1 000 MW机组0号抽汽供热研究与应用

张南放

上海上电漕泾发电有限公司

1 000 MW机组0号抽汽供热研究与应用

张南放

上海上电漕泾发电有限公司

介绍了供热方上海漕泾电厂1 000 MW超超临界汽轮机各级抽汽的参数、热用户上海漕泾热电公司的蒸汽需求，针对受汽方供热需求增加的实际情况在由冷段和1号抽汽供热的基础上再增加了0号抽汽向外供热的方案，并论述了0号抽汽供热改造的安全性、可行性。通过对比不同负荷工况下的机组性能指标，分析了供热的经济性。经过供热改造后，从性能试验的结果验证了供热改造的经济性，在保证机组的安全性的前提下大大降低了煤耗。供热试运行发现的问题及改进，优化了供热系统，为其它同类型机组的供热改造提供了借鉴经验。

超超临界；汽轮机；供热

1 概述

上海漕泾电厂2×1 000 MW机组汽轮机采用上汽厂引进德国西门子公司技术设计制造的超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽（一个高压缸、一个双流中压缸和两个双流低压缸）、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机，型号为N1000-26.25/600/600，铭牌功率为1 000MW，保证热耗7 306 kJ/kWh，THA工况下具体参数如表1。

表1 THA工况汽轮机性能参数

上海漕泾电厂位于上海金山化工区西侧，化工区内有拜耳、巴斯夫、英国石油化工等数10家大型跨国化工企业，有相当大的热需求，供热管网的蒸汽需求参数如表2。

表2 热网需求参数

为了满足上海金山化工区热网需求，已于2013年年底完了从汽轮机冷再管道、1号抽汽管道抽汽供热的改造工作，并顺利投产供热。但受制于因电网调度引起的负荷波动造成两路汽源在低负荷阶段无法提供稳定参数、流量的蒸汽，且随着热网的发展对供热量提出了更高要求，为了解决这些问题，特对0号抽汽供热的可行性进行了研究和应用。

20号抽汽供热改造的安全性

为了确定汽轮机在向外供热工况下安全性，特委托上海汽轮机厂有限公司对0号抽汽供热最大蒸汽流量、供热工况下的叶片强度以及轴向推力进行了校核计算。通过计算，0号抽汽口在抽汽100t/h的情况下补汽阀后抽汽口蒸汽流速满足汽轮机各抽汽口流速不得超过76 m/s 的设计要求；高压缸前五级动叶的蒸汽弯应力、合成应力、叶根蒸汽弯应力、叶根合成应力在400～750 MW工况下均合格，叶片在设计寿命内能够满足安全运行要求；在400～750 MW工况下机组推力均在允许范围之内，符合设计规范，满足对推力轴承安全性的要求。另外，补汽阀后抽汽仅在75%THA负荷以下投用，抽汽投运后，高压第五级后压力监视不超过11.97 MPa.a。

30号抽汽供热改造的可行性

通过对比表1中的数据，0号抽汽在400～750 MW工况下蒸汽从压力、温度方面上来看要高于化工区所需的蒸汽温度，可以通过喷水减温，满足用户要求。

由于机组的负荷受电网调度的影响，原供热改造由冷再及1号抽汽供热的可靠性和稳定性略显不足，特别是高压蒸汽。为了弥补这个不足，才再考虑采用高压缸0号抽汽向外供热。经过这样的再改造，供热稳定性、供热量大大提高，在400～750 MW负荷区间由0号抽汽向外供供热蒸汽，750 MW～900 MW由1号抽汽向外供供热蒸汽或中压蒸汽，900 MW以上由1号抽汽或冷再供高压或中压蒸汽。

40号抽汽供热改造的经济性

根据制造厂提供的部分负荷下机组主要经济指标（表3、表4）计算出各工况下的煤耗指标（表5），从表5可以看出，对单台机组，在400MW至750 MW的工况下，不考虑供热的热量，机组的供电煤耗可降低4.47至6.15 g/kWh，而且机组发电量保持不变。按2014年#1机组的运行情况，在400 MW至750 MW负荷段内的运行时间共计4137h，占到全年发电时间的47.276%，如果不考虑供热的热量，全年可累计减少煤耗12 048 t。

通过改造后，可以改善700 MW以下无法进行高压供热的缺陷，根据2014年1号机组运行情况，全年去除停机时间，700 MW以下运行时间为3 762 h，以每小时供汽100 t，供热成本96元，除盐水8元，销售价格117元（当前运营价格及成本）计算，每年可增加收益（117-8-96）×100×3726=4843800元。约2.05年（990÷484≈2.05）可以收回投资。

表3 750 MW工况机组经济指标

图1 0号抽汽供热示意图

5 0号抽汽供热改造的应用

上文通过0号抽汽供热改造安全性、可行性、经济性上进行了充分的论证，于2015年6月及9月开始分别对两台机组进行0号抽汽供热改造工程的实施，分别于同年7月、11月底完成，改造示意如图1。0号抽汽供热完成后在#2机组选取500MW、供热90 t/h的典型工况进行了性能试验，试验结果与理论计算一致。

部分负荷500 MW不供热时的修正后热耗率为7717.35 kJ/kWh，和供热90 t/h的工况热耗7593.08 kJ/kWh相比，热耗下降124.27 kJ/kWh，对煤耗的影响约为5g/kWh。但是部分负荷500 MW供热90 t/h时测得的厂用电率为5.96%，比不供热时高出0.15%，对煤耗的影响约为0.45 g/kWh。最终得到的2015年2号机组部分负荷500MW供热90 t/h时的修正后供电煤耗率为295.56 g/kWh，比不供热时的修正后供电煤耗率299.92 g/kWh下降4.36 g/ kWh。

6 结语

表5 各工况机组煤耗指标

经过0号抽汽供热改造后的性能试验，结果与理论计算结论基本一致，500MW工况下供热90t/h时比不供热时的修正后供电煤耗率下降4.36 g/kWh。总之，利用上海漕泾电厂2×1000MW超超临界燃煤机组对外提供蒸汽是可行的；0号抽汽供热项目不但能提高能源的利用率，而且能提高电厂的经济性，在节约能源、改善环境、提高电厂上网竞争力等方面均有较好的综合效益，也为其它同类型机组的供热改造提供了借鉴经验。

Study and Application of 1 000 MW Unite No.0 Steam Extraction Heating

Zhang Nanfang
Shanghai Electrical Power Caohejing Power Generation Co.,Ltd

The article introduces all levels steam extraction parameters of 1 000 MW super critical steam turbine unit at heating side Shanghai Caohejing power plant and steam demand of heating customers Shanghai Caohejing cogeneration company. Focused on heating demand increasing at steam-received side, it addes No.0 steam extraction heating solution with cold segment and No.1 steam extraction heating and discusses safety and feasibility of No.0 steam extraction heating renovation. Through unit performance index under different load conditions, it analyzes heating economy. After heating renovation, the results verifies heating renovation economy and reduce coal consumption with safe unit operation. Through commissioning of heating period, problems are put forward and countermeasures are put into practice to optimize heating system and give reference to same type unit heating renovation.

Super Critical, Steam Turbine, Heating

10.13770/j.cnki.issn2095-705x.2017.01.012

张南放：（1960-），男，本科，生产技术部副经理，从事电厂设备的检修管理工作。