125MW凝汽式机组抽汽供热的技术经济分析

125MW凝汽式机组抽汽供热的技术经济分析

周旭康

(盐城热力联合公司,江苏盐城224000)

摘要:热电联产可以节能降耗,减少小锅炉对环境的污染。但随着国民经济的发展,一些小型老式供热机组逐渐不适应社会发展的需要。本文结合盐城发电厂供热实际情况,在保证正常对外供热的前提下,利用8#、9#凝汽式机组抽汽对外供热,从而取代小机组以达到较高的热效率,提高能源的利用率。

关键词:供热;再热冷段;减压;汽轮机

中图分类号:T K2691+2　文献标识码:B　文章编号:1004-7948(2004)12-0028-04

1前言

盐城发电厂现有机组8台,其中老厂0#、3#、4#、5#、6#、7#机为抽汽供热机组,发电容量68MW,承担对市区供热。8#、9#机为凝汽机组,发电容量分别为125、135MW。

根据发展规划的要求,需扩建新机组,将0#、3#、4#、5#、6#、7#机全部拆除,这样势必造成对外供热停运,这一点热用户显然不会同意,因此考虑将8#、9#机蒸汽一部分用来对外供热,以满足热用户需求,以下对这一设想进行可行性论证。

2运行状况调查分析

211供热状况

据最近两个月(用汽量高峰期)统计,热负荷最高点为37t/h(白天城中Ⅰ线30t,城西线3t,皮革厂1t,厂内3t),最低点13t/h(夜里),供热参数P为0.8～1.0MPa、T为300～315℃。已签合同未供汽的约10t,正在谈合同和近两年内供热需求预计10t,因此要考虑到对外供热最大量近60t/h。

2128#、9#机发电状况

从发电部最近几个月统计数据显示,正常8#机最高负荷125MW(白天),最低负荷70MW(夜里),月平均负荷100MW。9#机最高负荷135MW(白天),最低80MW(夜里),月平均负荷120MW左右。2138#、9#机抽汽状况

⑴8#机抽汽状况

查阅8#机说明书热力特性数据(额定工况)

一抽:P=3163MPa、T=36215℃、Q=17640kg/h

二抽:P=2155MPa、T=31915℃、Q=41760kg/h

三抽:P=01767MPa、T=386℃、Q=7560kg/h

⑵9#机抽汽状况

查阅9#机说明书及热力特性数据(额定工况)

一抽:P=3.53MPa、T=352.1℃、Q=12057kg/h

二抽:P=2.53MPa、T=310.9℃、Q=39131kg/h

三抽:P=0.66MPa、T=355.4℃、Q=2490kg/h

综合以上数据分析可知,供热只能从二抽以上蒸汽减温减压后提供。

3抽汽供热方案分析

311供热方式

8#、9#机抽汽供热方式有两种:第一种为8#、9#机单供,即为1台机供热,1台机备用;第二种为8#、9#机并联供热,由于第一种方式,对任何一台机(特别是8#机)的抽汽量较大,影响机组的正常运行,因此,本方案考虑采用第二种方案。

312抽汽供热接口位置

A方案:抽汽供热接口开在再热冷段,利用再热冷段抽汽经减温减压直供。

B方案:抽汽供热接口开在再热冷段,利用1#高加进汽门调节高进汽,满足对外供热量。

C方案:利用主蒸汽经减温减压对外供热。

C方案在技术上讲没有任何问题,对机组的安全没有影响,但由于主蒸汽经减温减压对外供热热焓值损失太大,严重影响机组的经济性,因此不考虑该方案;A方案的缺陷是供热流量受限制,特别是当一台机停运时,供热流量不能满足要求;而B方案无这些方面的缺点,具有可行性,因此下面将对B 方案进行技术论证。

4抽汽供热技术分析

根据B方案,以9#机为例,在额定工况下,汽轮机进汽量为391142t/h,再热流量为320185t/h,1#、2#高加进汽量分别为1719、3911t/h,其它损失约1t/h。这样计算可对外供热量39114-32018-1719-3111-1=1216t/h。若考虑汽轮机负荷不

变,进汽量增加到41113t/h,这样经过计算,可供抽汽量为2312t/h,也就是说在135MW负荷条件下,保证汽轮机再热后温度、各级焓值基本不变的情况下,对外供热流量可达23t/h。在此工况下,高压缸作功增加了,中低压缸作功减少了,但总的负荷不变,在计算时已考虑到高压缸作功的最高限额,因此不会对汽轮机产生安全隐患。同时也对其它工况进行计算,最终结论是:9#机负荷从138MW到5MW,对外供热量可达20～30t/h。对于8#机设定对外供热量,反推计算机组在各工况下的其它技术指标,结果显示也在正常范围内。为保险起见,我们规定了8#机对外供热不超过14t/h,9#机对外供热不超过24t/h,这样两台机对外总供热量可达38t/ h,基本满足老厂夏季对外供热量的需求。

根据我厂冬季供热的需求和近两年供热形势分析,在冬季用汽高峰时,瞬时流量要达50t/h以上。我们根据对夏港电厂和上汽厂的调研和咨询,考虑到用减少1#高加进汽量来补充对外供热量,即在夏季供热时采用纯抽汽,在冬季(2～3个月时间)和机组检修时在抽汽供热量达不到的情况下,利用部分1#高加进汽增加对外供热,确保正常对外供热。这样既不影响热用户,又最大限度地保证了机炉安全运行。下面是对1#高加进汽的试验报告,见表1。

表1　9#机1#高加变工况试验情况报告

项 目试验前半小

时平均值

高加内部压力/MPa

118112019

功率/MW135137135117135142134110主蒸汽压力/MPa12127121381213812133主蒸汽温度/℃532163534148535123535100主蒸汽流量/t・h-1413153408169407189402199中联门前温度/℃537124532114531149531119一级抽汽压力/MPa3158314231343125一级抽汽温度/℃406143399122396142394125二级抽汽压力/MPa2161216321652166二级抽汽温度/℃338100338100342100344100三级抽汽温度/℃444162438179434186432166四级抽汽温度/℃316170312134311177311126

2#高加出水温度/℃243140237168231119225152

1#高加出水温度/℃222115198140181163173195

1#高加进水温度/℃160122160186161136161136 通过现场试验得出结论:即1#高加进汽压力大于112MPa时,对高加安全运行没有任何影响。

5抽汽供热对机组的影响

511对汽轮机热效率的影响

以9#机为例,其高压缸内效率略低于中低压缸的内效率,根据最近试验数据:高压缸相对内效率为7914%,中低压缸的相对内效率为9317%,从再热冷段抽出部分蒸汽后,相当于高压缸作功量增加,中低压缸作功量减少,整机的热效率略有下降,但高压缸作功量增加的同时,热效率也相应有所提高。同样以135MW负荷状态为例,在抽出23t/h蒸汽后,经过计算,汽轮机的汽耗为21968kg/kWh,在不抽汽的状态下,其汽耗为21899kg/kWh,相差213%,可见汽轮机的实际效率下降很少。

512对汽轮机轴向推力的影响

125MW、135MW机组高、中压缸为对向布置,低压缸为对称分流布置,据制造厂说明书,轴向力方向由车头指向低压缸,根据轴向推力发生的原理,抽去部分蒸汽只能使中、低压缸进汽减少,低压缸由于对称分流布置,轴向推力不应变化,中压缸由于进汽量只会使向低压缸方向的推力减少。但减少量多少、是否会引起负推力,因缺少数据,无法计算。但可以通过监视推力瓦温度来保证机组运行安全。513对调节级压力的影响

由于高压缸排汽被抽到一部分,会引起高压缸排汽压力降低,从而高压缸各级压降增大,因此会引起调节级压力升高、各级隔板及静叶承受的推力增大。调节级压力随抽汽量增加而增大,同样可以通过监视调节级压力来保证机组运行安全。

514关于补水的问题

机组抽汽供热后,势必要求补水增加,根据我厂化水设备及系统状况,补水量应不成问题,但8#、9#机补水管道能否满足供热后的要求,我们进行以下计算:

51411　8#、9#机现有补水系统情况

(1)从化水除盐水泵出口一路<159mm母管至8#、9#机组补水;

(2)在汽机房东侧分一路至溶药池用水,溶药时水量1t左右;

(3)在8#机南墙处分二路:一路<108mm至8#机凝汽器补水(在调节阀后变为<89mm),另一路<108mm至8#、9#炉取样架冷却用水;

(4)在上水泵处又分二路:一路<108mm至9#机凝汽器补水(调节阀处为<57mm),另一路至上水箱加水;

(5)8#、9#炉取样架回水分二路:一路回除盐水箱,一路与补水母管接通。

补水系统如图1所示。