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某类型300 MW燃煤机组原设计为单轴、高中压合缸、低压缸双分流、亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、抽汽凝汽器式汽轮机。热网加热蒸汽汽源由汽轮机中压缸末级引出。额定采暖工况蒸汽压力为0.4 MPa,蒸汽温度264 ℃,压力调整范围0.25~0.55 MPa。该类型汽轮机组冬季供热热力系统图如图1所示。
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该机组在供暖期,机组运行方式为以热定电,即首先满足供热要求,根据热负荷的变化来调整机组的发电功率。采暖供热采用二级换热闭式循环系统,在厂内设一级换热站,用汽机抽汽将热网循环水加热,在热用户附近设二级换热站,用高温热网循环水加热二次循环水向用户供热。
机组抽汽供热模型图如图2所示,机组抽汽供热的汽侧为汽轮机抽汽直接进入热网加热器进行加热,疏水回至凝汽器。水侧为热网回水加热后成为一级热网供水。
供热量计算公式[16]:
$$ Q=\left( {{H}_{2}—{H}_{1}} \right)q1{0}^{3} $$ (1) 式中:
Q ——供热量(kJ/h);
H1 ——进水焓(kJ/kg);
H2 ——出水焓(kJ/kg);
q ——水流量(t/h)。
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机组高背压供热模型图如图3所示。对该类型燃煤机组进行高背压改造,实现了纯凝工况与供热工况低压缸双背压双转子互换。非供热期机组以抽汽凝汽方式运行,供热期间机组以抽汽凝汽背压方式运行。水网供热采用串联式两级加热系统:即热网循环水回水首先经过机组凝汽器进行第一级加热,吸收低压缸排汽余热,然后再经过机组热网加热器完成第二级加热,高温热水通过水网供水管道送至厂外换热站换热供向热用户。高温热水经热用户换热降温后,通过热网回水管回至机组凝汽器,构成一个水循环系统。
机组高背压供热的热网水加热形式为梯级加热,首先由汽机排汽在凝汽器中进行第一级加热,然后热网水分流一部分去其他机组,另一部分进入热网加热器由汽轮机抽汽进行第二级加热。
供热量计算公式:
$$ Q_{{\rm{A}}}=(H_{{\rm{A}} 2}-H_{{\rm{A}} 1}) q_{{\rm{A}} 1} 10^{3}+(H_{{\rm{A}} 4}-H_{{\rm{A}} 3}) q_{{\rm{A}} 2} 10^{3} $$ (2) 式中:
QA ——高背压方式供热量(kJ/h);
HA1 ——凝汽器进水焓(kJ/kg);
HA2 ——凝汽器出水焓(kJ/kg);
HA3 ——加热器进水焓(kJ/kg);
HA4 ——加热器出水焓(kJ/kg);
qA1 ——凝汽器水流量(t/h);
qA2 ——加热器水流量(t/h)。
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机组切缸供热模型图如图4所示。对该类型燃煤机组进行切缸改造,实现了纯凝工况与供热工况低压缸切除互换。非供热期机组以抽汽凝汽方式运行,供热期间机组以切缸方式运行。供热汽源分为两部分对热网进行加热:其中机组切缸汽源供给大容量热网加热器,直接加热热网回水,高温热水通过水网供水管道送至厂外换热站换热供向热用户。另外机组抽汽与其他机组的小容量热网加热器相连,作为其他机组供热的补充汽源。
机组切缸供热的热网水分别在两个热网加热器中进行加热,其中一个加热器的汽源为切缸供汽,另一个加热器的汽源为汽轮机抽汽,两个热网加热器的出水汇合后作为一级热网供水。
供热量计算公式:
$$Q_{{\rm{B}}}=(H_{{\rm{B}} 2}-H_{{\rm{B}} 1}) q_{{\rm{B}} 1} 10^{3}+(H_{{\rm{B}} 4}-H_{{\rm{B}} 3}) q_{{\rm{B}} 2} 10^{3} $$ (3) 式中:
QB ——切缸方式供热量(kJ/h);
HB1 ——加热器1进水焓(kJ/kg);
HB2 ——加热器1出水焓(kJ/kg);
HB3 ——加热器2进水焓(kJ/kg);
HB4 ——加热器2出水焓(kJ/kg);
qB1 ——加热器1水流量(t/h);
qB2 ——加热器2水流量(t/h)。
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根据三种供热方案计算出的供热量情况以及该地区供热经济性系数,将燃煤机组三种供热方案进行技术经济性比较,具体情况如表1~表4所示。
250 MW负荷下抽
汽供热量/(GJ·h−1)160 MW负荷下抽
汽供热量/(GJ·h−1)供热量差
值/(GJ·h−1)经济性差
值/(元·h−1)912 358 554 2 984 Table 1. Comparison between steam extraction heating under 250 MW load and steam extraction heating under 160 MW load
高背压供热量/
(GJ·h−1)抽汽供热量/
(GJ·h−1)供热量差值/
(GJ·h−1)经济性差值/
(元·h−1)1 088 358 730 3 935 Table 2. Comparison between high back pressure heating and steam extraction heating under 160 MW load
切缸供热量/
(GJ·h−1)抽汽供热量/
(GJ·h−1)供热量差值/
(GJ·h−1)经济性差值/
(元·h−1)1 261 358 903 4 866 Table 3. Comparison between cylinder cutting heating and steam extraction heating under 160 MW load
切缸供热量/
(GJ·h−1)高背压供热量/
(GJ·h−1)供热量差值/
(GJ·h−1)经济性差值/
(元·h−1)1 261 1 088 173 930 Table 4. Comparison between cylinder cutting heating and high back pressure heating
从表1、表2、表3可以看出,该类型300 MW燃煤机组仅靠抽汽进行供热时,受电负荷制约很大,但经历过切缸供热改造或高背压供热改造后,该问题得以解决,在160 MW负荷时,相比改造前的抽汽供热形式,供热能力及经济性都得到大幅提升。从表4可以看出,切缸供热与高背压供热相比较,供热能力及经济性有一定优势,机组的供热期调峰能力也更强,这是因为燃煤机组经过切缸改造后,排汽全部用于供热,消除了冷源损失。供热经济性差值比较图如图6所示。切缸供热还具有切换灵活,汽轮机本体改造范围小,改造费用低,运行维护成本低的优势。
Technical and Economic Study on Heating Transformation Scheme of Coal-Fired Units
doi: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2022.03.010
- Received Date: 2022-01-18
- Accepted Date: 2022-03-03
- Rev Recd Date: 2022-03-03
- Available Online: 2022-05-30
- Publish Date: 2022-09-25
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Key words:
- coal-fired unit /
- heating transformation /
- high back pressure transformation /
- cylinder cutting transformation /
- heating capacity
Abstract:
Citation: | XU Weixuan. Technical and Economic Study on Heating Transformation Scheme of Coal-Fired Units[J]. SOUTHERN ENERGY CONSTRUCTION, 2022, 9(3): 88-93. doi: 10.16516/j.gedi.issn2095-8676.2022.03.010 |