北侖發(fā)電廠對外供熱的實現(xiàn)

（國電浙江北侖第一發(fā)電有限公司，浙江寧波315800）

北侖發(fā)電廠對外供熱的實現(xiàn)

謝 澄

（國電浙江北侖第一發(fā)電有限公司，浙江寧波315800）

北侖發(fā)電廠根據(jù)外界用戶和自身發(fā)展的需要，在分析外界用戶用汽需求的基礎(chǔ)上，對600 MW機組主汽、冷再、熱再抽汽供熱方案進行了比較，確定了最優(yōu)方案為利用機組冷段蒸汽供熱，并分析了1 000 MW機組輔汽供熱的可行性，同時在試驗中驗證了抽汽供熱方案的安全性。最終使北侖發(fā)電廠具備了700 t/h的最大對外供熱能力，取得了良好的經(jīng)濟效益和社會效益。

對外供熱；節(jié)能減排；冷段抽汽；輔汽；供電煤耗；效益

節(jié)能減排是我國的一項基本國策，“十一五”規(guī)劃提出了5年降低單位國內(nèi)生產(chǎn)總值（GDP）能耗20%的目標(biāo)，提倡建設(shè)資源節(jié)約型社會。采用高效率、低排放的大容量機組來替換小容量機組來發(fā)電、供熱，已成為一項重要的節(jié)能減排措施。

北侖發(fā)電廠所在的寧波市北侖區(qū)每百萬元GDP能耗高居寧波市的前列，地方政府迫切要求節(jié)能降耗。寧波熱電廠拆除后北侖區(qū)的供熱網(wǎng)將作調(diào)整，今后該片區(qū)的供熱需求將由北侖發(fā)電廠承擔(dān)。

1 對用戶參數(shù)要求的響應(yīng)

由于熱用戶處在不同的2個方向，其中東線方向有2個不同蒸汽參數(shù)需求，西線只有1個且需求量相對較少。東線高壓供汽壓力1.5～2.0 MPa，溫度270～320℃，最大流量300 t/h；東線低壓供汽壓力0.7～1.2 MPa，溫度250～300℃，最大流量300 t/h；西線供汽壓力2.0 MPa，溫度200～250℃，最大流量200 t/h（其中預(yù)留100 t/h）。根據(jù)用戶用汽壓力、溫度、流量的要求設(shè)置東線閥門控制站和西線閥門控制站，其中東線閥門站還設(shè)有總控制室。設(shè)計全廠的最大總供熱量為800 t/h，出廠界的最大供熱量為700 t/h。

為了確認(rèn)機組對外供熱最佳抽汽點，分別對主蒸汽、再熱器熱段、再熱器冷段（以下簡稱主汽、熱再、冷再）3處抽汽進行了詳細(xì)的比較論證研究。最終得出了一、二期機組（1—5號600 MW機組）從冷再處抽取100 t/h蒸汽的方案最合理和經(jīng)濟，也不影響機組的安全運行；三期機組（6—7號1 000 MW機組）因其輔汽參數(shù)與東線低壓供熱參數(shù)基本接近，由輔汽系統(tǒng)進行供汽的方案最為經(jīng)濟合理，且從輔汽母管上抽汽對系統(tǒng)和設(shè)備幾無影響。

2 抽汽點的比較

2.1 主汽、冷再、熱再抽汽供熱的比較分析

以3號機組為例進行抽汽點分析，當(dāng)機組負(fù)荷在300～600 MW范圍內(nèi)變動時，汽輪機通流部分的壓力也會相應(yīng)地改變。為了滿足對外抽汽供熱的參數(shù)要求，汽輪機實際可能的抽汽點主要有主汽、冷再、熱再等高壓蒸汽管道。

從這些抽汽點的蒸汽壓力隨機組負(fù)荷變化情況來看，當(dāng)機組運行負(fù)荷較高時，這3處抽汽供熱的壓力都明顯高于廠界蒸汽壓力要求，可以在供熱管道上設(shè)置減壓裝置，通過節(jié)流來降低蒸汽壓力；而在機組低負(fù)荷階段，尤其是降低至300 MW時，主汽壓力仍可保持在9 MPa左右，但冷再、熱再蒸汽的壓力卻已降低至1.9 MPa左右，若再考慮從機組抽汽口至廠界的蒸汽流動壓力損失，則實際供汽蒸汽壓力要略微低于最高為2.0 MPa的西線廠界供汽壓力要求，但能滿足東線高、低壓供汽壓力要求。由此可知，汽輪機對外抽汽供熱的可行性主要受制于熱用戶的壓力需求和供熱管路的壓損狀況。

由于冷再蒸汽的焓值較低，與供熱需求較為接近，所以在100 t/h的廠界供熱蒸汽中，需從冷再管道中平均抽出95.8 t/h蒸汽流量，噴入的減溫水流量為4.2 t/h；若是從熱再管道抽汽，由于熱再蒸汽的焓值最高，所以僅需從熱再管道中平均抽出83.2 t/h蒸汽流量，噴入的減溫水流量為16.8 t/h；主汽的焓值比熱再蒸汽略微低一些，從主汽管道中抽出的平均蒸汽流量為85.8 t/h，需噴入的減溫水流量為14.2 t/h。

從冷再蒸汽、主汽、熱再這3處抽汽供熱方案進行綜合比較的結(jié)果來看，采用冷再抽汽對外供熱方式在機組經(jīng)濟性改善方面的獲益最大，且在管路、閥門投資方面最為節(jié)省。

2.2 汽輪機最大通流能力試驗結(jié)果分析

采用3號機組性能考核試驗期間的汽輪機高壓調(diào)門全開（VWO）、665 MW負(fù)荷工況的試驗數(shù)據(jù)，作為汽輪發(fā)電機組在最大通流能力狀態(tài)下的實際運行參數(shù)，比較了該機組夏季工況的一次熱力試驗記錄數(shù)據(jù)，反映了機組在夏季高背壓情況下帶600 MW額定負(fù)荷運行時的運行參數(shù)。從這些數(shù)據(jù)中得出：VWO工況的機組負(fù)荷比夏季工況偏高約11%，主汽流量偏高約7.94%，調(diào)節(jié)級偏高約9.73%，其他各處抽汽壓力平均提高幅度約為8%。由此表明，二期機組汽輪機具有約10%富裕通流能力，可以滿足夏季高背壓工況運行時，既能接帶額定負(fù)荷，同時又滿足機組對外抽汽供熱100 t/h的需求。

2.3 供熱對鍋爐的影響

根據(jù)3號機組循環(huán)效率試驗時，現(xiàn)場測取機組負(fù)荷為600 MW，540 MW，420 MW，300 MW時鍋爐的主要參數(shù)，包括主汽流量，各級過熱器、再熱器、省煤器進/出口工質(zhì)溫度和壓力，空氣預(yù)熱器進/出口一、二次風(fēng)溫，各級過熱器、再熱器減溫水量，鍋爐氧量，排煙溫度等，然后調(diào)整爐膛污染系數(shù)及各級過熱器、再熱器、省煤器、空氣預(yù)熱器的有效熱系數(shù)，使計算出的各級受熱面進/出口工質(zhì)溫度、減溫水量、排煙溫度等主要參數(shù)與上述負(fù)荷現(xiàn)場測取的鍋爐主要運行參數(shù)相符。保持爐膛污染系數(shù)及各受熱面的有效熱系數(shù)不變，再進行冷再抽汽100 t/h供熱的各工況計算。

為計算簡便，采取主汽流量增加100 t/h，冷再蒸汽流量保持不變的方法，進行鍋爐熱力計算。冷再抽汽100 t/h對外供熱后，機組負(fù)荷將會降低。為了保證機組的負(fù)荷，需要增加鍋爐主汽流量，這樣將增加鍋爐的給煤量。隨著煤量的增加，爐膛出口煙溫將升高，過熱器壁溫上升，而且使過熱器減溫水流量也會增加。同樣，再熱蒸汽流量保持不變，但由于爐膛出口煙溫的上升，使再熱器噴水流量需要增加，而且再熱器壁溫也會升高，但仍在控制范圍內(nèi)。

若要得到優(yōu)質(zhì)高產(chǎn)的小麥，則應(yīng)采取高效、科學(xué)的灌溉技術(shù)。若是降雨少，則可以進行人工降雨，保證滿足小麥可以得到灌溉。灌溉技術(shù)主要有噴灌、溝灌等情況，其中噴灌技術(shù)有著均勻、省水的優(yōu)勢，可以為保護土壤，同時防止水土出現(xiàn)流失，同時使用此技術(shù)能夠提升土地使用率。

由于冷再抽汽100 t/h使鍋爐給煤量增加，從而使鍋爐排煙溫度上升3℃左右，由此引起的鍋爐熱效率下降約0.15%。

2.4 1000 MW機組輔汽供汽

一、二期機組只需減壓后就能滿足東線高壓和西線這2路供熱，且供汽的距離較三期機組近了很多，經(jīng)濟又安全。

三期1 000 MW超超臨界6號、7號機組為純凝式，在設(shè)計時沒有考慮對外供熱，汽輪機的通流和各加熱器的抽汽管道全部按照常規(guī)設(shè)計。機組正常運行時的輔汽由冷再經(jīng)減溫、減壓獲得，壓力1.0 MPa、溫度330℃。為滿足對外供熱東線低壓300 t/h蒸汽流量的需要，從機組運行安全性、經(jīng)濟性和廠房內(nèi)管路布置的可行性上衡量，在2臺機組的輔汽聯(lián)絡(luò)母管和本機母管上抽汽是最合適的。

經(jīng)核算，2臺機組的輔汽系統(tǒng)在滿足機組正常運行需要外，聯(lián)絡(luò)母管上尚有200 t/h的供汽能力，7號機組本機輔汽母管上有100 t/h的供汽能力。另外，在東線閥門站設(shè)置了高壓向低壓供汽的聯(lián)通管，具備100 t/h的供汽能力，使低壓汽源有更加可靠的保證。

3 機組供熱的經(jīng)濟性和安全性試驗

在5號機組上分別進行供熱和不供熱經(jīng)濟性比較，4號機組上進行供熱最低負(fù)荷值的測試。

3.1 機組純凝/供熱經(jīng)濟性對比試驗

600 MW機組純凝與供熱運行方式下的經(jīng)濟對比試驗結(jié)果如表1所示。由表1可知：與純凝工況相比，供熱后汽輪機熱耗率有大幅度的下降，600 MW工況下降1.97%，450 MW工況下降2.54%，而300 MW工況供熱流量為61 t/h時，熱耗率下降了2.3%，由此說明機組供熱能更好地實現(xiàn)節(jié)能降耗。

3.2 純凝/供熱工況安全性比對

在300～600 MW試驗負(fù)荷區(qū)間內(nèi)純凝/供熱工況下機組差脹、軸承溫度、軸向位移等參數(shù)基本沒有變化。

機組冷再抽汽供熱后，進入再熱器的蒸汽量減少，使再熱器壁溫有所上升，但上升幅度不大，對鍋爐熱效率無影響。

3.3 機組供熱的最低負(fù)荷

低負(fù)荷時通過數(shù)字電液控制系統(tǒng)（DEH）強制關(guān)小中壓調(diào)門開度，提高冷再壓力以滿足熱用戶對機組供熱參數(shù)的需求。在230 MW負(fù)荷下，當(dāng)中壓調(diào)門指令從100%下降到30%時，冷再壓力從1.7 MPa上升至1.81 MPa，此時冷再供熱流量CRT顯示值為50 t/h左右。在試驗過程中機組差脹、軸向位移、推力軸承溫度等參數(shù)基本沒有變化。

由此得出：600 MW亞臨界機組在230 MW時就具有了對外供熱能力。當(dāng)然，這只是一種能力，長期運行將對機組產(chǎn)生不利影響，因此一般不會采取這種方式。

4 供熱后取得的經(jīng)濟效益和社會效益

4.1 經(jīng)濟效益

在2號機組上同樣測試了負(fù)荷為458.5 MW和600 MW時對外供熱對煤耗的影響，以進一步驗證對外供熱的節(jié)能收益。測試結(jié)果表明：機組負(fù)荷458.5 MW，對外供熱流量為50 t/h時，煤耗可下降5.19 g/kWh；機組負(fù)荷600 MW，對外供熱流量為60.8 t/h時，煤耗可下降2.83 g/kWh。

根據(jù)供熱后機組煤耗影響試驗結(jié)果，以及對北侖發(fā)電廠各機組的供熱量、負(fù)荷率情況統(tǒng)計數(shù)據(jù)，應(yīng)用插值法初步計算，供熱后各機組2009年煤耗下降測算結(jié)果如表2所示。

表1 300，450，600 MW純凝和供熱工況經(jīng)濟性比較

4.2 社會效益

表2 機組供熱對全年供電煤耗的影響

經(jīng)測算，北侖發(fā)電廠對外供熱消耗標(biāo)煤約37 kg/GJ，地方供熱機組供熱消耗標(biāo)煤39 kg/GJ，少消耗標(biāo)煤約2 kg/GJ，按2008年原供熱單位寧波熱電廠全年供熱量441萬GJ測算，需消耗標(biāo)煤為171 990 t，如全部采用北侖發(fā)電廠機組供熱，則需消耗標(biāo)煤約163 170 t，故全年能節(jié)約標(biāo)煤消耗約8 820 t，減少二氧化碳排放約20 929 t，減少二氧化硫排放477 t，節(jié)能減排效果非常明顯。

5 結(jié)語

北侖發(fā)電廠積極為節(jié)能減排承擔(dān)義務(wù)，同時也為企業(yè)的后續(xù)發(fā)展打下良好的基礎(chǔ)。整個供熱項目在設(shè)計時就對機組運行安全進行了充分的分析，試運行階段又嚴(yán)格按照各種惡劣工況進行了試驗，驗證了對外供熱機組在極限工況下的安全性。項目的另一特點是采用多種抽汽方式實現(xiàn)對外供熱，并從近期和遠(yuǎn)期發(fā)展考慮，合理地設(shè)計和布局供熱工程，在當(dāng)年就產(chǎn)生了非常好的經(jīng)濟效益和社會效益。隨著今后外界工業(yè)用戶供熱需求量的增大及上網(wǎng)供電負(fù)荷的限制，北侖發(fā)電廠對外供熱的效益將會更加顯著。

[1]陳小慶，孫永平.600 MW機組抽汽供熱的影響評估與方案選取[J].浙江電力，2009，27（4）：3-5.

（本文編輯：陸瑩）

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

謝澄（1968-），男，浙江寧波人，工程師，從事發(fā)電廠檢修技術(shù)管理工作。