某电厂2×350MW纯凝机组供热改造经济性分析

某电厂2×350MW纯凝机组供热改造经济
性分析
摘要：某厂2×350MW纯凝机组为满足许昌、禹州市采暖需求进行了供热改造，供热抽汽从中亚缸至低压缸联通管上接出至供热首站，蒸汽参数为
0.9MPa/350℃，两台机最大抽汽量1027t/h，厂区内建设供热首站，并通过厂区
内新设的热网管道与许昌、禹州市热力管网相连，既改善了当地民生，又取得了
显著的社会效益和经济效益。

前言：
许昌某厂总装机容量2020MW(2×350MW+2×660MW),其中一期工程2×350MW
亚临界燃煤凝汽式汽轮发电机组于 2001年全部建成投产。

二期工程3号、4号
机组于 2009 年6月、12月实现并网发电。

鉴于国家节能减排及国计民生方面的
需求，为改善当地城市居民的生活条件，满足许昌、禹州市的采暖供热需求，提
高机组经济型与企业效益，于2022年05月对某厂一期纯凝机组进行了供热改造。

1.某厂350MW机组概况
一期工程建设2×350MW亚临界燃煤凝汽式汽轮发电机组，工程已于2001年
全部建成投产。

二期工程建设2×660MW机组，2007年6月开工，2009年6月第
一台机组投运，2009年9月第二台机组投运。

一期工程安装2台西屋公司设计制
造的亚临界、一次中间再热、单轴三缸双排汽、抽汽凝汽式汽轮机。

1.供热改造措施
某厂2×350MW纯凝机组供热改造为了满足许昌、禹州市日益增大的采暖需求，改造工程与2022年05月开始进行，通过对电厂1/2号机组汽轮机本体进行
改造（1号机进行打孔抽汽改造，2号机进行气缸改造），厂区内建设供热首站，并通过厂区热网循环水管道打至厂区外管道1m，与许昌、禹州场外热网循环水管
道相连，实现双城供热。

2.1主机改造
1号机供热改造是将汽轮机在中、低压连通管上开孔抽汽，在连通管至低压
缸入口前加装蝶阀，供热抽汽来自供热碟阀前。

在纯凝工况时，汽轮机的供热蝶
阀全开，正常并网发电。

当需要供暖时，则机组在特定负荷下，关小蝶阀对外抽汽。

额定供热工况抽汽压力为：0.9MPa，抽汽温度为339℃。

机组的额定抽汽量
为350t/h。

2号机供热改造是将汽轮机中低压连通管上加装抽汽三通，进行切缸改造，
从抽汽三通引出一根供热母管与热网管道连接来实现抽汽供热, 在连通管至低压
缸入口前加装蝶阀，供热抽汽来自供热碟阀前，在中低压连通管的中排竖直段增
设三通，引出冷却蒸汽旁路管道,确保机组切缸后安全稳定运行。

额定供热工况
抽汽压力为：0.8MPa，抽汽温度为318℃。

机组的额定抽汽量为627t/h。

2号机低压缸气缸改造低压缸喷水减温系统
低压缸排汽室中的蒸汽是湿蒸汽，其温度是相应于出口压力下的饱和温度，然而，在切缸工况下，小的进汽量可能会使低压缸末几级叶片做负功引起鼓风
发热，使排汽温度迅速升高。

机组应尽量避免发生高的排汽温度，以减少转子
与静子部件之间由于热变形或过度差胀而产生碰擦的可能性。

本次改造重新核
算低压缸喷水量及完成专用低压缸排汽减温系统的设计工作。

新增一路除盐水
至低缸喷水系统，管径φ48× 2.5mm，预设 DN32 调节门。

2.2热网首站设计
2.2.1热网首站热力系统设计
厂区内设有热网首站，采暖抽汽通过设在电厂内的热网加热器把热网循环水
加热至130℃，通过热水管网向市区各热力站供暖，经市区各热力站换热后回水
回到热网首站重新加热为130℃的热水，设计回水温度为70℃。

热网首站内配置一台电动热网循环水泵，三台汽动热网循环水泵，电动热网
循环泵为变频调节，流量为2200t/h；汽动热网循环泵汽源取自1、2号机供热抽
汽管道，排汽汇至热网加热器低压进汽母管，流量为4700t/h，共配置4台热网
疏水泵，均为变频调节，单台流量476.7t/h，1台热网疏水扩容器，4台热网加
热器；2台热网疏水冷却器，2台升压泵；2台热网排污泵。

为降低厂用电率，热
网系统正常运行时采用汽动热网循环泵推动热网循环水系统正常运行，电动热网
循环泵作为热网循环水系统备用泵及热网循环水系统启动时用，供回水母管上装
有流量测量装置，用于监测热网循环水流量，在回水母管上装有电动除污器，定
期进行热网循环水系统排污去除水中杂质，禹州热网供水压力设计为1.6MPa，许
昌热网循环水供水压力设计为2.6MPa，热网循环水回水压力设计为不低于
0.15MPa。

热网补充水源设计有两路，正常补水由经热网除盐水系统处理后经热网补水
泵补入热网循环水回水管道，最大补水量为180t/h，设有两台补水泵，一运一备，事故补水为机组正常运行循环水，最大补水量为热网循环水量的4%。

2.2.2热网首站电力系统设计
2.2.2.1电气部分
某厂2×350MW纯凝机组供热改造工程热网首站内设两端380V段，为首站低
压负荷提供电源，两段之间设有联络开关，热网首站的
380 V进线电源分别由一期6KV公用1/2段提供，
经两台热网变压器降压为首站提供电源；热网首站电动热网循环泵电源直接由
6KV公用段开关经电缆敷设引致供热首站变频器，供电动热网循环泵使用，热网
首站控制电源分别从110V、220V直流馈电屏引致首站提供控制电源。

2.2.3热网首站控制系统设计
为满足调整抽汽要求，中低压连通管调整抽汽压力碟阀、供热管道抽汽压力
调节阀需进入 DEH 中控制，增加控制卡件及附件、EH 油的接口工作等，通常
采用“双阀调节”调整抽汽压力。

安全阀及抽汽逆止阀控制接入DCS 系统中，由DCS 控制。

“双阀调节”控制是采用中低压连通管调整抽汽压力碟阀和供热管道
上抽汽压力调节阀来联合控制调整抽汽压力。

机组在投入调整抽汽运行之前，按
纯凝方式运行时，中低压连通管压力调节阀全开，抽汽压力调节阀全关。

按抽汽
方式运行时，由DEH通过控制连通管阀门开度来调节中压缸排汽压力，使其等
于调整抽汽压力的设定值。

中压排汽压力测点反馈信号至 DEH。

由DEH通过控制供热管道上抽汽压力调节阀开度来调节抽汽系统的压力，使其等于用户要求的设定值，抽汽压力测。

3.改造经济分析
3.1经济效益分析
改造前纯凝工况机组额定出力为 350MW，机组热耗率 7840 kJ/kWh,发电煤耗率 295.8 g/kWh；改造后打孔抽气工况机组出力为 276.937MW ，机组热耗率 6666.5 kJ/kWh，发电煤耗率 246.91 g/kWh,抽汽量 350t/h，1号机组供热面积 525 万 m 2 ;2号机改造后低压缸切除工况机组出力为
218.205MW，机组热耗率 4440.4 kJ/kWh，发电煤耗率 164.78 g/kWh,抽汽量676t/h，2号机组供热面积 1087.9 万 m 2。

低压缸改造数据分析结果:低压缸切缸供热面积比打孔抽气供热面积增加了 562.9 万 m 2, 发电煤耗率减低了82.13 g/kWh;单台机组全年(供热季和非供热季)平均发电煤耗率 252.72 g/kWh,对标纯凝运行工况理论设计值(发电煤耗率)295.8 g/kWh,全年发电煤耗率平均降低 43.08g/kWh，以上计算结果基于机组设计值，考虑实际性能与设计性能存在偏差及系统内漏等情况，供热工况的发电煤耗率通常比理论计算结果高
10g/kWh 左右。

综上所述低压缸切缸改造后，额定采暖工况下可以达到节能减排的目的，提高了公司的经济效益和社会效益。

结束语：
某厂2×350MW纯凝机组供热改造的成功经验和取得的巨大的社会和经济效益为以后我厂2×660MW机组供热改造提供了丰富经验，2×350MW纯凝机组的改造不仅为同型机组的供热改造推广在经济上和技术上提供了支撑，在不影响机组安全运行前提下，通过将1号机改造成打孔抽汽，2号机改造成切缸运行，同时更为大容量机组供热改造提供了依据，为我国改善民生和节能减排工作提供了更广阔的决策平台。