论文部分内容阅读
摘 要：沙角A电厂于2015年对一期3×210MW纯凝式机组进行供热改造，采用在再热热段管道上相應位置开孔的方式布置供热抽汽管道。改造使得高压各级焓降、压差、轮周功均有所增加，但都在允许范围内；供热改造后机组的汽耗增加，但热耗降低，即机组热效率提高。
关键词：纯凝式机组；供热改造；热效率
0 引言
近几年，沙角A电厂一期3×210MW燃煤机组的平均负荷率呈逐年下降趋势，机组热效率及电厂效益不容乐观。沙角A电厂为响应国家“节能减排”的号召，满足地区供热需要和提高机组的综合效率，于2015年4月开始对一期3×210MW纯凝式机组进行供热改造，并于2015年11月全部完成并实现通汽。
1 改造前机组主要技术规范简介
1.1 机组基本情况
沙角A电厂3×210MW机组原为哈汽的55型200MW机组，分别于1987、1988、1989年完成建设并网发电，并于2000年开始全部进行了增容提效改造，为超高压、一次中间再热、单轴、三缸三排汽、凝汽式汽轮机，配套的是哈锅炉HG-670/140-13型超高压参数带一次中间再热单汽包自然循环锅炉。
1.2 机组主要技术参数
机组额定功率210MW，最大功率227.5MW。汽轮机主蒸汽压力12.75Mpa，主蒸汽温度535℃，再热蒸汽压力2.058Mpa，再热蒸汽温度535℃，背压6.57KPa，额定转速3000r/min，额定给水温度243.2℃。锅炉额定蒸发量为670t/h，经济蒸发量为610t/h，过热蒸汽出口压力13.73MPa，过热蒸汽出口温度540℃，再热蒸汽流量573t/h，再热器出口蒸汽压力2.2MPa，再热器出口蒸汽温度540℃。
1.3 机组热力系统
通流级数：高压，1单列调节级+11压力级；中压，10压力；低压，3×5压力级。热力级为27级，结构级为37级。
回热级数：8级回热（3高加+1除氧+4低加），除氧器采用滑压运行，3号高加串联外置式蒸汽冷却器。
2 供热改造方案
2.1 供热改造方式
沙角A电厂一期3×210MW机组采用在再热热段管道上相应位置开孔，布置供热抽汽管道的方式，并在供热抽汽管道上增设逆止阀、快关阀以及抽汽调节阀等。对外供热方案在保证机组安全的基础上，利用调节阀与减温器，从再热热段抽取蒸汽后减温、减压汇集至供热联箱，再由供热联箱引出供热管道与厂外热网管线相连接。减温器的减温水取自锅炉省煤器前的主给水管道。供热的凝结水全部不回收，除盐水补水至凝汽器。抽汽量为高温再热蒸汽60t/h，减温水13t/h。锅炉、发电机、回热系统、凝汽器及汽轮机控制系统不进行改动，抽汽为非调整抽汽，汽轮机本体结构不动。
2.2 供热参数
3台机组共用一个供热联箱，各机组联箱前供热系统各自独立，联箱后共用同一蒸汽输出管道。其中单台机组供热抽汽改造参数：
供热压力1.60MPa、供热温度300℃、供热流量60t/h。
2.3 供热系统图
3 供热改造对机组的影响
3.1 对机组通流的影响
供热抽汽改造后，汽轮机高压排汽压力降低，高压各级焓降、压差、轮周功均有所增加；中低压各级进汽流量减小，中低压隔板、动叶强度不受影响。
在额定进汽参数（12.75MPa/535℃/535℃）、额定排汽压力（6.57kPa）的条件下，再热热段抽汽量60t/h，锅炉给水抽减温水13t/h时，较供热改造前高压各级热力数据详见表1：
由表中可以看出，供热后高压各级焓降均有所增大，各级功率也相应增大，但整个高压级次隔板和动叶片强度均在允许范围之内。
3.2 对机组热效率的影响
机组冷凝工况和供热抽汽后主要参数和性能指标如下表2所示：
由表中可以看出，供热抽汽60t/h，在主蒸汽流量≥664t/h时，机组出力仍能满足210MW；机组功率为166.8 MW，主蒸汽流量≥525t/h时，供热抽汽60t/h，供热压力仍能满足热用户的要求。
机组再热热段供热抽汽后，机组的汽耗增加，但热耗降低，即机组热效率提高，经济效益提高。
4 结束语
沙角A电厂一期3×210MW纯凝式机组经过供热改造，通汽运行半年以来，能够在满足热用户需求的同时达到机组额定负荷安全运行，提高了机组的热效率。
参考文献
[1]邝华健.沙角A电厂3×210MW纯凝机组供热改造分析[J].现代制造，2016（6）：54-55.
[2]刘金海，赵强.纯凝发电机组供热改造方案探讨[J].能源与节能，2015（4）：137-139.
关键词：纯凝式机组；供热改造；热效率
0 引言
近几年，沙角A电厂一期3×210MW燃煤机组的平均负荷率呈逐年下降趋势，机组热效率及电厂效益不容乐观。沙角A电厂为响应国家“节能减排”的号召，满足地区供热需要和提高机组的综合效率，于2015年4月开始对一期3×210MW纯凝式机组进行供热改造，并于2015年11月全部完成并实现通汽。
1 改造前机组主要技术规范简介
1.1 机组基本情况
沙角A电厂3×210MW机组原为哈汽的55型200MW机组，分别于1987、1988、1989年完成建设并网发电，并于2000年开始全部进行了增容提效改造，为超高压、一次中间再热、单轴、三缸三排汽、凝汽式汽轮机，配套的是哈锅炉HG-670/140-13型超高压参数带一次中间再热单汽包自然循环锅炉。
1.2 机组主要技术参数
机组额定功率210MW，最大功率227.5MW。汽轮机主蒸汽压力12.75Mpa，主蒸汽温度535℃，再热蒸汽压力2.058Mpa，再热蒸汽温度535℃，背压6.57KPa，额定转速3000r/min，额定给水温度243.2℃。锅炉额定蒸发量为670t/h，经济蒸发量为610t/h，过热蒸汽出口压力13.73MPa，过热蒸汽出口温度540℃，再热蒸汽流量573t/h，再热器出口蒸汽压力2.2MPa，再热器出口蒸汽温度540℃。
1.3 机组热力系统
通流级数：高压，1单列调节级+11压力级；中压，10压力；低压，3×5压力级。热力级为27级，结构级为37级。
回热级数：8级回热（3高加+1除氧+4低加），除氧器采用滑压运行，3号高加串联外置式蒸汽冷却器。
2 供热改造方案
2.1 供热改造方式
沙角A电厂一期3×210MW机组采用在再热热段管道上相应位置开孔，布置供热抽汽管道的方式，并在供热抽汽管道上增设逆止阀、快关阀以及抽汽调节阀等。对外供热方案在保证机组安全的基础上，利用调节阀与减温器，从再热热段抽取蒸汽后减温、减压汇集至供热联箱，再由供热联箱引出供热管道与厂外热网管线相连接。减温器的减温水取自锅炉省煤器前的主给水管道。供热的凝结水全部不回收，除盐水补水至凝汽器。抽汽量为高温再热蒸汽60t/h，减温水13t/h。锅炉、发电机、回热系统、凝汽器及汽轮机控制系统不进行改动，抽汽为非调整抽汽，汽轮机本体结构不动。
2.2 供热参数
3台机组共用一个供热联箱，各机组联箱前供热系统各自独立，联箱后共用同一蒸汽输出管道。其中单台机组供热抽汽改造参数：
供热压力1.60MPa、供热温度300℃、供热流量60t/h。
2.3 供热系统图
3 供热改造对机组的影响
3.1 对机组通流的影响
供热抽汽改造后，汽轮机高压排汽压力降低，高压各级焓降、压差、轮周功均有所增加；中低压各级进汽流量减小，中低压隔板、动叶强度不受影响。
在额定进汽参数（12.75MPa/535℃/535℃）、额定排汽压力（6.57kPa）的条件下，再热热段抽汽量60t/h，锅炉给水抽减温水13t/h时，较供热改造前高压各级热力数据详见表1：
由表中可以看出，供热后高压各级焓降均有所增大，各级功率也相应增大，但整个高压级次隔板和动叶片强度均在允许范围之内。
3.2 对机组热效率的影响
机组冷凝工况和供热抽汽后主要参数和性能指标如下表2所示：
由表中可以看出，供热抽汽60t/h，在主蒸汽流量≥664t/h时，机组出力仍能满足210MW；机组功率为166.8 MW，主蒸汽流量≥525t/h时，供热抽汽60t/h，供热压力仍能满足热用户的要求。
机组再热热段供热抽汽后，机组的汽耗增加，但热耗降低，即机组热效率提高，经济效益提高。
4 结束语
沙角A电厂一期3×210MW纯凝式机组经过供热改造，通汽运行半年以来，能够在满足热用户需求的同时达到机组额定负荷安全运行，提高了机组的热效率。
参考文献
[1]邝华健.沙角A电厂3×210MW纯凝机组供热改造分析[J].现代制造，2016（6）：54-55.
[2]刘金海，赵强.纯凝发电机组供热改造方案探讨[J].能源与节能，2015（4）：137-139.