燃煤電廠供熱系統(tǒng)擴容改造案例及效益分析

安徽華電蕪湖發(fā)電有限公司 張 強

某開發(fā)區(qū)能耗企業(yè)實行集中供熱，淘汰小鍋爐，減少污染排污，需要燃煤機組全面提升供熱能力。區(qū)域供熱是燃煤機組優(yōu)化能源梯級利用的良好開端，某電廠為開發(fā)區(qū)內(nèi)17家用戶提供蒸汽熱源，合計約140.7t/h，通過3臺機組冷再抽汽減溫減壓外供。即將接入和新增的熱負荷為186.2t/h，預計2025年供熱總負荷達到326.9t/h，超過了現(xiàn)有機組的供熱水平。受鍋爐再熱器受熱面的限制，機組冷再抽汽能力有限，同時受機組負荷及運行方式的限制，廠內(nèi)現(xiàn)有供熱系統(tǒng)的供熱能力將無法滿足新增負荷的需求。

1 改造方案

1.1 廠外管道鋪設

從電廠接出DN500的蒸汽管道，沿某中路向西南方向架空敷設至中外運堆場，轉(zhuǎn)向東南方向，沿某中外運公司內(nèi)部圍墻敷設后，沿道路外部圍墻向東南方向敷設至江邊，采用連續(xù)桁架方法跨越小江后，向西沿小江防護林敷設至1號棧橋處，在棧橋下向東南方向敷設至裕民路、轉(zhuǎn)向西南方向，沿裕民路南側綠化帶敷設至駱橋路、轉(zhuǎn)向東南方向，沿駱橋路西側敷設圍墻外1m。新建蒸汽管道總長度9.66km（展開長度），主線管徑DN500，管道設計壓力是2.5MPa（g），設計溫度320℃，本項目壓力管道類別為GC2。

1.2 減溫減壓方案

根據(jù)提供的圍墻處的設計參數(shù)為1.7MPa（絕壓），240-250℃，最大流量190t/h。該蒸汽壓力大于60萬機組中排壓力，初步選擇從熱再或冷再打孔抽汽。根據(jù)鍋爐廠出具的關于再熱管道抽汽量的說明，汽輪機再熱管道和冷再管道抽汽量之和最大為240t/h，當前冷再抽汽管道已承擔80t/h熱負荷。

方案一：從冷再抽汽。從原冷再管道φ914×34引出一根三通DN850×425×850，三通接引一根異徑管DN450×350，從異徑管接一根φ377×17管道至減溫減壓器，減溫減壓后管道為φ530×13。另外有一路減溫水管道φ89×9來自給水泵中間抽頭，最終進入減溫減壓器；方案二：從熱再抽汽。從原熱再管道φ850×38引出一根三通φ902×635×902，三通接引一根異徑管φ635×590，從異徑管接一根ID508×41管道至減溫減壓器，減溫減壓后管道為φ530×13。另外有一路減溫水管道來自給水泵中間抽頭，最終進入減溫減壓器。

方案對比分析：若考慮從冷再抽汽，50%THA工況從冷再抽出190t/h，考慮減溫水量13t/h，實際從冷再抽取177t/h，占原冷再抽汽流量722.2t/h的24.5%，抽汽量較大，會影響到鍋爐安全運行，因此此方案需要鍋爐進行配套改造。若考慮從熱再抽汽，50%THA工況從熱再抽出190t/h，考慮減溫水量63.8t/h，需從熱再抽取126.2t/h，根據(jù)汽機廠的回復，在不影響機組安全運行的情況下熱再可抽取蒸汽量240t/h，大于實際需求126.2t/h，因此機組不再改造。

1.3 給水泵適應性分析

針對熱再抽汽改造方案，從熱再抽汽并不影響主蒸汽流量，以THA工況為例，改造前主蒸汽流量為1782.6t/h，給水泵輸送流量為1782.6t/h。改造后，THA進汽工況條件下主蒸汽流量為1782.6t/h、給水泵輸送流量為1782.6t/h，在這個條件下熱再抽取240t/h蒸汽不影響機組安全的，滿足工業(yè)用戶的需求。因此本項目不對給水泵進行改造。

1.4 抽汽改造方案

660MW超超臨界項目鍋爐為超超臨界參數(shù)變壓運行直流鍋爐，采用П型布置、單爐膛、改進型低NOx分級送風燃燒系統(tǒng)、墻式切圓燃燒方式，爐膛采用內(nèi)螺紋管垂直上升膜式水冷壁、帶再循環(huán)泵的啟動系統(tǒng)、一次中間再熱。過熱蒸汽調(diào)溫方式以煤水比為主，同時設置三級噴水減溫器；再熱蒸汽主要采用尾部豎井分隔煙道調(diào)溫擋板調(diào)溫，同時燃燒器的擺動對再熱蒸汽溫度也有一定的調(diào)節(jié)作用，在低溫再熱器入口管道上還設置有事故噴水減溫器。鍋爐采用平衡通風、露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構架、全懸吊結構。

1.4.1 方案一：從冷再抽汽

保持現(xiàn)有的鍋爐側26.15MPa.g、主汽溫度605℃、再熱蒸汽溫度603℃不變。按照50%BMCR以上負荷實現(xiàn)低溫再熱器冷段抽汽260t/h蒸汽。設計原則為保證機組出力和低負荷期間供熱能力，保證70~90%BMCR負荷期間鍋爐主再熱蒸汽參數(shù)穩(wěn)定達到額定值，鍋爐再熱器不超溫。低負荷期間鍋爐再熱蒸汽溫度盡可能接近額定值。

超超臨界參數(shù)鍋爐再熱器系統(tǒng)的抽汽主要考慮兩方面：一為汽溫調(diào)節(jié)。即抽汽后再熱蒸汽流量減小后再熱系統(tǒng)吸熱比例降低導致再熱器汽溫容易超溫；二為壁溫控制。即高溫再熱器流量減小后的壁溫安全問題。超超臨界參數(shù)鍋爐再熱器系統(tǒng)允許的的抽汽量一般為相應負荷再熱器蒸汽流量的4~6%，按照冷段抽汽260t/h計算，本工程高負荷時抽汽量為15.6%，50%負荷時為35.9%，占比相對較大，尤其鍋爐負荷越低越明顯。

針對此情況，建議在兩級再熱器之間增設減溫器，減溫器的流量建議為10%BMCR再熱蒸汽流量。從再熱冷段抽取的蒸汽量其中8%利用鍋爐原設計的裕量進行調(diào)節(jié)，另外再熱蒸汽流量由減溫器進行補充，整體可保證鍋爐高負荷的安全運行。隨著負荷降低再熱器抽汽比例升高，需適當降低再熱蒸汽汽溫來保證鍋爐運行的安全。

抽汽后鍋爐總輸入熱降低，再熱器系統(tǒng)吸熱比例下降，各余負荷再熱器側煙氣擋板開度低于30%，考慮到擋板的調(diào)節(jié)特性實際運行調(diào)整難度較大，因此從換熱匹配角度考慮現(xiàn)有的再熱器受熱面布置已不能滿足抽汽后的換熱要求，需對受熱面布置進行調(diào)整，維持抽汽后的煙氣擋板開度在可控范圍內(nèi)。

原高溫再熱器采用雙繞布置，現(xiàn)擬對高溫再熱器面積進行調(diào)整，減少再熱器系統(tǒng)的吸熱量。將末級再熱器后半繞的長度縮短6000mm，同時將末再的管子外徑從60mm調(diào)整為54mm，減少末級再熱器的換熱面積。末再面積減少約28%，末再面積調(diào)整后THA工況低溫再熱器側煙氣擋板在抽汽前和抽汽后維持相同的擋板開度，70%以上高負荷不抽汽時再熱器側擋板開度維持在45%~65%。保證鍋爐70%以上高負荷不抽汽時能通過調(diào)節(jié)擋板開度保證鍋爐達到額定再熱蒸汽溫度，且擋板具有良好的調(diào)整特性。

高溫再熱器受熱面優(yōu)化調(diào)整的同時，在低溫再熱器和高溫再熱器之間增加再熱器減溫器，新增的中間級再熱器減溫器對高溫再熱器受熱面壁溫及高溫再熱器出口左右側汽溫偏差具有靈敏的調(diào)節(jié)作用，提高高溫再熱器運行的安全性。特別是再熱器系統(tǒng)抽汽供熱工況下，再熱器蒸汽流量減少，新增再熱器減溫器直接有效控制高溫再熱器受熱面壁溫。新增再熱器減溫器容量按照最大流量的10%設計，滿足抽汽后的運行要求。

1.4.2 方案二：從熱再抽汽

從熱再抽汽無需進行受熱面、水冷壁、再熱器系統(tǒng)改造。

2 運行方式及供熱安全性

抽汽改造后對再熱器安全性有較大影響，主要體現(xiàn)在爐內(nèi)受熱面的質(zhì)量流速和管壁溫度。原設計的高溫再熱器質(zhì)量流速BMCR負荷為282kg/m2s，50%THA負荷為123kg/m2s，抽汽后BMCR負荷的質(zhì)量流速為238kg/m2s，50%THA負荷為79kg/m2s，BMCR負荷的質(zhì)量流速降低16%，50%THA負荷的質(zhì)量流速降低36%。經(jīng)穩(wěn)態(tài)的壁溫計算末再最高壁溫BMCR工況升高9℃、THA工況升高11℃、50%THA工況升高16℃。管屏阻力下降后本身蒸汽側的偏差增加，且由于質(zhì)量流速下降末再抗煙氣側偏差的能力下降，末再超溫的風險大大增加，因此建議增加末再的質(zhì)量流速，同時適當降低末級再熱器的出口蒸汽溫度。

因此，建議將末級再熱器的規(guī)格從原設計的60×4mm調(diào)整為54×4mm。調(diào)整后抽汽后BMCR工況抽汽后的質(zhì)量流速326kg/m2s，50%THA工況的質(zhì)量流速為122kg/m2s，考慮50%THA負荷投運一定比例減溫水，再熱器的質(zhì)量流速略高于不抽汽工況，完全能保證末級再熱器的安全運行。規(guī)格調(diào)整后BMCR工況再熱器不抽汽時的質(zhì)量流速為360kg/m2s，管屏阻力經(jīng)優(yōu)化后增加0.05MPa。

對于低溫再熱器原設計立式低再采用TP347H材料，本身裕量較大，水平低溫再熱器壁溫抽汽前后壁溫增加相對較小、材料有一定的安全裕量，且水平低溫再熱器區(qū)域煙溫降低，煙氣側偏差本身影響較小，經(jīng)核算不需要對低溫再熱器進行調(diào)整。在現(xiàn)有參數(shù)基礎上抽汽需在兩級再熱器間增設減溫器，同時對末級再熱器的換熱面積及管子規(guī)格進行調(diào)整，調(diào)整后能夠保證末級再熱器的安全，實現(xiàn)50%~100%BMCR負荷抽汽260t/h。

3 改造與分析

3.1 改造后全廠供汽能力分析

改造后，1號機（2號機組）冷再有兩根抽汽管道，管徑都為φ377×17，蒸汽參數(shù)按照壓力2.2MPa、溫度322℃、流速60m/s考慮，φ377×17管道可通流165t/h，兩根φ377×17管道共計可通流330t/h，大于冷再加熱再最大抽汽量240t/h。因此，改造后660MW機組一用一備，抽汽能力為240t/h，考慮#3機組原有的100t/h抽汽能力，全廠穩(wěn)定供汽能力為340t/h。

對于方案一，從冷再抽汽240t/h（2.2MPa，323℃），配合16.4t/h減溫水，共計可供給1.7MPa，250℃蒸汽的流量為256.4t/h；對于方案二，從熱再抽汽240t/h（2MPa，600℃），配合80.5t/h減溫水，共計可供給1.7MPa，250℃蒸汽的流量為320.5t/h。

3.2 配套改造方案

鍋爐補給水系統(tǒng)實際運行過程中，#1、2陽、陰、混床出力只能達到118m3/h，#3陽、陰、混床出力為158m3/h，因此，蕪湖公司鍋爐補給水系統(tǒng)最大出力為118m3/h×2+158m3/h=394m3/h?？紤]設備的備用以及極端情況，蕪湖公司鍋爐補給水系統(tǒng)除鹽水穩(wěn)定制備能力為236~276m3/h。根據(jù)提供的資料，蕪湖公司近期蒸汽用量負荷將達到326.9t/h，三臺機組滿負荷運行時機組補水量約為m3/h，因此常規(guī)除鹽水用量約為436.9m3/h。綜上，蕪湖公司鍋爐補給水系統(tǒng)無法滿足熱負荷需求，需擴建改造。

根據(jù)機務專業(yè)提供資料，近期熱負荷將達326.9t/h，考慮原鍋爐給補水系統(tǒng)目前為236~276m3/h穩(wěn)定除鹽水制備能力，建議新增1×158m3/h的除鹽水制備系統(tǒng)、與原系統(tǒng)相互備用，建成后除鹽水穩(wěn)定制備能力達到394~434m3/h，能滿足全廠326.9m3/h的供熱能力與三臺機組滿負荷運行時機組110m3/h的除鹽水補水量。

本次新增1臺出力235m3/h生水加熱器，將來水由0℃加熱至25℃，熱源由輔汽提供，冷凝水回至一級淡水箱，布置于原生水加熱器旁。1套出力211m3/h的超濾裝置，配套建設自盤式過濾器；酸、堿以及殺菌劑加藥系統(tǒng)利用原加藥系統(tǒng)，本次改造各增加1臺加藥計量泵；新增1臺超波反洗泵以及3臺超濾水泵；反洗產(chǎn)生的廢水約24m3/h排至廢水池，依脫廢水處理系統(tǒng)處理。

超濾水箱利用原超濾水箱，本次不新增。新增1套出力158m3/h反滲透系統(tǒng)，設計回收率為75%，一級反滲透產(chǎn)生的濃水約53m3/h排至廢水池，利用原廢水處理系統(tǒng)處理；還原劑及阻垢劑加藥系統(tǒng)利用原加藥箱，本次新增加藥計量泵；利用原淡水箱，本次不新增。本次改造新增1套出力158m3/h離子除鹽裝置，設置一級除鹽與混床裝置，陽床DN1400、陰床DN1500，拆除一期兩座除碳器，分別布置相應位置。

3.3 經(jīng)濟性分析

方案一投資費用25089萬元，財務內(nèi)部收益率（所得稅后）為9.65%，投資回收期（所得稅后）為9.01年，總體收益率為9.51%，投資回收期為8.63年，資本金凈利潤率為20.46%；方案二投資16124萬元，財務內(nèi)部收益率（所得稅后）為11.88%，投資回收期（所得稅后）為8.07年，總體收益率為11.98%，資本金凈利潤率為20.46%。

結論：本次改造熱用戶用汽參數(shù)要求1.1MPa、200℃以上，最大熱負荷為110t/h、80t/h。本項目抽汽改造有兩種方案：方案一為從冷再抽汽。靜態(tài)投資25089萬元，項目資本金內(nèi)部收益率15.09%。方案二為從熱再抽汽。靜態(tài)投資16124萬元，項目資本金內(nèi)部收益率19.87%。從方案對比來看，方案二靜態(tài)投資低、資金回收期短，具有一定的優(yōu)勢，但方案一供熱能力更高、保供熱能力更強，因此采用方案一為首選方案，方案二作為備選方案。