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中国电力设备管理协会

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低位能供热技术应用

作者:   发布时间:2020-12-08

一、创新成果概述

江南公司在2011年2台机组投产后,供热面积逐年增加,当地民用住宅市场高速发展,到2014年江南公司已达到最大供热能力。为增加供热能力,抢占供热市场,江南公司进行供热能力提高可行性研究,认为在现有2台机组的基础上增加供热能力,只有进行低位能余热利用改造,利用低位能供热技术手段才能够增加江南公司的供热能力。

低位能供热技术以热网循环水作为排汽冷却水、直接引至汽轮机凝汽器,经表面换热将机组的大量低品位乏汽废热转换为供热热量。热网循环水被机组的低品位乏汽余热基础加热后,供热不足部分再送至热网首站内的热网加热器,由中排抽汽进行尖峰加热。

低位能供热技术的优点突出,主要有以下特点:

1. “变废为宝”,将机组的大量乏汽余热转变为供热热量,不仅显著提升了机组的供热能力,而且大幅降低了供热能耗成本,具有显著的节能效益和经济效益。

2. 改造后以机组的大量低品位乏汽余热替代减少高位能中排抽汽供热,在扩大机组供热能力的同时,增加了高位能蒸汽在汽轮机的做功比例,提高了机组发电出力,实现热电并重。

在2015年,江南公司完成2号机组余热利用改造项目,新建6台53.3MW热泵机组,热网水通过吸收2号机组循环水余热加热后供给热用户。在2018年,江南公司实施1号机组低位能供热节能改造项目,在冬季供热期1号机组运行中排汽余热全部由热网水吸收。两次改造后,江南公司热网回水经过热泵加热后再进入1号机组凝汽器吸收排汽余热,根据热用户需要可继续进入热网加热器进行尖峰加热后供给热用户,江南公司2台机组的排汽余热得到最大利用,当供热面积达到1850万平米时,全厂可回收乏汽比例将达到74%,是全国火力发电厂余热利用率最高的电厂。

二、主要做法

为实现低位能供热运行方式,江南公司共进行2次低位能余热利用改造,分别对1、2号机组进行余热利用改造。

2015年,进行2号机组余热利用改造,主要工作是新建6台53.3MW吸收式热泵机组,同时对原热网系统进行改造,安装热网系统至热泵机组供、回水管道及阀门,安装热泵机组驱动蒸汽管道、阀门,安装热泵机组凝结水系统水泵、管道、阀门。热网回水通过热泵机组吸收2号凝汽器循环水余热,再进入热网加热器进行尖峰加热后供给热用户。

2018年,进行1号机组低位能供热节能改造,主要包括以下内容:

1. 汽轮机本体改造

对汽轮机本体进行改造,重新设计加工一个可适应冬、夏季较宽运行背压的新型汽轮机转子,加工与新转子配套的低压内缸及及其相应整个通流部分部件,要求汽轮机改造后在满足冬季高背压采暖要求的同时,兼顾非采暖期纯凝低背压时的运行经济性。江南公司采用单转子低位能改造方案,即新加工一个可适应冬夏季宽背压运行的低压缸转子,可同时满足机组冬季高背压运行、夏季纯凝运行各种工况的要求,避免双转子方案每年停机两次更换低压缸转子,可降低后期的维护成本和人力成本。

2. 凝汽器改造

增加凝汽器换热面积,改造后的凝汽器有效面积23400m2,提高凝汽器水侧运行压力至1.6MPa,保证机组在采暖期及非采暖期各种负荷工况下均能安全、稳定、高效连续运行。

3. 给水泵小汽轮机改造

给水泵小汽轮机原设计与主机共用一个凝汽器,采暖期机组运行背压提升至35KPa后,小机排汽压力也会随之升高,给水泵小汽轮机出力降低。通过改造前小汽轮机性能试验分析,小汽轮机供热管道压损较大,为保证小汽轮机出力,增加四段抽汽至小汽轮机供汽管道直径。

4. 热网系统改造

为增加供热能力,改造后的热网水最大流量增加至15000t/h,对热网系统设备进行增容改造。增加安装2台热网加热器,更换7台热网循环水泵,增加安装厂内热网供、回水管道及配套管廊建筑,增加安装凝汽器循环水与热网水切换系统管道、阀门。

5. 凝结水系统改造

采暖期机组运行背压提高,凝结水温度提高,原精处理系统树脂最高耐温50℃,增加安装凝结水冷却器,利用热网回水冷却凝结水,确保改造后机组的精处理装置及回热系统的正常运行。

1号机组低位能供热节能改造完成后,热网回水经过热泵加热后再进入1号机组凝汽器吸收排汽余热,根据热用户需要可继续进入热网加热器进行尖峰加热后供给热用户。

三、主要创新点

低位能供热技术利用能源梯级利用的节能技术思路,尽可能将高位能蒸汽在汽轮机内做功完成发电任务后,再将机组大量的低品位乏汽余热回收供暖,完成了不同能源等级的合理匹配利用。江南公司通过低位能供热技术应用,不仅有效降低了供热耗能成本,而且实现了机组供热能力和发电出力的双提升,使江南公司进一步转型为热电并重的综合性供能企业,为今后提高市场竞争力打好了有利基础。

江南公司两次低位能供热改造后,结合2号机组热泵吸收余热供热进行全厂供热运行方式优化,有效提升全厂乏汽供热比例,发挥改造效益。按吉林市目前发展情况,江南公司供热面积将持续逐年增加,目前以100万平方米/年的速度保持供热面积增长。当供热面积达到1850万平米时,全厂可回收乏汽比例将达到74%,全厂平均供热煤耗仅11.3kg/GJ,在提高能源利用效率的同时也获得了可观的经济效益。

江南公司总装机容量为2×300MW,是全国首家实现全厂排汽余热回收利用的火力发电厂,而且1号机组的排汽余热全部回收利用,最大限度的提高了汽轮机排汽余热回收利用率,2台机组在国家能源集团300MW供热机组煤耗指标排名中分列第一名与第二名,在2018年中电联火电机组能效对标竞赛中两台机组全部荣获五A荣誉称号。

四、应用成效

江南公司在2015年实施2号机组余热利用改造,2016年2月改造完成热泵机组投入运行,热泵机组COP值1.703,吸收2号机组余热135MW。与传统热电联产方式相比,采用吸收式热泵余热回收的技术增加了供热能力的同时并没有增加供热能耗。在热泵投入后余热循环水38℃工况下,热网水总吸收热量为348.44MW,两台机组加权平均后发电煤耗为234.86 gce/kWh,供电煤耗为243.59 gce/kWh,较热泵投入前两台机组加权平均后发电煤耗(239.28 gce/kWh)降低4.42gce/kWh,供电煤耗(247.71gce/kWh)降低4.12 gce/kWh。

江南公司在2018年实施1号机组低位能供热节能改造项目,项目2018年6月1日开工,2018年9月20日竣工,1号机组09月26日一次启动成功,各项试验合格。2018年10月20日1号机组由纯凝运行工况切换为供热工况运行,1号机组运行中凝汽器循环水切换至热网水,供热工况最大电负荷295MW,机组运行稳定。

经对江南公司1号机组低位能供热节能改造后性能试验,得出的试验结论如下:

在采暖工况,主汽流量960.03t/h时,机组供热量为1578.57 GJ/h,汽轮机热耗率为3670.8 kJ/kWh,修正后发电机功率为294.14MW,发电煤耗为137.51 g/kWh。

在采暖工况,机组负荷为200MW时,机组供热量1095.52 GJ/h,汽轮机热耗率为3695.6 kJ/kWh,发电煤耗为138.08 g/kWh。

江南公司2011年投产时设计供热面积1060万m2,通过两次低位能余热供热改造后全厂供热面积可达到1850万m2,供热面积增加760万m2、年供热量增加344万GJ。

体现在企业经济效益方面:在供热量增加344万GJ的同时,采暖期全厂燃煤量减少1.64万吨,发电量增加0.04亿kW.h,经济效益增长10773.7万元。采暖期电厂平均发电煤耗下降60.42 g/kW.h。

五、可推广性

随着我国国民经济的持续发展、消费结构的快速升级,对于一次能源的消耗需求逐年增加,能源消耗所带来的环境问题成为了制约我国经济与社会可持续发展的重要因素之一。为推动全社会开展节能降耗和资源综合利用,我国政府已将产业结构优化、降低能源消耗、保护环境作为发展经济的首要前提。热电联产因可实现能源的分级利用,促进社会资源的综合利用,国家出台多项政策鼓励热电联产发展。国家陆续出台的多项能源政策均提出鼓励30万千瓦等级以上的在役机组采用可回收电厂余热的技术进行改造,并提出要求改造后的现役燃煤机组平均供电煤耗低于310克/千瓦时,可见国家非常重视热电联产节能技术的发展和应用。

低位能供热技术,是一项响应国家和集团公司政策、突破传统供热系统设计缺陷、有效提高终端利用效率、实现蒸汽热能深度梯级利用的成熟供热节能技术,可全面在火电供热机组中推广采用,采用低位能供热技术是在不增加能耗的基础上增加供热能力,在当前电力装机容量过剩的形势下,是火力发电厂提高市场竞争力与盈利能力的有效手段。(供稿单位:国电吉林江南热电有限公司)