大型燃煤機組供熱改造技術(shù)的工程應(yīng)用

周健鏗 ，劉晶 ，呂錦鵬 ，鐘隆春 ,?

（1.中國聯(lián)合工程有限公司, 浙江 杭州 310052；2.北京工商大學(xué) 生態(tài)環(huán)境學(xué)院, 北京 100048）

0 引 言

為了切實推進大氣污染防治工作，響應(yīng)國家節(jié)能減排政策，助力雙碳目標(biāo)的達成，各地地方政府出臺了一系列政策，要求用熱企業(yè)逐步淘汰自備的高能耗高污染燃煤鍋爐，轉(zhuǎn)而采用集中供熱來保證企業(yè)的生產(chǎn)經(jīng)營。在此背景下，越來越多原先不承擔(dān)工業(yè)蒸汽熱負(fù)荷的大型燃煤電站開展了一系列適應(yīng)性的供熱改造工作，根據(jù)園區(qū)內(nèi)不同熱用戶的用汽需求，供應(yīng)各類高壓、中壓、低壓蒸汽。如何經(jīng)濟合理地選擇供熱改造技術(shù)成為行業(yè)和企業(yè)普遍關(guān)注和深入研究的重點[1-3]。

目前，國內(nèi)較為成熟的工業(yè)供熱改造技術(shù)主要有：1）根據(jù)供汽參數(shù)在汽輪機汽缸合適的位置進行打孔抽汽，該技術(shù)需要對汽缸以及汽輪機通流部分進行優(yōu)化改造，在實際工程中應(yīng)用較少；2）從原機組的主汽、再熱冷段、再熱熱段管道上抽汽，再通過減溫減壓器進行供汽[4-6]，該技術(shù)系統(tǒng)簡單、改造量小，是目前應(yīng)用最為廣泛的技術(shù)；3）采用壓力匹配器，利用高壓蒸汽引射低壓蒸汽混合后供汽。能夠節(jié)約一部分能量，目前應(yīng)用業(yè)績也很多，但是壓力匹配器的特性對汽源的選擇有很高的要求[7-9]；4）采用小汽輪機，利用小汽輪機排汽去供熱，實現(xiàn)了能量的梯級利用。小汽輪機可用于拖動鍋爐給水泵或風(fēng)機，也可直接發(fā)電上網(wǎng)或并入廠用電系統(tǒng)。但在實際應(yīng)用中限制條件較多，受到改造周期、布置空間、投資等多方面因素的影響[10-12]。以上各類供熱改造技術(shù)的應(yīng)用需要以電廠機組本身特點、熱用戶需求，結(jié)合技術(shù)經(jīng)濟對比分析來確定[13-15]。

本文以某電廠350 MW超臨界抽凝機組實施中壓蒸汽供熱改造為例，通過供熱改造技術(shù)比選、水力計算分析來確定改造的技術(shù)路線，為其他電廠開展類似供熱改造提供參考。

1 工業(yè)供熱改造技術(shù)比選

1.1 機組概況

電廠現(xiàn)裝機兩臺350 MW超臨界抽凝機組，鍋爐型號為DG1150/25.4-π2型的超臨界參數(shù)變壓直流鍋爐，一次再熱，單爐膛，前后墻對沖燃燒方式，尾部雙煙道結(jié)構(gòu)。汽輪機型號為：C350/284-24.2/1.35/566/566，額定出力350 MW，低壓工業(yè)抽汽從中壓缸第四段抽汽上引出，在中壓第五級采用旋轉(zhuǎn)隔板調(diào)節(jié)，低壓工業(yè)抽汽額定壓力為1.15 MPa，額定抽汽量為300 t/h，最大為510 t/h。暫無中壓工業(yè)抽汽。機組原有熱力系統(tǒng)如圖1所示。

圖1 機組原有熱力系統(tǒng)圖Fig.1 The original thermal system diagram of the unit

為保證低壓蒸汽供應(yīng)，電廠機組負(fù)荷率常年維持在70%BMCR工況以上。

1.2 邊界參數(shù)

本次新增熱用戶的熱負(fù)荷需求經(jīng)統(tǒng)計最大為18 t/h，平均為 7.5 t/h，最小為 5 t/h。

熱源側(cè)的設(shè)計熱負(fù)荷應(yīng)以改造后機組的最大抽汽能力為限。同時應(yīng)充分調(diào)研園區(qū)內(nèi)近期熱負(fù)荷的增長情況，并保證在現(xiàn)狀熱負(fù)荷下能夠正常供應(yīng)。

本工程設(shè)計熱負(fù)荷擬定為50 t/h。經(jīng)過主機廠家校核，從再熱冷段新增外供抽汽50 t/h，能夠保證鍋爐、汽輪機安全穩(wěn)定運行。

根據(jù)熱用戶需求，電廠外供中壓蒸汽參數(shù)擬定為（設(shè)計熱負(fù)荷 50 t/h 下）2.9 MPa(a)，285 ℃。

1.3 方案比選

針對本工程而言，小汽輪機方案由于場地空間有限，改造周期長、投資高，不予考慮。為使中壓蒸汽盡快投產(chǎn)，且不影響原機組生產(chǎn)運行，著重對減溫減壓器方案和壓力匹配器方案進行比選分析。

1) 減溫減壓器方案：根據(jù)中壓蒸汽參數(shù)，可以選用的抽汽位置有主蒸汽、再熱冷段和再熱熱段。超臨界機組主蒸汽壓力高，經(jīng)減溫減壓供熱?損高，造成了高品位能量的浪費，既不經(jīng)濟也不節(jié)能。再熱熱段蒸汽溫度接近主蒸汽溫度，雖然能滿足所有工況下熱用戶的需求，但是雙減設(shè)備、管道設(shè)計選材方面也將增加成本，從熱用戶需求來看再熱冷段抽汽參數(shù)在大多數(shù)工況下即可滿足。因此，減溫減壓器的一次蒸汽考慮從再熱冷段上抽取。

2) 壓力匹配器方案：驅(qū)動蒸汽合適的汽源有主蒸汽、再熱冷段和再熱熱段。主蒸汽壓力高，對管道、閥門等要求也很高，大大增加了初投資，且廠家超臨界壓力匹配器的業(yè)績少，可靠性不高。再熱熱段蒸汽壓力相比于再熱冷段蒸汽更低，導(dǎo)致引射效率也更低，不適合作為驅(qū)動汽源。因此，采用再熱冷段蒸汽作為壓力匹配器的驅(qū)動汽源。本項目所需的中壓蒸汽參數(shù)擬定為2.9 MPa(a)，低壓供熱蒸汽參數(shù)為1.35 Mpa(a)，升壓比為2.15（引射后蒸汽壓力與吸入蒸汽壓力比值），小于極限工況2.5，因此低壓供熱蒸汽可作為壓力匹配器的吸入汽源。減溫水取自給水泵中間抽頭。壓力匹配器方案蒸汽平衡計算結(jié)果見表1。結(jié)果表明只有在額定供熱工況時，壓力匹配器才能正常工作，引射系數(shù)（吸入蒸汽量/驅(qū)動蒸汽量）為0.11，效率很低。其余兩個工況由于驅(qū)動蒸汽壓力太低，無法引射低壓蒸汽。

表1 壓力匹配器方案蒸汽平衡計算Tab.1 Pressure matcher scheme steam balance calculation

比較上述兩種方案，針對本工程整理各自主要優(yōu)缺點如表2所示。

由表2可知，減溫減壓器方案優(yōu)點很多：系統(tǒng)簡單可靠，主要由一次蒸汽、二次蒸汽以及減溫水系統(tǒng)組成。裝置體積較小，完全能夠布置在主廠房內(nèi)，因此疏水能夠由原熱力系統(tǒng)進行回收利用。工程投資較小，改造周期短。但其缺點也非常明顯：節(jié)流損失較大，造成了高品位能源的浪費。

表2 兩種方案優(yōu)缺點對比Tab.2 Comparison of advantages and disadvantages of the two schemes

壓力匹配器方案主要優(yōu)點是在額定供熱工況時能抽吸一成左右的低壓蒸汽，對比減溫減壓器方案相當(dāng)于節(jié)約了這一部分高壓蒸汽到低壓蒸汽的可用能。但是電廠在額定供熱工況運行的時間較短，大多數(shù)時間在80%BMCR工況運行，此時壓力匹配器幾乎不能抽吸低壓蒸汽。

由于壓力匹配器只能在30%額定流量以上工作，而本項目建成初期實際流量小，需選擇3臺17 t/h壓力匹配器并聯(lián)運行，三用一備，系統(tǒng)復(fù)雜、投資高。壓力匹配器系統(tǒng)由驅(qū)動蒸汽、吸入蒸汽、混合蒸汽、減溫水系統(tǒng)組成，裝置體積較大，主廠房內(nèi)沒有足夠空間，需要在廠區(qū)專門設(shè)置一個區(qū)域進行布置，疏水無法由原熱力系統(tǒng)回收利用。另外壓力匹配器噪音非常大，必須設(shè)置專用的隔音罩。

綜上，壓力匹配器方案在本項目中適用性差，因此推薦技術(shù)方案一：采用減溫減壓器。

2 水力計算分析

2.1 水力計算原始數(shù)據(jù)

根據(jù)中壓蒸汽參數(shù)和設(shè)計流量50 t/h選擇雙減后管徑為DN300；雙減后管道起點至設(shè)計邊界展開距離為600 m；保溫厚度為180 mm；根據(jù)熱用戶需求，計算出水力計算邊界參數(shù)如表3。

表3 水力計算邊界參數(shù)Tab.3 Boundary parameters for hydraulic calculation

為保證低壓蒸汽供熱，電廠兩臺350 MW超臨界機組常年維持在70%BMCR工況以上運行。在70%BMCR工況下，冷段抽汽溫度為298 ℃，壓力為3.47 MPa，以此作為冷段抽汽的最低參數(shù)，并用來校核水力計算結(jié)果。

2.2 水力計算結(jié)果分析

水力計算采用DL/T5054《火力發(fā)電廠汽水管道設(shè)計規(guī)范》相關(guān)公式，根據(jù)設(shè)計邊界參數(shù)反算出雙減出口處所需的最低蒸汽參數(shù)，用來校核再熱冷段抽汽是否能夠滿足要求。水力計算結(jié)果如圖2所示。

由圖2(a)的計算結(jié)果表明，在最大流量18 t/h時，雙減出口所需壓力為2.74 MPa，低于冷段抽汽最低的3.47 MPa，因此再熱冷段抽汽能夠滿足任何工況下熱用戶對壓力的需求；由圖2(b)的計算結(jié)果表明，在最小流量5 t/h時雙減后溫度最低需要302 ℃，而再熱冷段抽汽溫度最低只有298 ℃，節(jié)流降壓至2.7 Mpa后溫度僅為290 ℃，已不滿足熱用戶的對溫度需求。此時，可采取以下兩種方案。

圖2 水力計算結(jié)果Fig.2 Hydraulic calculation results

方案一：采用兩根DN200的雙母管系統(tǒng)，單根設(shè)計流量25 t/h，在現(xiàn)狀熱負(fù)荷下只通過其中一根母管供汽即可，減少了散熱量，沿途溫降也隨之減小。經(jīng)水力計算，在最小流量5 t/h時，雙減出口需保證293 ℃，仍有3 ℃偏差，可考慮適當(dāng)加厚保溫層。

方案二：增設(shè)一路摻混蒸汽管道接至減溫減壓器出口，將蒸汽溫度加熱到302 ℃以上即可。摻混蒸汽取自再熱熱段，管道上設(shè)置調(diào)節(jié)閥組。

比較上述兩種方案，方案一雖然降低了散熱損失，但其理論計算已接近極限，受到保溫施工質(zhì)量等因素影響，可能會導(dǎo)致實際供汽溫度不足。而方案二提高了蒸汽初始溫度，大幅提高了供熱的安全性和可靠性，由于需要摻混的高溫蒸汽量很小，投資相比于雙母管方案更小，因此推薦方案二。

2.3 技術(shù)方案應(yīng)用探討

雙母管方案是根據(jù)管道通流面積相同的原則來進行設(shè)置的，在低流量時，只通過其中一根母管供汽。在外界溫度和介質(zhì)溫度一定的條件下，散熱量與管道表面積成線性正比關(guān)系。經(jīng)計算，低流量時能夠減少散熱量約30%，沿途溫降也可減少30%。因此如果供汽溫度與所需溫度偏差不大，可采用雙母管方案。在本項目中，現(xiàn)狀熱負(fù)荷最大為18 t/h，單根DN200管道設(shè)計流量為25 t/h，在很長時間內(nèi)都可通過單管供汽。如果供汽溫度能滿足要求該方案是非常合適的。但是如果熱負(fù)荷增長較快，需要兩根母管同時供汽時，其散熱面積又比單母管要大，散熱損失也更大。

高溫蒸汽摻混方案技術(shù)成熟，具有更大的溫度調(diào)節(jié)范圍，供汽可靠性和安全性高。但是在低流量時，其散熱損失相比于雙母管方案更大，相對不節(jié)能。

因此，在選擇具體技術(shù)方案時，首先應(yīng)保證供汽參數(shù)滿足用戶要求，其次應(yīng)結(jié)合現(xiàn)狀熱負(fù)荷、熱負(fù)荷增長趨勢、供汽安全性等方面綜合判斷，經(jīng)濟合理地選擇技術(shù)方案。

3 結(jié)論

本文以某電廠350 MW抽凝機組實施中壓蒸汽供熱改造為例，闡述了供熱改造技術(shù)方案在實際工程中的應(yīng)用，得到以下結(jié)論：

1) 壓力匹配器通過高壓蒸汽引射低壓蒸汽具有一定的節(jié)能效果，但是壓力匹配器變工況性能差，需要考慮機組實際運行工況的影響，在機組低負(fù)荷工況時，抽汽壓力降低，壓力匹配器引射效率也隨之降低。而減溫減壓器雖然節(jié)流損失較大，但是系統(tǒng)簡單技術(shù)成熟。因此，供熱改造技術(shù)方案應(yīng)根據(jù)機組運行條件、各項技術(shù)的特點，對比節(jié)能效果、投資大小、系統(tǒng)復(fù)雜程度等多方面因素后來確定。

2) 在初步確定供熱改造技術(shù)方案后，需通過水力計算對供汽參數(shù)進行校核。若存在不滿足供汽溫度要求的情況，可考慮設(shè)置雙母管系統(tǒng)，低流量時通過其中一根管道供汽，可減少散熱量約30%。因此如果供汽溫度與所需溫度偏差不大，可采用雙母管方案。如仍不能滿足溫度要求，則可采用高溫蒸汽摻混方案提高供汽初溫以保證供熱的可靠性和安全性。