供热改造 | 高背压改造案例：大同公司 8 号机组低位能（高背压）供热改造

大同发电公司 8 号机组为 600MW 亚临界机组，投产于 2005 年，型号为哈尔滨汽轮机厂生产NZK600-16.7/538/538 型四缸四排汽机组。2009 年改造为供热机组，由中压缸排汽供热，设计供热蒸汽压力 0.8MPa/330℃左右， 每台机设计抽汽能力 500t/h，实际抽汽 350t/h 左右。改前二期 2 台机组实际最高供热能力 535MW，最高供热面积为 1100 万m2。

大同公司于 2018 年对 8 号机组实施低位能供热（高背压）改造。本项目通过低位能供热改造与其他抽汽式机组配合使用，低位能机组作为基础加热，抽汽式供热机组承担热负荷调节任务。通过乏汽供热+抽汽供热的组合配置，克服低位能机组供热调节能力相对较差的缺点，发挥抽汽式供热机组具有的供热能力调节的优点，实现二者优势互补，进一步提高机组的经济性。

二、改前情况

1、设计参数和技术指标

2009 年改造为供热机组，由中压缸排汽供热，设计供热蒸汽压力0.8MPa/330℃左右，每台机设计抽汽能力 500t/h，实际抽汽 350t/h 左右。

2、存在的问题

国电电力大同第二发电厂是当地大型热电联产机组，总装机容量3720MW，分三期建成：其中，一期 6 台 200MW 超高压机组、最晚投产于 1988年，采用打孔抽汽供热方式，最高供热负荷 550 MW，最高供热面积 1130 万平米；二期建设 2 台 600MW 亚临界直接空冷机组，采用打孔抽汽供热方式，最高供热负荷 535MW，最高供热面积 1100 万平米；三期建设 2 台 660MW 超临界直接空冷机组，采用热泵（回收小机乏汽）基础加热、抽汽提质加热的供热方式，最高供热负荷 630MW，最高供热面积 1300 万平米。电厂现有热负荷基本上已经达到各期机组当前供热方式的供热极限。

三、改造方案

1、技术路线

低位能供热改造工艺流程如下：在 8 号机空冷岛主排汽管道上增设大口径排汽支管，采暖期将机组全部排汽引入新增的热网凝汽器、将乏汽余热回收用于加热热网循环水，为热网系统提供基础热量，供热不足部分再由中排抽汽进行尖峰加热。

2、实施方案

（1）原则性系统图

图 1 低位能供热系统图

图 2 改造后全厂供热系统工艺流程图

（2）改造内容关键设备改造内容包含以下几项：

1）8 号机空冷系统改造

在空冷岛上方原 8 列排汽支管中，布置于中部的 6 列原未装设阀门，本次改造在此 6 列处增设大口径真空电动蝶阀。便于机组在供热期运行时利用这些阀门，实现对空冷凝汽器的方便调整和切除。

在空冷汽轮机主排汽管上增设大口径旁路排汽支管至新增的热网凝汽器。

2）8 号机回热系统及附属设备改造

新增热网凝汽器：并在热网凝汽器入口蒸汽管道上装设大口径真空电动蝶阀；

增设凝结水系统管道：将各凝汽器排汽凝结水接至原空冷凝结水回水系统至机组回热系统;

新增凝结水冷却器：为确保 8 机精处理装置的正常运行，新增 1 台凝结水换热器，由热网循环水将凝结水冷却至 60℃以下。

增加热网凝汽器抽真空系统设备，以及热网排水系统设备。

对 8 号机导汽管蝶阀进行改造，以增大其中排抽汽能力。

3）三期新增热网首站（南线）

在三期扩建端现有场地新增设一座热网首站，用于南线。

三期新增南线首站内拟设 4 台热网循环水泵（额定流量 5000t/h，扬程 140m），6 台热网加热器。以及新增热网疏水泵、疏水箱、疏水扩容器、除污器等设备。

4）三期供热蒸汽管道改造

三期 9、10 号机新增供热抽汽联络管，新增三期供热抽汽联络管至南线首站的供热蒸汽管道。

5）一期热网循环水泵改造或更换

因一期现有热网循环水泵扬程不足，无法满足供暖期热网输送需求， 本方案将考虑对一期现有泵组进行改造或更换。

6）全厂热网系统管道改造

为适应方案一“8 号机乏汽基础加热、各机组中排抽汽尖峰加热”的供热方式，针对四条管线，需增设由各管线供回水母管至 8 号机的大口径热网循环水管道及旁路管道。

同时，考虑远期的供热方式，还需预留出各管线至 10 号机及厂用电小汽轮机的热网循环水管道接头。

7）对应电气、热控、化水、土建等专业相关的系统设施改造。

（3）关键设备

本次改造将针对 8 号机空冷系统改造；新增 4 台热网凝汽器；新增 1 台凝结水冷却器及相应的凝结水管道系统和热网循环水冷却系统；新建南线热网首站（包含新增 6 台热网加热器，4 台热网循环水泵，新增疏水箱、疏水扩容器、疏水泵等设备）；一期拆除原有 4 台热网循环水泵并新增 3 台热网循环水泵；新增 7、8 号抽汽联络系统；新增 9、10 号机供热抽汽联络系统及由 9、10 号机供热抽汽联络管至南线热网首站的蒸汽管道系统；新增 10 号机低旁至南线热网首站的蒸汽管道系统；针对东南西北这四条管线，新增由各管线热网循环水回水母管至 8 号机热网凝汽器及由 8 号机热网凝汽器至各管线热网循环水泵入口的热网循环水系统及旁路系统，以及由各热网循环水泵出口至各热网首站出口的旁路系统管道；对东南西北四条管线各增设一台除污器及旁路管道系统。

（4）项目总投资与施工周期

项目总投资 27000 万，施工周期十二个月。

3、创新点

对 8 号 600MW 空冷机组实施低位能热能再利用，采用汽轮机乏汽基础加热、抽汽调质加热的供热系统，尽可能多的利用机组低品位乏汽供热， 减少对高品位抽汽的利用，在不增加一次能源消耗的基础上，大幅提升机组的供热能力，实现供热节能的目标。

四、实施效果

1、改造前后技术指标对比、运行情况对比

国电科学技术研究院有限公司太原分公司于 2020 年 1 月 4 日进行了国电电力大同第二发电厂 8 号机组高背压供热节能改造后验收试验工作。试验内容及结果如下：

2020 年 1 月 4 日对 8 号机组进行了高背压供热改造后验收试验，试验期间热网循环水量为 33200t/h， 高背压凝汽器循环水进水平均温度50.11℃，出水平均温度 72.00℃，凝结水冷却器出口温度 53.13℃；8 号机组主蒸汽流量 1944.3t/h，发电功率 561.1MW，低压缸排汽压力 35.66kpa，乏汽全部用于高背压凝汽器供热，经现场测试，空冷岛完全不进汽。

因热量全部被利用，加上轴封漏气、加热器及管道散热、抽汽压损及其泵功率损耗等辅助成分的能耗损失，经计算高背压凝汽器及凝结水冷却器总制热量为 3043.44GJ/h，机组供热发电热耗为 3607.63kJ/kWh，按锅炉效率 91.5 ，管道效率 99 计算，折合供热发电煤耗约 136.06g/kWh。

图 3 改造前后空冷岛进汽量对比

按照设计工况下主蒸汽量 1976t/h，修正后机组发电功率为 570.25MW， 总制热量为 3093.06GJ/h，达到本工程考核指标之上。（汽轮机主蒸汽量1976t/h 时，发电煤耗≤140g/kWh；供热能力≥3000GJ/h；发电功率≥563MW。）

图 4 改造前后热耗率对比

2、项目经济性分析

经核算，供热初末期乏汽供热比例达到 100 ，二、三期机组平均发电煤耗 259.15g/kW.h，平均供热煤耗 5.85kg/GJ，供热电耗 4.22kWh/GJ;供热次寒期乏汽供热比例 61.2 ，二、三期机组平均发电煤耗 246.3g/kW.h， 平均供热煤耗 14.31kg/GJ，供热电耗 5.71kWh/GJ；极寒期乏汽供热比例为50  ，二、三期机组平均发电煤耗 236.4g/kW.h，平均供热煤耗 15.54kg/GJ， 供热电耗 6.24kWh/GJ。当供热面积达到 4100 万m2 时，年供热需求量为 1874 万GJ。

改造后，二、三期机组提供的总供热量为 1712 万 GJ，其中乏汽供热比例 71 。改造后二、三期机组的平均发电煤耗为 250.2g/kW.h，平均供热煤耗 12.01 kg/GJ，供热电耗 5.35 kWh/GJ。相比改前，二、三期机组的平均发电煤耗下降 40.53 g/kW.h，平均供热煤耗下降 12.94 kg/GJ，供热电耗下降 3.47 kWh/GJ。改造后的二、三期机组共替代一期供热量 295 万GJ， 一期机组只需提供尖峰热量 162 万GJ，相比改前，一期机组因承担的供热量减少，供暖期平均发电煤耗升高 11.5g/kW.h。

体现在经济效益方面：改造后二、三期机组共替代原有供热量 1152 万GJ，因改后供热煤耗下降，替代原供热节煤 15.12 万吨、节煤收益 7861.5万元；同时本次改造新增供热量 560 万 GJ、增加供热收益 6694.5 万元；改后供热耗电减少 1059 万 kW,h，节省耗功成本 355.5 万元；增加补水量34.6 万吨、增加水费 518.5 万元；改后企业毛收益增长 14393 万元。总节煤量 22.71 万吨。

体现在社会节煤方面：替代电厂原供热部分、节煤 15.12 万吨；新增供热量部分，与工业锅炉房相比（锅炉效率取 80 ，供热煤耗 47kg/GJ），供热节煤 19.59 万吨；改后综合社会节煤量 34.71 万吨。