高背压供热改造材料.doc

国电榆次热电有限公司
#1机高背压供热改造交流材料
尊敬的各位领导、专家：
我公司#1机组高背压供热改造于2012年12月12日进入调试阶段，12月14日，逐步将运行背压升高至34kPa，现已进入正常运行方式，并运行稳定，就此系统改造后的经济性做如下汇报：
一、项目背景及工艺流程
1、建设背景
国电榆次热电有限公司工程属城市规划的大型热电联产项目，现安装有两台300MW级抽凝式空冷供热机组，用于提供晋中市现有和发展集中供热所需的热源，改善晋中市的城市环境，并相应为晋中市的经济发展提供电力。两台机组分别于2009年12月、2010年1月投入商业运行。设计总供热面积约1023×104 m2，热负荷约665MW。
我公司2011年的供热面积为820万平方米，2012年将增加到920-970万平方米。通过走访调研，由晋中市当地热力公司了解到，晋中市现有集中采暖供热面积为2000万平方米，目前还有约1000万平方米面积采暖仍采用的是分散自取暖方式，急待解决，并且城市规划到2015年全市集中采暖供热面积将达4000万平方米，当地采暖供热量需求潜力很大。
本项目针对厂内热网站部分进行综合改造，在供热期利用空冷机组可以高背压运行的技术特点、实现直接供热，排汽直接加热热网循环水，实现了蒸汽热量的大部和全部利用，变蒸汽废热为供热热量，汽轮机的冷源损失大幅减少。供热改造后单台机组最大年供热能力可达511万GJ，一方面可大幅降低供热期的发电煤耗，另一方面可增加机组供热能力约44.5%。
2、工艺流程
项目改造方案示意图：

从1号机空冷汽轮机主排汽管上增设一旁路排汽至热网凝汽器，通过凝汽器表面换热来加热热网循环水回水，在凝汽器入口蒸汽管道上装有大口径真空电动蝶阀，在空冷岛上方原6列排汽支管中，原已有4列设有大口径真空电动蝶阀，布置于中部的2列原未装设阀门，本次改造在此2列处增设大口径真空电动蝶阀，这样，1号机组的全部6列排汽支管上均装有了隔离阀，便于机组在供热期运行时利用这些阀门，实现对空冷凝汽器的方便调整和切除；热网凝汽器的排汽凝结水接至原空冷凝结水回水母管至机组回热系统；热网凝汽器循环水进出水管道系统与原热网一次换热站循环水系统连接，在循环水系统增设一台循环水泵与原系统已有的5台并列运行，实现供热需求。原机组具有的五段抽汽供热系统保留，作为尖峰热负荷时调整采用。
在供热期间，当热网循环水供水温度要求低于69℃时，仅利用汽轮机排汽通过热网凝汽器加热循环水即可满足供热要求；在供热高峰期，当供水温度要求高于69℃时，除利用汽轮机排汽通过热网凝汽器加热循环水作为基本加热手段外，还需利用原五段抽汽供热系统，提供部分五段抽汽作为尖峰加热手段，继续加热循环水，从而达到外网要求的供水温度。
二、改造前后经济性对比
1、反平衡发电煤耗变化
改
造
时间
1号机
2号机
全厂
机效
炉效
发电
煤耗
机效
炉效
发电
煤耗
热电比
发电
煤耗
发电煤耗
（剔除热电
比影响）
%
%
g/kWh
%
%
g/kWh
GJ/万kWh
g/kWh
g/kWh
前
2012.12.01-
2012.12.12
49.53
92.59
270.88
50.79
91.76
266.59
19.22
268.7
-15.29
后
2012.12.15
-2012.12.30
68.51
92.59
195.86
44.58
91.76
303.75
21.74
250.9
煤耗差值
-75.02
37.16
2.52
-17.8
2、反平衡供电煤耗变化
改
造
时间
1号机
2号机
全厂
发电厂
用电率
供电
煤耗
发电厂
用电率
供电
煤耗
发电厂
用电率
供电
煤耗
供电煤耗
剔除热电比影响
%
g/kWh
%
g/kWh
%
g/kWh
g/kWh
前
2012.12.01-
2012.12.12
5.84
287.68
5.57
282.31
5.70
285.01
-13.01
后
2012.12.15
-2012.12.30
4.77
205.67
6.36
324.38
5.56
266.46
煤耗差值
-82.01
42.07
-0.14
-18.55
备注：
（1）计算数据来源：机效计算所取值均为DCS显示值，（主蒸汽流量经过修正），锅炉效率暂认为改造前后无变化，管道效率取99%。
（2）由于系统改造前后机组供热量与发电量发生变化，在对比改造前后煤耗变化时，剔除热电比的影响。
上述表中可知：系统改造后影响全厂供电煤耗降低约为13g/kWh，按照全年发电量为35亿千瓦时计算，根据2012年数据显示供热期发电量占全年发电量约为48%。供热期发电煤耗下降影响全年发电煤耗约为4.66g/kWh。预计全年标煤节约量为1.63万吨标准煤。由于计算煤耗数据取值时间正值供热严寒期，其经济效益体现并不明显，当供热初期、末期时，供热量较小情况下，高背压系统利用率会有所提高，其经济效益有更为明显变化。
2、正平衡发电煤耗变化
改
造
时间
1号机
2号机
全厂
发电厂
用电率
发电
煤耗
供电
煤耗
发电厂
用电率
发电
煤耗
供电
煤耗
剔除热电比影响
发电
煤耗
供电
煤耗
%
g/kWh
g/kWh
%
g/kWh
g/kWh
g/kWh
g/kWh
前
2012.12.01-
2012.12.12
5.84
279.17
296.48
5.57
274.08
290.25
276.64
293.34
后
2012.12.15-
2012.12.30
4.77
203.22
213.40
6.36
313.00
334.26
258.13
273.84
煤耗差值

-75.95
-83.09

38.92
44.01
-12.99
-13.98

在正平衡发电煤耗计算结果中，系统改造后影响全厂煤耗下降13.98 g/kWh，与反平衡计算结果相差1.9 g/kWh。
三、 低压缸排汽量与空冷岛进汽量推算
（1）低压缸排汽流量推算

图 各个工况下排汽压力同六抽压力的关系
低压缸的排汽量同六段抽汽压力成正比，R2=0.9994。
由于现场的测点要有大气压力和高差修正，通过试验测试结果，六抽的压力修正为
Pjs=Pdcs+93 kPa
Gb=2.4469 Pjs+13.5
根据上述公式，由DCS显示的六段抽汽压力可以计算得到低压缸的排汽流量。
（2）凝汽器进汽流量推算
凝汽器循环水的进水流量10000t/h，且空冷岛压力为25—34kPa，排汽焓在2550kJ/kg—2610kJ/kg变化，则循环水进水温度每升高1℃，对应的排汽量为18t/h左右，所以可以认为循环水流量为10000t/h时，循环水温度每升高1℃，需要的排汽量为18t/h。
则凝汽器进汽量的计算式为：

Tout,凝汽器循环水出水温度；
Tin,凝汽器循环水入水温度；
Gh, 热网循环水流量；
根据凝汽器进汽量及低压缸排汽量得出空冷岛进汽量，同时也作为判断空冷岛运行中防冻的监视手段之一。
四、典型负荷点（国电电科院现场试验数据）
项目
单位
300MW
280MW
250MW
250MW
230MW
负荷
MW
294.86
280.82
253.5
257.5
223.7
主汽流量
t/h
1009.47
979.49
900.61
912.33
823.24
背压
kPa
34.23
34.05
33.26
25.48
34.15
循环水流量
t/h
9208.3
9173.82
9265.65
9269.95
9553.87
凝汽器进水温度
℃
49.27
50.04
51.17
51.2
51.83
凝汽器出水温度
℃
71.99
71.74
71.35
65.72
71.99
供水温度
℃
76.25
79.21
81.13
79.66
81.86
全厂供热量
GJ/h
1043.44
1123.92
1165.91
1108.05
1204.99
高背压供热量
GJ/h
878.69
836.10
785.31
565.31
808.94
空冷岛进汽量
t/h
263.45
231.21
176.78
206.31
97.3
三列风机转速
%
39/65
93/94
30/54
51/45
26/51
四列风机转速
%
38/66
0
30/55
0
0

280MW工况（单列风机运行临界点）：在280MW工况下，空冷岛的排汽量为230t/h，这时风机的转速达到93%，冬季运行时（不考虑环境温度大的变化），在空冷岛进汽量不大于230t/h时，只需单列风机投入运行即可满足。
230MW工况 (最小负荷点)：空冷岛的进汽量为97.3t/h，循环水流量为9554t/h。为保证空冷岛的安全运行，同时满足单机满足日均供热量2.88万GJ前提下，最小负荷不低于230MW为宜。
在当前的循环水流量下（9500 t/h左右），不能实现空冷岛全切。要实现单机供热，机组的负荷不能小于230MW。若循环水流量增加到11000t/h，在当前的基础上增加15%， 同时中排用汽量增加，方可实现空冷岛全切。