某热电厂凝汽式汽轮机改背压机项目分析

引言

某热电厂是市郊矿区的坑口电厂,装机规模为3×50Mw汽轮发电机组,配3×240t/h循环流化床锅炉。汽轮机为上海汽轮机厂生产制造的50Mw高压单缸、单抽冷凝式空冷汽轮机,在第l5级动叶前装有旋转隔板,调节第五段抽汽进行供热。该电厂冬季生产按"以热定电"原则运行,根据现状热负荷,运行方式被核定为3炉2机运行。该热电厂供热区域现状供热面积共374万m2,从近几年的实际供热情况看,供热能力已近饱和。

20l9年,在城市"三供一业"改造的背景以及居民楼面积日益增加的前提下,该电厂与市政热力公司协议,计划多增加70.87万m2供热面积。在电厂3炉2机运行方式不变的情况下,电厂已无能力承担该新增热负荷。考虑采用背压型的热电联产机组为国家政策鼓励类,电厂决定通过将抽凝机改造为背压机的方法,增加供热蒸汽量,满足新增的热负荷要求。

1热负荷分析

根据相关供热规范要求,结合近年来电厂实际供热量和供热面积等运行数据反算,得出该热电厂供热范围内建筑的采暖综合热指标为58.7w/m2。

新增供热面积70.87万m2后,西山热电供热面积共计将达445万m2,需供热功率261.3Mw。

当地采暖季室外计算温度为-12℃,采暖季室外平均温度为-2.1℃,采暖季室内计算温度为18℃,采暖持续时间为l5l天。采暖热负荷随室外温度变化而变化,可由下列公式求得:

式中,tw'为采暖季室外平均温度:tw为采暖季室外计算温度:Dx为采暖计算热负荷。

根据上述采暖热负荷计算公式,并结合当地的气象条件参数,可以得到改造前后采暖季不同室外温度的延续时间、采暖热负荷及年采暖供热量,并绘制改造前后年采暖持续热负荷曲线(图l)。

图1改造前后年采暖持续热负荷曲线

按采暖季室外平均温度为-2.l℃计算,改造增加面积后采暖季平均热负荷为26l.3×[l8-(-2.l)]/[l8-(-l2)]≈l75.lMw。

经计算得出,改造前年采暖供热量为l9l.l0万GJ,改造后年采暖供热量为227.46万GJ。本项目实施后,新增供热面积70.87万m2,电厂年采暖供热量可增加36.36万GJ,如图l中阴影部分所示。

2汽机本体改造实施方案

汽轮机原设计参数为:主蒸汽额定压力8.83MPa(a),主蒸汽流量(额定/最大)为276/295t/h,调整抽汽压力为0.294＋0.026MPa(a),抽汽量(额定/最大)为l30/l50t/h。现改造机组为3号汽轮机,改造后背压为0.294MPa(a)。

方案采用拆除原供热抽汽口后末四级动叶、隔板、隔板套,增加汽缸闷板及闷板汽封,原供热抽汽口变为背压排汽口:上方中汽缸新增一个DN600的排汽口,引出至原供热母管,以满足排汽量增加的需要(图2)。后汽缸及排汽装置没有

排汽进入。

图2汽轮机改造后纵剖图

根据汽轮机厂动平衡试验,转子重量减少了l0%,轴承的动态特性和静态特性满足要求。转子的临界转速和扭振频率都有足够的避开率。

3配套热力系统改造方案

原有机组回热系统设五级抽汽,分别对应2台高压加热器、l台高压除氧器和2台低压加热器,高压加热器疏水为逐级回流。本次改造后,凝结水系统不再使用,2台低压加热器对应的汽机抽汽和2台低加疏水泵也不再使用。启动、低负荷工况时高压加热器疏水改至疏水扩容器。背压排汽全部至热网加热器供热,其冷凝水利用原有疏水泵回至高压除氧器。

原有机组五段抽汽口为汽缸下方2个DN600管口,2路抽汽管道引出后汇合成l路DN900抽汽管道接入厂房外采暖抽汽母管。根据汽机厂汽机本体改造方案,在中汽缸上部增加l个背压排汽口(DN600),此排汽管道拟从中汽缸上部引出后就近下翻到8m运转层下方后接至厂房外采暖抽汽母管。

原凝结水系统部分引出至锅炉冷渣器,作为其冷却水,受热后,返回汽机回热系统。本次改造后,因凝结水系统将不再使用,锅炉冷渣器冷却水改用热网循环水冷却。

原抽真空系统原设置2台水环式真空泵。背压改造后,后汽缸及排汽装置不再有排汽进入,排汽装置和空冷塔不再承担其功能,配套的水环式真空泵及空冷12台风机将不再使用。

原供热系统的热网换热器分为上线和下线,分别对应出厂的东西供热管线。新增的70.87万m2供热面积均属于下线换热器供热范围。下线供热系统设计供回水温度为115/36℃,设计热网循环水量为3100t/h,下线热网加热器额定供热出力为243Mw,下线热网加热器疏水泵额定出力为470t/h。本项目实施后维持目前热网设计供回水温度不变,下线供热系统需热网循环水量3070t/h,下线热网加热器需承担供热功率218Mw,热网加热器最大疏水流量为358t/h,现有下线供热系统配套设备能力满足改造后供热功率需求,现有热网设备容量无需扩容改造。

4改造后3号汽机热力系统及运行方式优化分析

3号汽轮机背压改造后额定工况热平衡图如图3所示。

采暖季机组供热过程中,1台抽凝机组和1台背压机组运行,电厂总供热负荷需求降低时,可优先降低抽凝机负荷满足剩余供热负荷需求。如供热负荷很低,可考虑3号背压机或1台抽凝机单机运行。如热网负荷全部丧失,3号背压机排汽管道和抽凝机采暖抽汽管道上设有安全阀和快关阀,保证3号背压机安全停机或抽凝机切入纯凝工况运行。

5机组供热改造后的供热能力

热电厂原采暖季3炉2机运行,单机电功率不超过48Mw。改造前,电厂最大供热能力为226.6Mw。改造后,采暖季1台抽凝机和3号背压机运行。结合各工况热平衡图,改造后电厂最大供热能力为3号背压机最大进汽工况(295t/h)加一台抽凝机出力48Mw工况(表1)。

机组背压改造后,两台汽轮机运行最大供热能力271.9Mw,电厂供热能力共可增加约45.3Mw,供热面积可增加约77.2万m2,达到了改造的要求。

6节能分析

本项目3号汽轮机背压改造后排汽全部用于供热,没有冷源损失,提高了3号机热效率。

本项目减少的凝结水泵、真空泵、空冷风机等电气设备,每年可节省厂用电约187.5万kwh。

7经济分析

采暖收入:改造后采暖季年供热量增加约36.36万GJ,供热单价为20元/GJ(含税),年采暖收入为727.2万元。

售电收入:改造后年厂用电耗减少约187.5万kwh,节省的厂用电量计入上网电量,上网电价为0.317元/kwh(含税),则年售电收入为59.44万元。

年收入合计为786.64万元。

煤耗:改造后年煤耗量增加约1.88万t,燃煤配比按原煤40%、研石30%、煤泥30%计算,原煤单价371元/t,研石单价120元/t,煤泥单价90元/t。年燃煤费用增加397.43万元。

本项目年均销售收入786.64万元,年均总成本费用397.43万元,年均利润总额389.21万元,年均所得税97.31万元,年均净利润291.9万元。项目总投资818.78万元,回收期2.81年,项目经济效益良好。