上海漕涇電廠1000MW機組供熱改造熱經(jīng)濟性分析

孫春農(nóng)

摘要： 本文以上海漕涇電廠1000MW機組為研究對象，分析對比了機組不同供熱工況下的熱力經(jīng)濟性變化情況。結(jié)果表明，不論何種負荷，冷段供熱工況的汽機熱耗、發(fā)電煤耗及供電煤耗等均低于純凝工況，一抽供熱工況居于兩者之間，機組對外供熱經(jīng)濟性提高。當負荷低于700MW時，冷段抽汽無法滿足供熱負荷對溫度壓力的需求，建議使用一抽供熱；當負荷較高時，使用經(jīng)濟性較好的冷段供熱，一抽供熱作為輔助汽源，保證供熱的穩(wěn)定性和可靠性。對大型燃煤機組進行供熱改造，具有良好的經(jīng)濟效益和社會效益。

關(guān)鍵詞： 大型燃煤機組；供熱改造；煤耗；經(jīng)濟性分析

中圖分類號：TM621 文獻標識碼：A 文章編號：1006-4311（2015）09-0041-02

1 項目背景

我國工業(yè)化和城鎮(zhèn)化的快速發(fā)展，人民生活水平的不斷提高，對熱負荷提出了更高的需求；過去老舊小型熱電廠、分散小鍋爐以及集中鍋爐房的能源消耗比較高，對環(huán)境的污染也比較嚴重，對大型燃煤機組進行供熱改造，有較好的節(jié)能效果和環(huán)保效益[1-5]。李沛峰等改進得到了聯(lián)產(chǎn)電廠能耗水平的科學(xué)評價方法，并指出電熱供熱的能耗最高，鍋爐供熱次之，熱泵供熱較低，聯(lián)產(chǎn)供熱最低[6]；于靜梅等對阜新發(fā)電廠的供熱系統(tǒng)改造過程中提出的兩種方案進行了比較分析，指出兩種系統(tǒng)均能滿足要求[7]；戈志華等對大型純凝機組的供熱節(jié)能改造進行了研究[8]。本文以上海漕涇電廠2×1000MW超超臨界燃煤發(fā)電機組為研究對象，對其供熱節(jié)能改造后的經(jīng)濟效益、環(huán)保效益等進行了分析。

2 電廠簡介

上海漕涇電廠坐落于上海漕涇地區(qū)，一期建2×1000MW超超臨界燃煤發(fā)電機組，二期規(guī)劃建2×1260MW超超臨界燃煤發(fā)電機組。鍋爐為上海鍋爐廠有限責(zé)任公司生產(chǎn)的超超臨界變壓運行螺旋管圈水冷壁直流爐，單爐膛、一次中間再熱、采用四角切圓燃燒方式、平衡通風(fēng)、固態(tài)排渣、全鋼懸吊結(jié)構(gòu)、塔式、露天布置燃煤鍋爐。汽輪機為上海汽輪機廠有限責(zé)任公司生產(chǎn)的超超臨界、一次中間再熱、凝汽式、單軸、四缸四排汽汽輪機。

3 方案可行性

漕涇電廠結(jié)合當?shù)氐陌l(fā)展規(guī)劃和供熱需求，向上海化工區(qū)供熱。化工區(qū)所需熱負荷參數(shù)如表1所示。

漕涇電廠兩臺機組有一定的對外供汽能力，根據(jù)其實際運行的熱力參數(shù)和化工區(qū)的供熱需求，主要考慮使用冷段汽源供熱，其熱力參數(shù)如表2所示。

對比表1和表2可知，漕涇電廠的冷段汽源的溫度較化工區(qū)的負荷需求溫度高，可以通過噴水減溫，降低汽源溫度，以滿足用戶需求。

在壓力方面，通過與汽輪機廠溝通得出：在不影響發(fā)電量的情況下，為保證合格的高壓末幾級葉片強度和高中壓缸推力，單臺機組的長期運行抽汽量不可以高于100t/h。故漕涇電廠所能提供的最大抽汽量為200t/h，此時兩臺機組同時運行，可以滿足化工區(qū)的供熱負荷需求。

在實際運行中，為保證供熱的穩(wěn)定可靠性，漕涇電廠以冷段抽汽為主要供熱汽源，并以#1抽汽為備用抽汽。

4 經(jīng)濟性分析

本文以#1機組為研究對象，分析對比了機組不同供熱工況下的熱力經(jīng)濟性變化情況。兩種供熱工況分別為冷段供熱和一抽供熱，均對外供熱100t/h，其中，由于兩種供熱工況的抽汽均來自高壓缸，僅對汽機做功和發(fā)電機發(fā)電產(chǎn)生較大影響，故使用相同的鍋爐效率和管道效率。結(jié)果如圖1。

由圖1可知，不論何種負荷，純凝工況的汽機熱耗均最高，冷段供熱最低，一抽供熱居于兩者之間。在機組負荷為1000MW時，純凝工況的汽機熱耗為7306kJ/kWh，冷段供熱的汽機熱耗為7237kJ/kWh，較純凝工況低69kJ/kWh，一抽供熱的汽機熱耗為7245kJ/kWh，較純凝工況低61kJ/kWh，可見由于對外供熱，機組的熱耗降低，由于一抽供熱汽源的溫度壓力較冷段供熱汽源高，一抽汽源在高壓缸內(nèi)的做功低于冷段抽汽，故在實際運行過程中應(yīng)優(yōu)先考慮冷段抽汽作為供熱汽源，為保證對外供熱的穩(wěn)定性和可靠性，一抽供熱作為冷段抽汽的輔助汽源。又當機組負荷較低時，冷段抽汽的壓力溫度無法滿足化工區(qū)供熱需求，故當負荷低于700MW時，僅使用一抽汽源對外供熱。

由圖2和圖3可知，不論何種負荷，純凝工況的發(fā)電效率均最低，發(fā)電煤耗均最高，經(jīng)濟效益最差。在1000MW負荷下，冷段供熱的發(fā)電效率為46.15%，較純凝工況高0.43%，發(fā)電煤耗為266.5g/kWh，較純凝工況低2.54g/kWh；一抽供熱的發(fā)電效率為46.1%，較純凝工況高0.38%，發(fā)電煤耗為266.79g/kWh，較純凝工況低2.25g/kWh。

由圖4和圖5可知，考慮到廠用電，不論何種負荷，純凝工況的供電效率均最低，供電煤耗均最高，經(jīng)濟效益最差。在1000MW負荷下，冷段供熱的供電效率為44.08%，較純凝工況高0.42%，供電煤耗為279.06g/kWh，較純凝工況低2.66g/kWh；一抽供熱的供電效率為44.03%，較純凝工況高0.37%，供電煤耗為279.36g/kWh，較純凝工況低2.36g/kWh。

5 結(jié)論

本文以上海漕涇電廠1000MW機組為研究對象，分析對比了不同供熱工況下機組的熱力經(jīng)濟性變化，主要結(jié)論如下：①機組冷段抽汽的壓力和溫度可以滿足供熱負荷的需求，對機組進行供熱改造具有可行性。②無論何種負荷，機組對外供熱的汽機熱耗、發(fā)電效率、供電效率等均高于純凝工況，具有較好的經(jīng)濟性，其中冷段抽汽供熱的經(jīng)濟性高于#1抽汽供熱。③當負荷低于700MW時，冷段抽汽無法滿足供熱需求，可使用#1抽汽進行供熱，當負荷高于700MW時，建議使用經(jīng)濟性較好的冷段抽汽供熱，#1抽汽作為備用汽源，確保機組對外供熱的穩(wěn)定性和可靠性。

參考文獻：

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