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太古供热工程古交电厂汇报材料山西兴能发电有限责任公司发电部卫永杰汇报提纲1.项目背景2.供热概述3.主机的改造内容4.空冷列的防冻及备用5.热网及机组热负荷调节6.供热投运后现场主要问题及解决方案7.供热实际效果8.2017年供热改造内容1.太古供热项目背景1.1保障太原市集中供热的需要截止2014年底，太原市现状供热建筑面积1.61亿平方米，热电联产集中供热面积仅为9733万平方米，热电厂供热能力远远不能满足需求。因此，根据《太原市热电联产专项规划（2015年～2020年）》，山西兴能发电有限责任公司被列为太原市八个主要热源点之一。古交二电太钢嘉节瑞光一电阳曲东山1.太古供热项目背景1.2节能减排的需要火力发电是煤炭资源最高效的利用形式之一。然而，受环境条件和热力学基本规律的约束，燃煤火力发电的能源转换和利用效率仅能达到40%左右，燃煤化学能中60%的能量以低品位余热的形式被排放到环境中，造成能源的极大浪费和环境污染。热电联产机组高品位热量用于发电低品位热量用于供热，可有效减少冷源损失，显著提高能源转换利用效率，能源综合利用效率可以提高到80％以上。具有显著的经济、社会效益。当前300MW及以上等级的大容量热电联产机组，采暖供热汽源一般采用中压缸排汽，压力约为0.3～0.5MPa，温度为235～276℃左右；由亚临界以上参数的纯凝机组改为供热的汽源压力更是高达0.7～1.1MPa、温度达到340～360℃左右。造成了高品位能量的极大浪费。另一方面，采用抽汽式供热机组，为保证汽轮机低压缸安全，需要保证其最小冷却流量，供热抽汽量受到限制，往往造成机组的实际供热能力不足。而汽轮机低压缸因偏离设计工况运行，缸效率严重下降。随着供热机组容量的增加，上述不利影响将更为突出。大型空冷机组汽轮机长期运行的安全背压可达到35kPa，对应的排汽温度可达70℃左右。丰富的余热能资源，为构建低位能供热系统奠定了基础。1.太古供热项目背景1.3电厂简介古交电厂规划总装机容量3120MW，其中一期工程2×300MW亚临界直接空冷发电机组，于2003年4月开工建设，2005年九月投产；每台机组空冷有6列，每列4个单元，凝结水精处理采用粉末树脂过滤器。二期工程2×600MW超临界直接空冷发电机组，于2008年8月开工建设，2011年6月投产；每台机组空冷有8列，每列7个单元，凝结水精处理采用粉末树脂过滤器+高速混床。三期工程2×660MW超超临界低热值煤空冷发电机组，于2015年6月开工建设，计划2017年7月投产。2.供热方案介绍2.1热网设备介绍2.1.1热网凝汽器：汽-水表面式加热器，用机组低压缸排汽加热热网循环水，其特点为面积大，端差小，运行实际端差为0.5～1℃。2.1.2尖峰加热器：汽-水表面式加热器，用机组供热抽汽加热热网循环水。2.1.3疏水冷却器：用热网循环水回水冷却尖峰加热器疏水进一步回收热量，加热器疏水冷却至55℃后回收至排汽装置。2.1.4凝结水冷却器：在凝结水精处理前增加凝结水冷却器，用太原市热网循环水回水对机组背压提高后的高温凝结水进行冷却，以保护粉末树脂过滤器和混床树脂，保证轴封加热器正常运行，保证各凝结水减温水用户适当温度的减温水。这样改造的优点是设备变动少，投资小。2.1.5循环水升压泵：克服凝结水冷却器及疏水冷却器热网循环水阻力。2.1.6热网循环泵：可热网凝汽器、热网尖峰加热器、管道及其它附属设备的阻力。2.供热方案介绍2.2热网流程介绍整体供热系统分为五部分，按照不同供热用户划分为太原、古交、屯兰、马兰、厂区，其系统流程简介如下：2.2.1太原市：热网回水（1号线、2号线两条独立管线）首先并列经过5号、6号机组的热网凝汽器，再经过4号机组并列4台乏汽背压凝汽器进行初步加热，再分别经过3号机组并列4台乏汽高背压凝汽器进行再次加热，之后再经过2号机组并列两台乏汽超高背压凝汽器进行最终乏汽加热。之后分别经过并列8台热网循环泵（1号线4台，2号线4台）分别进入4台并列的热网加热器加热后送至三期热网加热器向外供热。电厂距太原市城区37.8km，电厂地面标高1030米，太原市地面标高850米，全程最大高差180米。敷设两套独立的供热循环水系统：1号线、2号线，4条DN1400的供热管道（1号线1条供水管一条回水管，2号线1条供水管一条回水管），每套供热系统循环水流量为15000t/h。古交至太原长输管道全系统共设6级加压循环泵组（电厂循环泵一级，供水加压泵一级，回水加压泵四级）。每套供热系统有6组循环泵，每组循环泵设4台水泵，不设备用，全系统共计48台循环泵。循环泵转速调整均为变频调节，泵组运行频率控制原则为供热管线监控调度中心中央调度室根据供热管线实际运行状态，统筹安排，统一调度。太原市热网流程厂区示意图：外网回水来常规乏汽凝汽器（10.5KPa.a）常规乏汽凝汽器（15KPa.a）高背压乏汽凝汽器（35KPa.a）超高背压乏汽凝汽器（54KPa.a）尖峰加热器尖峰加热器至外网供水5、6号机组乏汽4号机组乏汽3号机组乏汽2号机组乏汽一、二期机组抽汽三期机组抽汽30℃45℃54℃70℃81℃99℃130℃2.供热方案介绍太原市热网流程厂外示意图：供水130℃~125℃2#泵站中继能源站~110℃25℃古交电厂尖峰加热器余热回收机组古交侧回水加压泵1#泵站回水30℃供水加压泵回水加压泵隧道口泵站太原侧回水加压泵3#泵站~30℃隔压站太原市政管网2.供热方案介绍2.2热网流程介绍2.2.2古交市：热网回水首先经过4号机组乏汽高背压凝汽器进行初步加热，再经过3号机组乏汽高背压凝汽器进行再次加热，之后再经过2号机组乏汽超高背压凝汽器进行最终乏汽供热，之后经过并列3台热网循环泵（2用1备）进入2台并列的热网加热器加热向外供热。2.2.3马兰矿：热网回水首先经过3号机乏汽高背压凝汽器进行初步加热，之后再经过2号机组乏汽超高背压凝汽器进行最终乏汽供热，之后经过并列2台热网加热器加热后再进入3台并列的热网循环泵向外供热。2.2.4屯兰矿：热网回水首先经过3号机乏汽高背压凝汽器进行初步加热，之后再经过2号机组乏汽超高背压凝汽器进行最终乏汽供热，之后经过并列3台热网循环泵进入2台并列热网加热器加热向外供热。2.2.5厂区：热网回水经过2号机组乏汽高背压凝汽器进行加热后，再经过1台热网加热器加热后进入2台热网循环泵（1用1备）向外供热。2.供热方案介绍3.1#1机组供热改造内容：3.1.1#1机组本体改造内容中压转子更换末两级叶片及隔板。更换带有抽汽口的中低压联通管，在中低压联通管上增设供热蝶阀及其驱动机构；抽汽管道上增设逆止阀、快关阀、安全阀等满足供热工况运行的要求；1、抽汽压力调控碟阀；2、抽汽逆止阀；3、抽汽快关阀；4、抽汽关断阀；5、安全阀；6、联络管；7、高、低压连通管；8、三通；9、抽汽管道。3.主机改造内容3.1.2#1机组空冷及排汽装置改造内容空冷每一列增加进汽蝶阀、抽空气蝶阀、凝结水阀。拆除机房运转层室外的凝结水箱，空冷凝结水回水直接回排汽装置，为了提高回热除氧效果，在排汽装置内部增设凝结水雾化装置。拆除排汽装置疏水泵，主机凝结水从排汽装置直接自流到凝结水泵入口，为了防止凝结水泵汽蚀，将原布置在汽机房零米的凝结水泵下移7米。3.1.3改造后机组主要技术规范如下：型号：CZK300/255-16.7/0.8/537/537型；型式：亚临界、中间再热、双缸双排汽、单轴、直接空冷、抽汽供热额定功率：300MW；额定主蒸汽压力/温度（主汽门前）:16.67MPa/537℃；额定流量：1005t/h；最大流量：1065t/h；采暖抽汽供热压力：0.6～0.9Mpa额定采暖抽汽流量：300t/h最大采暖抽汽流量：450t/h额定转速：3000r/min；3.主机改造内容3.2#2机组供热改造内容：3.2.1#2机组本体改造内容：#2机组采暖季运行背压为54KPa，常规空冷机组不改造低压转子不能满足要求，湿冷机组一般采用双转子运行，即采暖季高背压运行，采暖停运后更换为原低背压转子。经过与东方汽轮机厂有关专家充分讨论，夏季空冷机组实际运行平均背压在17～20KPa，原低背压转子与新更换通用转子煤耗差异不大，新开发的低压缸转子末级叶片可在20KPa～54KPa背压下高效工作，具有更大的变背压运行范围，同一个低压缸能同时满足采暖和非采暖的背压运行要求，可以大大简化电厂的运行维护难度。改造内容：1）低压转子；2）低压排汽导流环、低压缸冷却喷水管；3）对轮液压螺栓；4）低压内缸；5）低压隔板及隔板汽封。3.2.2改造后机组主要技术规范如下：型号：NZK300/263-16.7/0.054/537/537型型式：亚临界、中间再热、双缸双排汽、单轴、直接空冷、背压循环水供热高背压最大供热工况参数：新蒸汽压力：16.7MPa新蒸汽温度：537℃再热蒸汽压力：3.332MPa再热蒸汽温度：537℃背压：20kPa（纯凝）/54kPa（供热）额定新蒸汽流量：1004.3t/h低压缸：2×5压力级，末级动叶高度510mm功率：300MW（纯凝）/263MW（供热）3.主机改造内容3.2#2机组供热改造内容：3.2.3#2机组空冷改造内容：空冷每一列增加进汽蝶阀、抽空气蝶阀、凝结水阀。拆除机房运转层室外的凝结水箱，空冷凝结水回水直接回排汽装置，为了提高回热除氧效果，在排汽装置内部增设凝结水雾化装置。拆除排汽装置疏水泵，主机凝结水排汽装置直接自流到凝结水泵入口，为了防止凝结水泵汽蚀，将原布置在汽机房零米的凝结水泵下移7米。3.2.4#2热网改造内容：空冷下方布置太原一号线、二号线热网凝汽器、古交、屯兰、马兰、厂区热网凝汽器、凝结水冷却器及其升压泵。3.主机改造内容3.3#3、#4机组供热改造内容3.3.1#3、#4机组本体改造内容：同#1机组3.3.2#3、#4机组空冷及排汽装置改造内容空冷每一列增加进汽蝶阀、抽空气蝶阀、凝结水阀。3.1.3改造后机组主要技术规范如下：型号：CZK600/499-24.2/1.0/566/566型；额定主蒸汽压力/温度（主汽门前）:24.2MPa/566℃；额定再热蒸汽压力/温度（中联门前）:3.851MPa/566℃额定蒸汽流量：1863.6t/h采暖抽汽供热压力：0.6～1.1Mpa额定采暖抽汽流量：600t/h3.1.4热网改造内容#3机组固定端新建太原供热首站，主要布置太原热网循环水泵、尖峰加热器、变频器及电气配电设备。#3空冷下方布置太原一号线、二号线热网凝汽器、古交、屯兰、马兰、热网凝汽器、凝结水冷却器及其升压泵。#4空冷下方布置太原一号线、二号线热网凝汽器、古交热网凝汽器、疏水冷却器。3.主机改造内容在供暖初期及末期，机组乏汽不能全部利用，部分乏汽需要投入1～2列空冷进行冷却。可停运单列空冷风机，关闭此列抽空气阀、进汽蝶阀，运行人员对进汽蝶阀后3～5米后的管道定期测温，特别是刚退出运行的2～4小时必须高度重视测温工作以确定阀门是否关闭严密，不能关严的进行手动复紧，复紧无效时则投入此列作为机组背压调整用。空冷列的投入及退出尽可能选择在白天环境温度高的时候进行，投运时手动控制进汽量以减小空冷散热金属片的热冲击。为了防止循环水减少或中断引起机组背压升高跳闸，退出的空冷列应保持真空。空冷列的备用有2种方法：1.关闭进汽蝶阀、关闭凝结水阀、保持开启抽真空阀。这种备用方法必须要保证进汽蝶阀和凝结水阀非常严密，真空泵运行时抽真空阀后为压力低点，为蒸汽流动提供了可能动力，部分漏进蒸汽凝结后将可能将空冷基管冻裂。2.关闭进汽蝶阀、关闭抽真空阀、保持开启凝结水阀。这种备用方法必须要保证抽真空阀严密，抽真空阀一般为DN200的真空蝶阀，由于阀门直径较小，一般容易实现。我们采取的是第2种方法，经过两年的运行未发生空冷冻结情况。4.空冷的防冻与备用5.1.热网流量调节太古供热项目循环泵总共6级，全部采用变频调节，各级泵站启动后加频率至10Hz，然后将频率控制切至远方（太古供热调度中心），变流量采用系统6级同步升降频的方式。在未完全达