200MW抽凝机组改造背压机组探讨

200MW抽凝机组改造背压机组探讨

杨晓宇梁晓林

（中国能源建设集团黑龙江省电力设计院有限公司黑龙江省哈尔滨150078）

摘要：本文结合国家产业政策，提出了200MW抽凝机组改造为背压机组的方案，并做了改造前后的效益分析，为抽凝机组今后发展给出了建设性意见。

关键词：火电厂；200MW抽凝机组；背压机；节能减排

1.概述

我国燃煤电厂目前面临的问题一是机组年利用小时数低，尤其是东北地区普遍在3200小时左右；二是节能减排，逐步关停、淘汰高能耗火电机组。

2014年国家发改委、环保部、能源局联合下发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（发改能源［2014］2093号），提出“到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时”；“加快淘汰以下火电机组：……单机容量10万千瓦级及以下的常规燃煤火电机组、单机容量20万千瓦级及以下设计寿命期满和不实施供热改造的常规燃煤火电机组；……”。

从生存、发展来看，200MW抽凝机组夏季纯凝工况发电煤耗超标，面临关停淘汰的风险。

2093号文指出，“20万千瓦级及以下纯凝机组重点实施供热改造，优先改造为背压式供热机组。”

国家发改委、能源局等部委发布的《热电联产管理办法》（发改能源［2016］617号）第十条“鼓励具备条件的机组改造为背压热电联产机组”；“背压燃煤热电联产机组容量不受国家燃煤电站总量控制目标限制。电网企业要优先为背压热电联产机组提供电网接入服务，确保机组与送出工程同步投产。”

2093号文和617号文为20万千瓦级机组指明了未来发展方向。将抽凝机组改造为背压机组，机组自身发电煤耗将大幅降低；同时机组供热能力将得到提升，替代采暖供热小锅炉，节能减排，符合国家节能、环保政策。在东北寒冷地区集中供热是民生工程，将抽凝机组改造为背压机组，节约燃煤成本，供热收益增加，既保供热，又会使企业效益得到明显提升。

本文以东北地区某承担采暖供热负荷的机组为例，提出200MW抽凝机组改造为背压机组方案，并做经济效益分析。

2.200MW机组规范

东北地区某电厂现安装6台200MW抽凝机组，安装670t/h超高压、中间再热、自然循环锅炉；C150/N200-13.2/535/535/0.294型超高压中间再热供热式汽轮机，额定采暖抽汽量380t/h，采暖抽汽压力0.294MPa。

由于设计煤种的改变和锅炉设备的老化等原因，每台锅炉最大连续出力仅为610t/h。现在每台机组平均抽汽量仅为320t/h，全厂现状6台机组总抽汽量为1920t/h。全厂6台机组供热能力为4457GJ/h，每台供热能力为742.83GJ/h。

3.改造方案

（1）方案一：改造中低压缸

拆除中低压缸连通管，利用原来连通管的汽缸接口设置减温减压旁路。低压缸解列，低压转子改为光轴，中压缸排汽采暖。背压机改造以中压缸、中压转子及中压通流叶片不变为准，需确保改造后机组运行安全。

此方案锅炉、发电机不需要不改动，汽机本体基础也不改动，可缩短改造周期，节省投资。

（2）方案二：新建背压机

拆除现有汽轮机的高中压缸，新上背压机后移与发电机连接。原主汽门及再热汽门不变，改动连通管，改动所有抽汽管道。由于机组后移，同时对应的配套系统进行改造。

此方案需新上背压机组，拆除凝汽器，并对汽轮机基础改造。

（3）方案三：改造中压缸，低压缸拆除

拆除低压缸和凝汽器，将现有汽轮机的高中压缸后移与发电机连接。原主汽门及再热汽门不变，改动连通管，改动所有抽汽管道。改造中压缸叶片，，同时对应的配套系统进行改造。

此方案将机组后移，改造中压缸，拆除凝汽器，并对汽轮机基础改造。

（4）推荐方案

综合比较，方案一节省投资且改动量最小，推荐采用方案一。

按电厂锅炉现状蒸发量，改造后汽轮机进汽量610t/h左右时，背压排汽量为487t/h，按排汽压力0.245MPa工况，改造后汽轮机功率可达140MW。

（5）改造后增加供热能力

改造后，1台机组供热蒸汽流量增加167t/h，供热能力增加约400GJ/h。

（6）改造投资

1台汽轮机改造费用约750万元，新建热网首站及配套设施改造1800万元，投资合计2550万元。

4.经济指标计算

4.1计算方法

将抽凝机组改造为背压机组，主要在发电量、供热量及耗煤量三方面对全厂效益产生影响。某电厂6台200MW抽凝机组全年发电量约41亿Kwh，夏季纯凝工况发电约11亿Kwh，但由于纯凝工况煤耗偏高，经电厂测算夏季发电收益与成本开销（包括人员开支）基本平衡，因此本文计算现状收益只考虑冬季供热工况。现状6台机组冬季发电量约30亿Kwh，平均到1台机组约5亿Kwh。现状6台机组冬季供热量约1604×104GJ，平均到1台机组约267.3×104GJ。

本文采用增量计算原则，通过比较改造前后发电量、供热量、煤耗变化计算改造背压机组对机组经济效益影响。

4.2改造前后技术经济指标

（1）计算原始数据

冬季采暖室外计算温度：-21.1℃

采暖期日平均温度：-7.6℃

采暖期天数：169天

（2）机组年供热量：改造前1台机组年供热量为267.36×104GJ，改造后1台机组年供热量为372.46×104GJ。供热量增加105.16×104GJ。

（3）机组年发电量：改造前1台机组年发电量为5亿Kwh，改造后1台机组年发电量4.56亿Kwh。发电量减少0.44亿Kwh。

（4）年耗标煤量（冬季）：改造前1台机组年耗标煤量为22.05万吨，改造后1台机组年耗标煤量21.4万吨。年节约标煤约0.65万吨。

5.效益分析

5.1效益测算原始数据

原始数据：（1）电价为某省标杆电价0.3717元/kwh；

（2）电厂出口热价按33元/GJ；

（3）标煤单价（含税）按500元/t。

5.2改造前后收益比较

（1）机组年供热收益增量：（105.16×104）×33=3470.28万元。

（2）机组年发电收益减少：（0.44×108）×0.3717=1635.48万元。

（3）燃料成本节约：（0.65×104）×500=325万元。

收益合计：2159.8万元

6.结论

（1）受国家节能减排政策限制，未来200MW机组纯凝工况运行空间越来越小，与之相对应的是采暖期大幅关停小锅炉，大力发展热电联产集中供热。在采暖期长达半年的东北地区，将200MW凝汽机组改造为背压机组，将充分发挥机组的价值，延长企业的生命周期，受到国家产业政策的扶持。

（2）200MW抽凝机组改造为背压机组技术上可行。推荐采用低压缸改光轴方案，此方案改造工程量最小，投资最低。

（3）通过投资及效益分析比较，改造1台机组，改造费用在2个采暖季可全部回收；若改造2台以上机组，热网首站投资增加不多，而收益翻倍增加，改造投资在1个采暖季可全部回收。抽凝改造为纯供热背压机组，在有稳定热负荷时，有良好的经济效益。

参考文献：

[1]计基础［2001］26号.热电联产项目可行性研究技术规定［S］.北京，2011.

[2]薛启春，钟史明.6000kW抽凝机改造为背压机介绍［J］.北京：热电技术.2009.04.

[3]GB50736-2012.民用建筑供暖通风与空气调节设计规范［S］.北京：中国建筑工业出版社.2012.