摘要：某热电厂未配有调峰热源，机组供热能力不能充分发挥，既造成现有管网资源不能有效利用，从而无法整合其周边小型燃煤锅炉房，而机组长期低效运行，能耗巨大。全市燃气供热占全市供热面积约27%，随着以及燃气热电厂建设和“煤改气”工程推进，燃气供热所占比例将得到大幅提升，但目前燃气清洁能源用于供热面临着挑战。从能源价格来看，相同热值天然气的价格是煤炭的4~5倍，燃气用于供热成本高，且燃气直接燃烧不符合能源梯级利用原理，造成能源浪费。基于此，本文对大型火电机组供热技术改造与方案优化模式进行分析，作出以下讨论仅供参考。
关键词：大型火电机组；供热技术改造；方案优化模式
引言
目前设计的供暖方案严重影响了人们居住的环境，为了提高电源的性能，提出了更多的供暖改造技术。但是，目前的重点研究是，这些改造技术是否有助于提高单元性能，以及能够有效地控制成本。本文探讨了供暖改造技术的作用和应用要求，选择了技术并制定了供暖改造方案。
1研究背景
节能减排是国家的根本政策，通过热电联产集中供暖是节能减排的重要措施。目前，中国的热电联产模式仍然是抽取加热和小型单元低真空加热技术主要，有些地区实施热泵或分布式能源的加热技术。燃煤发电企业由于“热电联产”的运营特点，城市发展导致集中供暖面积的扩大和社会用电量的增长持续放缓，因此热电产业必须应对供暖期间“热冲突”更加突出的情况。为了有效地缓解这一点，以保证取暖质量和取暖质量为前提，地方电网在取暖期间不断提高发电输出的峰谷调节能力和电网消耗新能源的能力，成为热电产业发展的重要课题。
2大型火电机组供热改造技术
2.1打孔抽汽供热改造技术
打孔抽汽供热技术，原来纯纯凝火火力发电厂在中低压缸连接管中钻出外部蒸汽管，取出蒸汽，取出高温蒸汽，用于家用加热或工业蒸汽。利用这项技术，纯凝火火电厂变成热电联产装置，降低工厂煤炭消费，增加发电企业利润，经济、环境保护和社会利益显着。这项技术蒸汽的质量和数量受发电机组大小和发电负荷、热电耦合等限制。600MW以上的单位，难变形，萃取质量高，最高0.8MPa以上，居民供暖等低级热负荷有一定的能量浪费，因此在考虑能源利用效率的情况下，可以添加后行蒸汽涡轮机。
2.2光轴技术
早期背压供热改造一般通过光轴改造技术实现，该技术通常主要应用于200MW等级单位。这种装置的共同特点是，设备陈旧，煤耗高，夏天基本上是“趴着”状态，冬天只有取暖，因此换成光轴对夏天的发展没有影响。近年来，随着电力市场的发展，这项技术在部分300MW设备上也被使用。这几年的发展证明了这项技术比较成熟、可靠、风险低这一事实，以及许多应用成果。光轴技术改造是指切断中低压连接管蝶阀，将中行蒸汽基本上全部提升到热网加热器的改造方案。为了防止低压转子爆破，必须更换原始低压转子，重新设计低压转子，而不需要将高压转子的转矩传递给发电机。这个转子一般称为“光轴”，因为它只有主轴，没有叶片。光轴不仅能很好地传递转矩，还需要适当的质量和刚度，才不会对原轴系力学特性产生较大的影响。火电机组本体改造费用约1200万元。本文所述机组采用光轴技术，进行背压供热，该装置最大蒸汽供应条件下的中压蒸汽排放量达660t/h，减去20t/h低压冷却蒸汽量，640t/h的其余部分为510MW的热值，合理加热面积为1020万平方米，比中间萃取加热量增加约66%。采用这种供暖技术有望大大提高设备的供暖能力。以同样的价格，这种工况标准煤耗为100th，产值为13万元/h，标准煤的产值为1296元/t，比中间萃取供暖增加了约12%。对于相同的热负荷，如果不考虑加热温度，只考虑相同的供应热量，则设备的最低技术输出为82MW，相应的负荷率降低27%，比中等提取加热量降低约39%。
2.3高背压供热改造技术
高背压加热技术，是将火电机排汽压力提高、降低凝汽器的真空度、提高冷却水温、以直接热望水冷却来加热热望水。该技术充分利用冷凝装置蒸汽排放的汽化潜热加热愿望数，将冷源损失减少到零，提高装置的循环热效率，利用该技术加热，在不增加装置发电容量的情况下减少供暖，增加供热面积，工程周期短，经济效率显着，缺点是难以与愿望串行运行，必须在取暖和指责期间更换两次低压转子，否则纯冷凝水运行经济性差。高压供暖改造技术是目前比较熟练的技术，目前每个大型电力集团的发电厂相继进行高压供暖改造，节能效益、环境保护和社会效益十分突出。由于技术的进步，与高背压改造相关的汽轮机型号目前的135MW、200MW、300MW和600MW火电机目前改造较少。以一个300MW单位为例，改造高排压后可节约12 . 6万吨，每年二氧化碳排放量可减少16 . 8万吨，二氧化硫97.8吨，煤烟219.9吨。与此同时，东北某电厂成功对600MW空冷机组成功实施了双背压供热改造，即供暖期内两个低压缸一个低背压运行，一个高背压运行，开创了600MW空冷机组双背压供热改造技术的先河。高背压加热改造技术，蒸汽的流入量取决于用户的热负荷大小，其运行方式为“以热定电”，改造后的热水系统必须稳定。
2.4切缸技术
光轴供暖改造技术效果良好，但同时改造费用高。对此，国内电力行业学习德国丹麦等发达国家的经验最近几年开发了切缸切割技术。最近2年，国内有多家发电厂相继进行切割机改造，切割机改造范围从200MW逐渐扩大到300MW。某发电厂的600MW单位也已经进行了道通改造，可以说道通技术的发展非常迅速。切缸技术的目的和光轴技术是一样的，也是达到背压供热，但该措施是不更换低压转子，直接拆卸低压吸入器，因此涡轮机体基本不变，改造成本大大降低。但是由于此时低压转子完全运行在鼓风状态，冷却蒸汽不足，因此爆破的热量会导致最终出口温度超过150 ℃，从而对设备的安全稳定运行具有危险。
3供热改造技术经济性分析
有2台东方汽轮机厂生产的300MW、亚临界、中间再热、双缸双排汽、抽汽供热式汽轮机，供热抽汽压力为 0.343MPa。单台机组额定抽汽量为 400t/h，最大抽汽量 500t/h，供回水温 130℃ /70℃。2 台机组最大负荷供热循环水量 10450t/h。承担着非常重要的采供热任务。根据所在市《城市供热专项规划（2014-2020年）》要求，至2020年，该厂集中供热面积将增加到2415万m2，但该电厂机组目前设计供热面积为 1046 万 m2，无法满足该市中期供热发展需求。因此，该厂目前供热能力不能满足实际发展的供热需求，结合机组现状，对 1 号汽轮机进行供热能力提升改造，以最大限度增大供热能力。考虑包括设计、设备和施工等费用在内的预算，表1 给出了不同改造方案的参数对比，可以看出在单台机组余热量和采暖小时数相同的情况下，双背压供热面积增加和年供热量增加最多，投资也是最高 ；光轴改造技术和热电解耦改造技术投资较低，同时也可以取得不错的供热提升能力，均优于热泵改造技术。综合考虑投资成本、供热能力增加和技术可靠性的基础上，选择光轴技术进行改造，可以使发电厂 1 号机组增加 114MW 的供热能力，每个采暖季为城市增加供热量约为 107.5 万 GJ，增加供热面积 260 万 m2。采暖季回收的乏汽热量为 7.39×1011kJ，标每低位发热值取29271kJ/kg，回收余热折合标煤 2.52 万 t，年净利润为673万元。
表1 不同改造技术的经济性比较
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4大型火电机组供热技术改造最终方案分析
以供回水温度130/30℃，循环水量2×15000t/h，全厂机组不换转子为前提，增加设置三、四号机高背压凝汽器，正常运行时以机组常规背压13kPa运行，在有机组事故状态下可以考虑抬高背压运行，同时对4号机组进行抽凝改造，联通管抽汽能力按13kPa运行时抽1000t/h进行设计。全厂机组最大供热能力3269MW，该供热能力下，在循环水量为30000t/h时，额定出水温度为123.8℃。工程新增管线供热负荷按1475MW核算。本方案主要对3、4号机组进行高背压凝汽器改造，将乏汽管道和热网循环水管道引接入高背压凝汽器，并增加空冷岛蝶阀。供热安全分析：（以全厂总设计热负荷3269MW进行分析）：事故工况1（1号机组停运）：当新增管线以供热负荷1475MW，总设计热负荷按3269MW进行设计时，在一期机组和二期机组分别有蒸汽联络管道的情况下，当1号机组事故停运时，2号机组抽汽扣除灵武首站供热的安全汽源320t/h外，其余280t/h抽汽全部提供给首站，全厂总抽汽量2280t/h。在供水温度为115℃时，如果回水能降低至35℃，在没有尖峰热源的情况下，厂内事故保障率为65%。事故工况2（2号机组停运）：情况同事故工况1、事故工况3（3号机组停运）：当3号机停运时，全厂扣除灵武首站用汽2×230t/h，其余加热蒸汽共1740t/h，抽汽能将供水温度提高约38℃，在供水温度为106℃时，回水能降低至40℃以下时，在没有尖峰热源的情况下，厂内事故保障率为66%。事故工况4（4号机组停运）：情况同事故工况3。当以本方案进行设计，全厂总设计热负荷按3269MW进行分析：如果以厂内满足单机事故状态下需保障任意一条管线65%的供热安全边界为前提，本方案在供水温度为115℃时，如果回水能降低至35℃；且供水温度为106℃时，回水温度能低于40℃。没有尖峰热源的情况下厂内自己就能满足全厂3269MW事故状态下供热安全65%负荷的需要。如果回水温度达不到上述条件，则需要外网配以相应的尖峰热源作为补充。
结束语
综上所述，本文围绕供热改造问题展开研究，通过对比多项供热改造技术的性能、成本、应用要求，选取背压供热作为核心改造技术，通过计算，确定参数及火电机组抽气量等，形成完整的改造方案。
参考文献
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