应的抽汽口选择位置也较分散。对于600MW机组供热改造应遵循以下基本原则：（1）抽取蒸汽不影响机组正常的发电，即利用锅炉设计裕量产生蒸汽来外供；（2）可抽出的蒸汽量及参数应能满足用户要求；（3）抽出口方便接出，尽量避免主机的改造；（4）供汽参数在汽轮机50%负荷或以上时应能达到接口处要求的蒸汽参数要求；（5）抽汽参数尽可能接近用汽参数，避免高能低用。

1.2 周边供热负荷现状分析

电厂位于佛山市三水区白坭镇，距离中国（三水）国际水都饮料食品基地8km，该基地现有6家工业用汽企业。据该片区供热负荷前期调查，目前片区内统计在案的可以替代的自备小锅炉最大蒸发量100t/h，考虑基地能源规划需求，近期热负荷及远期热负荷增长情况，近现期（2014—2016年）最大热负荷可达163.2 t/h，平均热负荷为138.1t/h，用汽性质为中压，预计远期（2017—2020年）还可增加热负荷约40t/h。

1.3 供热方案分析

电厂现有上海汽轮机厂生产的2×600MW超临界燃煤纯凝机组，型号：N600-24.2/566/566，型式：超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。查机组THA工况热平衡图，汽轮机低温再热蒸汽、高温再热蒸汽、回热抽汽的压力、温度、流量如表1所示。

结合热负荷情况及热用户用热参数要求，确定电厂改造后每台机组的供热能力要求（电厂侧）100 t/h，最高蒸汽压力1.8 MPa，温度300℃。根据机组特点及区域供热参数要求，供热方案可选如下：方案（一）再热热段管道开孔抽汽；方案（二）利用压力匹配器混合高排蒸汽+三段抽汽。

为满足机组对外供热参数要求，忽略供热抽汽接口至供热联箱间的散热损失，根据质量和能量守恒计算可选方案的抽汽参数如表2、表3所示。

根据《热电联产项目可行性研究技术规定》、机组THA工况下热平衡图，以及区域远期供热参数计算出可选方案的热经济指标见表4。

供热方案（一）再热热段管道开孔抽汽优点是系统简单，控制、调节及布置方便，对锅炉本体及汽轮机本体的影响较小，供热抽汽不会引起再热器的超温；缺点是由于采用高品质的热源直接减温减压，因此热经济性较差。此外，因蒸汽减温器前管道温度太高，减温器前管道及减温器材质需采用进口的A335P91材质，减温器前的阀门需采用进口合金钢阀门，价格昂贵，初投资较高。

供热方案（二）利用压力匹配器混合高排蒸汽+三段抽汽优点：（1）由于采用低品位的热源供热，热经济性优于方案（一）；（2）蒸汽参数较低，管道材料采用国产材料即可，初投资相对较低，且工期可保证；（3）系统配置比较灵活，可根据不同的热负荷参数自由调节。缺点是从高排抽汽有可能引起再热器的超温，导致再热器喷水，对锅炉本体安全性可能造成影响，控制系统接口较方案（一）复杂且调节性能不如方案（一）精确。

2 供热改造后节能效益分析

2.1 节能比分析

电厂供热改造项目年供热量444.95×104GJ，折算到压力1.8 MPa，温度256℃时年供热量约152.25万吨，年供电量为620000万kWh，改造前机组年供电煤耗统计值为311.91 g/kWh，故年耗标煤量为1936100万吨。

2.2 热电分产与热电联产能源利用效率分析对比

按年供热量444.95×104GJ，压力1.8 MPa，温度256℃测算，年供热量约152.25万吨，对热电分产及热电联产能源利用效率计算如下（热电分产以建设相同供热规模的分散供热锅炉和相同供电规模的凝汽机组为对象。供热改造后机组的节约标煤量是指与改造前热电分产耗煤量对比见表5。

热电分产能源利用效率=[年供热量+年供电量×3600kJ/kWh]/[（分散供热锅炉年标煤消耗量+凝汽机组年标煤消耗量）×标煤低位热值]

集中供热锅炉年标煤消耗量=年供热量/（锅炉总效率×标煤的低位热值）

锅炉总效率包括锅炉热效率和自用电量、汽量的影响，按《工业园区热电联产规划范本》的推荐值取为0.75，电厂热电联产与热电分产的能源利用效率评价详见表6。

从上表分析，热电联产的能源利用效率较热电分产提高约4%。实施供热改造项目方案（一）年节约标煤约8.24万吨，方案（二）年节约标煤约8.4万吨，其中方案（一）能源利用效率比热电分产提高1.71个百分点，方案（二）能源利用效率比热电分产高1.76%，两个方案均有良好的经济效益和社会效益。

3 结论及建议

通过对电厂机组供热改造方案分析，推荐采用高压缸排汽+三段抽汽进行配汽的方式为区域提供热源，可在不影响机组正常发电的条件下实现对外供汽，具有较好的经济效益与良好的社会效益。

机组供热改造后，由于供热量的增加，高排抽汽后将会引起再热器超温，根据厂家意见，可通过锅炉自身的汽温调节方式和利用再热系统的事故喷水能实现再热器运行正常，锅炉可不作改造能满足抽汽要求。其中，需要注意机组随负荷降低，再热器喷水减温水量将增大的问题，建议机组低负荷运行时尽可能采用中下磨的运行方式。

参考文献

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