长输供热工程热源侧改造方案研究_陈晓龙.pdf
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1、第2期长输供热工程热源侧改造方案研究陈晓龙1,2,李伟1,郭爱武1,葛铭1,吕善知3(1.国家能源集团科学技术研究院有限公司,江苏 南京210046;2.沈阳工业大学,辽宁 沈阳110870;3.清华大学能源与动力工程系,北京100084)摘要:受冬季电负荷限制,机组实际供热能力无法得到充分发挥,造成能源浪费。针对双鸭山某电厂5 号、6 号机组汽轮机本体的结构特点,提出了一种“中低压连通管打孔抽汽+低压缸零出力”的热源侧改造方案,采用Ebsilon软件,根据实际缸体效率等热力特性建立汽轮机热力分析模型,核算汽轮机实现的最大供热抽汽能力,分析了热力系统特性以及各种相关设备的适应性,对比改造前后的
2、供热能力、机组煤耗和电调峰能力变化。研究结果表明:改造方案可以显著提高机组供热能力和调峰深度,有益于机组减小冷源损失、节能降耗,可为同类纯凝机组发展长输供热提供参考。关键词:长输供热;汽轮机;低压缸零处理;打孔抽汽;煤耗中图分类号:TK26文献标识码:B文章编号:2096-7691(2023)02-044-06基金项目:国家能源集团科技项目(GJNY-19-171)作者简介:陈晓龙(1988),男,硕士,工程师,现任职于国家能源集团科学技术研究院有限公司,主要从事火力发电厂锅炉、汽轮机及节能技术开发以及运行优化研究工作。Tel:15009884819,E-mail:引用格式:陈晓龙,李伟,郭爱
3、武,等.长输供热工程热源侧改造方案研究 J.能源科技,2023,21(2):44-49.0引言目前我国北方许多城市集中供热热源能力有限,不能满足逐渐扩大的城市供热需求,供热缺口较多,城区供热方式多为分散锅炉房供热,造成能源浪费和大气污染。按照国家拆并整合分散燃煤小锅炉房的要求,相关电厂必须采用切实可行的技术手段,提高机组供热能力,助力完成该供热区燃煤小锅炉房的拆并整合任务。开展燃煤发电机组长输供热改造研究是实现集中供热的先提条件1。长输供热技术在北欧已经应用了几十年,其中有近百公里的长输供热管线,例如:丹麦茨维斯长距离供热项目,供热负荷550 MW,热力输送距离83 km;芬兰北部长距离供热项
4、目,供热负荷400 MW,热力输送距离81 km;瑞典斯德哥尔摩长距离供热项目,供热负荷1 300 MW,热力输送距离82 km。与我国供热情况相比,北欧的供热负荷与供热规模较小,国内集中供热情况更为复杂。我国在热电联产发展初级阶段,供热半径大部分不超过10 km。到2016年 热电联产规划管理办法 修订时,热电联产的常规供热半径调整为20 km。而长输供热管网特指输送距离超过20 km并在管线中间设置中继泵站或隔压站的热力系统,长输供热管网的供热面积通常在1 000 万m2以上,长输管道的公称直径一般DN12002,例如:济南利用华电章丘项目通过38.3 km的管线送暖,满足了东部城区居民约
5、1 000 万m2的冬季供热需求。太古供热项目以回收古交电厂乏汽余热为热源,敷设4 根1.4 m的供热管线。项目最大高差260 m(高温网180 m),穿越汾河,横穿桥梁,穿山钻隧道,全长70 km。自 2016 年采暖季运行以来,实现供热面积 7 600 万m2。伊敏电厂至呼伦贝尔市中心城区长距离供热改造工程,供热管线距离长达 70.34 km;配套建设1 座热网首站、2 座中继泵站,并对伊敏电厂1 号、2 号机组开展低压缸零出力改造,项目的投运标志着目前世界距离最长、冷安装无补偿地热网项目正式投入运营。工程投产后,满足了呼伦贝尔市中心城区 1 528 万 m2供热需求,实现替代散烧锅炉14
6、 台,年节约标煤30 万 t,进一步提高了能源利用效率,减少了碳排放总量。目前,国能费县电厂至临沂市汽轮机长输供热工程(43.6 km)、国能石横电第21卷 第2期Vol.21 No.22023年4月Apr.2023第2期厂至济南市汽轮机长输供热工程(75.6 km)、大唐国际托克托电厂至呼和浩特长输供热工程(104 km)等项目正纷纷筹划启动。燃煤发电机组进行供热改造有利于提高机组热效率,提高电厂供热可靠性及供热经济效益,并满足地区的供热增长需求3-4。1项目概况双鸭山某电厂位于双鸭山市东南山区与平原交接处,电厂距红兴隆地区约 20 km,距双鸭山市约50 km,属典型的城市远郊坑口电站。电
7、厂所在区域属于寒温带大陆性季风气候区,冬季严寒而漫长,极端最低气温-39.4,年平均气温4.1。电厂 5 号、6 号机组锅炉选用哈尔滨锅炉厂制造的超临界直流锅炉,型号为HG-1900/25.4-YM3,锅炉最大连续蒸发量1 900 t/h,过热器蒸汽出口温度571,再热器蒸汽出口温度 569,给水温度283.8。汽轮机型号为CLN600-24.2/566/566,是哈尔滨汽轮机厂制造的超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、高中压合缸、凝汽式汽轮机。5 号、6 号机组典型供热工况热力特性数据见表1。表15号、6号机组典型供热工况热力特性数据项目发电功率/MW主蒸汽流量/(th-1)主蒸汽压力
8、/MPa主蒸汽温度/C锅炉吸热量/MW发电热耗率/(kJ (kWh)-1)低压缸排汽压力/kPa低压缸排汽流量/(th-1)采暖抽汽流量/(th-1)再热蒸汽压力/MPa再热蒸汽温度/C再热蒸汽流量/(th-1)低压缸进汽压力/MPa低压缸进汽温度/C低压缸进汽流量/(th-1)发电煤耗/(g (kWh)-1)THA600.01 724.824.25661 268.47 610.24.9988.8100.753.949566.01 444.30.764329.71 196.1285.175%THA450.01 249.019.1566964.67 716.44.9764.372.962.936
9、566.01 067.10.582334.2906.0289.150%THA300.0813.212.7566661.17 933.64.9536.247.501.966566.0709.70.401339.4620.1297.2电厂现有厂区及附近生活区61.5 万m2供热面积,采暖供热汽源主要取自5 号、6 号机组五段抽汽、六段抽汽以及辅汽联箱,汽源布置分散且供热能力有限。电厂计划开展长距离供热项目建设,为近期红兴隆地区300 万m2供热面积,远期800 万m2供热面积提供热源。当前长输管道技术已十分成熟,大温差输送、多级中继循环泵联动等技术可保障长距离供热项目的顺利开展,但热源侧改造方案种
10、类繁多,例如热水储热供热改造、电锅炉供热改造、连通管打孔抽汽改造、汽轮机旁路供热改造、低压缸零出力改造、光轴供热改造、高背压供热改造等技术5。根据双鸭山地区以及红兴隆近远期供热需求,结合当前供热改造主要技术路线,设计了“中低压连通管打孔抽汽+低压缸零出力”的热源侧改造方案。连通管打孔抽汽方案实施相对简单、投资小,是机组供热改造的基础方案,可满足电厂短期少量供热目标,低压缸零出力技术则可满足未来供热面积进一步增长的需要。2打孔抽汽、低压缸零出力改造方案2.1打孔抽汽改造方案2.1.1打孔抽汽改造方案在5 号、6 号机组中低压连通管的立管上开孔,增设1 根供热母管,加装连通管抽汽压力调整蝶阀,作为
11、供热汽源。供热蒸汽母管至厂房外管道接口处应设置固定点吸收热网管道的推力和热位移,以保证机组连通管不承受来自热网管道的推力和位移。在蒸汽母管后的抽汽管道上依次加装安全阀、气动抽汽逆止阀、抽汽快关阀、电动调节阀、温度测点、压力测点等。另外,考虑到机组安全性,尽量减小增加的设备对中压外缸和低压外缸的影响,所以在抽汽母管上设置支架。为了满足改造的连通管及蒸汽母管热胀的要求,分别加装压力自平衡式波形膨胀节、大拉杆及相关附件。为确保本抽汽机组的安全稳定运行,改造后的机组,采用双阀调节模式,即在连通管及调整抽汽管道上均设有压力调节阀。2.1.2供热能力建模分析5 号、6 号机组原设计为纯凝机组,参考热平衡图
12、,采用Ebsilon软件根据实际缸体效率等热力特性建立5 号、6 号机组供热改造热力分析模型,采用新建模型重新核算典型工况下机组运行指标,锅炉效率取92%、管道效率取99%,热网疏水回凝汽器、疏水温度考虑50。上述各工况是指锅炉蒸发量下的运行工况,综合采暖指标取60 W/m2。5 号、6 号机组中低压连通管打孔抽汽改造后热力分析模型如图1所示。陈晓龙等:长输供热工程热源侧改造方案研究45第2期5 号、6 号机组进行中低压连通管打孔抽汽改造后,可减小机组冷源损失,一定程度上提高了机组的供热能力和运行经济性,见表2。表2机组中低压连通管打孔抽汽改造后机组热力特性项目发电功率/MW主蒸汽流量/(th
13、-1)锅炉吸热量/MW发电热耗率/(kJ (kWh)-1)低压缸总排汽流量/(th-1)低压缸排汽压力/kPa采暖抽汽流量/(th-1)采暖抽汽压力/MPa采暖抽汽温度/C供热面积/万m2供热热耗率/(kJ (kWh)-1)发电煤耗/(g (kWh)-1)THA511.61 724.81 269.48 932.3713.74.9300.00.685317.8401.07 239.2271.275%THA386.71 249.0965.28 984.9558.54.9225.00.523322.3302.17 297.3273.450%THA257.1813.2661.39 260.1396.6
14、4.9150.00.400339.6204.17 545.4282.7通过模拟计算可知,机组经过中低压连通管打孔抽汽改造后,在锅炉蒸发量1 724.8 t/h时,最大供热抽汽能力300 t/h,折合供热面积401 万m2;在锅炉蒸发量1 249.0 t/h时,最大供热抽汽能力225 t/h,折合供热面积302 万m2;在锅炉蒸发量813.2 t/h时,最大供热抽汽能力150 t/h,折合供热面积204.1 万m2。综上所述,机组经过打孔抽汽改造后,在锅炉蒸发量1 249.0 t/h以上工况运行时,单台机组可满足近期红兴隆地区300 万m2供热面积,在锅炉蒸发量1 249.0 t/h以下工况运行
15、时,需要双机联合供汽。2.2低压缸零出力改造方案根据上述对5 号、6 号机组进行中低压连通管打孔抽汽的分析和计算可知,2 台机组在锅炉蒸发量1249.0t/h以下工况运行时,联合供汽才可保证300万m2可靠采暖。若电厂单机运行,低负荷时供热能力不足,此时可采用低压缸零出力供热技术。2.2.1低压缸零出力改造低压缸零出力供热技术是在低压缸高真空运行条件下,采用可完全密封的液压蝶阀切除低压缸原进汽管道进汽,通过新增旁路管道通入少量的冷却蒸汽,用于带走切除低压缸进汽后低压转子转动产生的鼓风热量。采取的具体措施是新增加低压缸通流部分冷却蒸汽系统,冷却蒸汽汽源取自中压缸排汽,接入点为低压缸进汽口(中低压
16、连通管上供热蝶阀后适当位置)冷却蒸汽管路上,改造方案如图2所示。中压缸低压缸图2低压缸零出力供热改造方案2.2.2供热能力建模分析5 号、6 号机组低压缸零出力改造后热力分析模型如图3所示。低压缸零出力供热改造后,为了防止低压缸末两级叶片出现鼓风损失从而引起叶片超温以及应力超限等问题,需要引入一定量的中压缸排汽对低压缸进行冷却。改造后机组供热能力核算时对单侧低压缸冷却蒸汽流量设定为30 t/h。低压缸零出力改造后不同运行工况下5 号、6 号机组热力特性见表3。24.200 MPa566.000 3 395.977 kJ/kg1 724.847 t/hETA=0.403热耗率q=8 932.26
17、7 kJ/(kWh)供热量d=240.620 MW供热热耗率q=7 239.181 kJ/(kWh)240.620 MW0.685 MPa50.000 209.835 kJ/kg300.000 t/h511.630 MW17.615 MW17.615 MW图1机组中低压连通管打孔抽汽改造后热力分析模型46第2期24.200 MPa566.000 3 395.977 kJ/kg1 724.847 t/hETA=0.299热耗率q=12 040.524 kJ/(kWh)供热量d=764.946 MW供热热耗率q=4 785.130 kJ/(kWh)764.946 MW0.685 MPa50.000
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