供热改造 | 抽汽梯级供热改造案例：九江电厂冷再抽汽供热

国能神华九江发电有限责任公司（以下简称：神华九江公司）位于江西省湖口县流泗镇，湖口高新工业园区，一期工程建设 2×1000MW 国产超超临界锅炉及汽轮发电机组，并留有再扩建 2×1000MW 级机组条件，一期工程两台机组于 2018 年 7 月投产发电。

公司首次供热改造项目于 2021 年 4 月 15 日开工，8 月 10 日实现向中红普林医疗有限公司（首个用户）供汽，12 月 3 日完成一德粮油公司管道吹管工作，同时新增补用户东鹏陶瓷管道已铺设完毕。

二、改造情况

1、设计参数

两台机组规划对外供热总计为 155t/h 蒸汽，供热蒸汽参数为 1.4MPa、250℃（厂区分界处），用户侧参数为 0.85MPa,不小于 200℃，用户距离热源点最远 3km。

2、存在的问题

因此次供热改造工期短，故此次供热改造没有单独增加减温水系统， 利用再热汽减温水对供热减温，造成机组加减负荷时供热减温水压力与流量的波动，影响供热参数品质。后续准备建设单独的供热减温水站，以提高供热参数品质。

三、改造方案

1、技术路线

本次供热负荷需求仅考虑本期热负荷，边界条件是：在不影响机组满负荷 1000MW 出力，不进行汽机、锅炉本体改造，汽机、锅炉安全运行的情况下在两台机组预留的供热冷再接口实施供热改造。

2、实施方案

（1）原则性系统图

图 1 原则性系统图

（2）改造内容

因神华九江公司一期机组建设期在每台机组再热冷段蒸汽管道锅炉运转层平台预留 124t/h 蒸汽管道接口。故本次改造利用冷再接口减温减压后对外供热。具体改造为：从两台机组冷再预留接口连接供热管道，通过减温减压器后汇集于供热联箱，从供热联箱分别引出两根供热管道给用户点对点供热，联箱预留一个出口，预留远期 105t/h 供热管道位置，当远期热负荷落实后再行进一步的改造工作。

两台机组同时运行时，供热能力如下：

表 1 两台机组同时运行时供热能力

一台机组检修一台机组运行时，供热能力如下：

表 2 两台机组同时运行时供热能力

从表上表可以得出以下结论:

1）受锅炉再热器超温影响,在不改造锅炉受热面条件下，在 90 THA 及以上负荷时,单台机组最大供热能力 105t/h。

2）当机组负荷在 75 THA 及以上时,双机机组运行供热能力 155t/h， 满足用户最大需求 155t/h 以及平均需求值 140t/h。

机组负荷在 40-50 THA,受锅炉再热器超温影响,在不改造锅炉受热面条件下，此负荷工况冷段抽汽量有限,单台机组供热能力约 46-58t/h。

（3）项目总投资与施工周期

项目投资：3150 万元，施工工期：8 个月（第一个用户供汽需求紧迫， 4 个月通汽）

四、改造效果

本次机组供热改造于 2021 年 7 月底完成供热管道的安装及调试，8 月初完成用户供热管道吹管，8 月 10 日开始对外供热调试。因供热用户也是新建企业，故供热量到目前还未达到协议量。至目前最大供热量达到 90t/h（短时调试），长期供热长期在 40t/h，后期随用户生产线投运增加，供热量会达到协议值。

1、改造前后技术指标、运行情况对比

1）供热改造前后供电标煤耗变化

两台机组同时同负荷运行，分别对外供热 70t/h,总供热 140t/h， 100  THA 工况供电标煤耗指标见表。

表 3 100 THA 工况供电标煤耗

2）全厂煤耗、石灰石以及液氨变化

供热工程后，虽然机组发电标煤耗、供电标煤耗均有所降低，但由于电厂对外供热 396GJ/h，锅炉耗煤量相应增加。两台机组同时同负荷运行， 分别对外供热 198GJ/h,总供热 396GJ/h，在 100 THA 工况下，单台锅炉增加标煤耗量 3.96t/h，对应为设计煤 5.23t/h，校核煤 5.88t/h。全厂年尿素耗量增加 90t/a，石灰石耗量增加 4114t/a。

增加供热工程后，机组持续对外抽汽供热，保证 100 THA 机组出力1000MW，由于机组设计出力 100 THA 是 1052MW，因此供热后锅炉 BMCR 工况出力不变，锅炉最大耗煤量不会发生变化，相应的除灰、运煤、脱硫相关设计也无需变化。

2、项目经济性分析

机组抽汽供热后，部分蒸汽经过汽轮机做功发电后对外供热，减少了机组凝汽器冷端损失，降低了汽轮机热耗,机组发电量相同情况下汽机发电标煤耗变化见表

表 4 汽机发电标煤耗变化表

2、全厂的主要热经济指标

以两台机组同时同负荷运行，分别对外供热 70t/h,总供热 140t/h 为基准，全厂的主要热经济指标见表 9.2.2-1

表 5 全厂主要热经济指标表

因本期供热时间短，至 2021 年 12 月 31 日，神华九江电厂总计供热13.16 万吨，37.56 万吉焦，年度供热比 0.87 ，贡献供电煤耗约 0.56g/kW.h.按照机组年发电5000h 计算,全年可节约标煤5350 吨,按当年标煤单价1141 元/吨计算,可节约燃煤成本 613 万元。