一、工程概况
泉州公司一期 2×300MW 机组，1、2 号机组分别于 2005 年和 2006 年正式投运。汽轮机是由哈尔滨汽轮机厂生产的 N300-16.7/538/538 型亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴凝汽式汽轮机，配置有 8 段回热抽汽，分别供给三台高压加热器、一台除氧器和四台低压加热器。锅炉是由哈尔滨锅炉厂制造的HG―1025/17.4―YM28 型亚临界、一次中间再热、自然循环、燃煤汽包炉，单炉膛、露天布置、四角切圆燃烧平衡通风、固态排渣，全钢架悬吊结构。
泉州公司于 2020 年 9 月至 12 月对 1 号机组实施了通流及供热改造，2021 年 3 月至 6 月对 2 号机组实施了通流及供热改造。本项目通过基于能级匹配的大容量机组高参数工业供热系统研究，建设泉州公司一期机组供热优化改造工程，降低汽机热耗的同时增加高压供热量，最大化改善机组指标，提高机组经济性，提高机组安全可靠性，延长机组寿命。
二、改前情况
1、设计参数和技术指标
单台机组额定功率 300MW，额定主蒸汽流量 899.57t/h。为了满足供热需求，泉州公司 2009 年对一期机组进行了供热改造，原供热改造后，汽轮机发电组最低发电负荷限制在 230MW 即负荷率 76.67 ，最高发电负荷限制在 290MW 即负荷率 96.97 .改造后一期两台机组每台机可从主蒸汽最大抽汽 120t/h 和一抽最大供热抽汽 45t/h，合计高压蒸汽对外供热流量为165t/h（4.3MPa，450℃），两台机互为备用，同时，一期单台机可从再热热段对外提供中压供热蒸汽（参数为 2.5MPa，320℃），最大抽汽量为 147t/h。
图 1 改造前供热示意图
2、存在的问题
由于采用高品位的主蒸汽减温减压进行供热，存在热源蒸汽品位高、系统㶲损失大、节能效果与供热量不匹配等问题，机组供热经济性偏低， 机组煤耗率较高。
三、改造方案
1、技术路线
供热系统优化改造方案为高压供热蒸汽汽源采用一期机组汽轮机一抽非调整抽汽，中压供热蒸汽汽源采用再热热段蒸汽，同时采用汽汽换热器， 利用再热热段蒸汽加热一抽非调整抽汽，使后者温度满足供热要求。考虑从汽轮机（1、2 号机组）本身的现状出发，根据设计蒸汽参数和高压、中压供热抽汽参数需求，采用先进的汽轮机改造技术，对汽轮机（1、2 号机组）进行通流专项改造，完成典型大流量高参数热电联产机组工程示范， 最大化改善机组指标，提高机组经济性，提高机组安全可靠性，延长机组寿命，达成与常规供热方案（直接减温减压技术方案）相比，汽轮机输入热量相同的前提下，改造后平均供热工况下，供电煤耗下降 20g/kWh 以上的目标。
2、实施方案
（1）原则性系统图
改造后供热系统图（专利号：ZL201721201231.4）
（2）改造内容
改造内容包含以下几项：
1）汽轮机改造：新增高压供热抽汽口，在高中压外缸上半增加两处∅219×12.5mm 抽汽口，位于原有一段抽汽管道接口两侧，对称分布，距机组中心线 508mm。新增给水泵汽轮机汽源抽汽口，在高中压外缸下半增加两处∅ 219×14mm 抽汽口，位于原有 4 抽汽管道两侧，对称分布，距机组中心线 635mm。
2）新增汽汽换热器，利用再热热段蒸汽加热一抽非调整抽汽。
3）锅炉本体适应性核算。
4）高压供热系统改造：新增 1 号机组、2 号机组高压供热蒸汽系统， 具体包括汽轮机新增供热抽汽口（非调整抽汽）至汽汽换热器的高压供热
抽汽管道，新增汽汽换热器后至供热首站高压供热联箱前供热管道三通（新增）的高压供热管道。
5）中压供热系统改造：新增 1 号机组、2 号机组中压供热蒸汽系统， 具体包括新增高温再热蒸汽管道抽汽口至汽汽换热器的中压供热蒸汽管道，新增汽汽换热器后至供热首站中压供热联箱前供热管道三通（新增） 的中压供热管道。
6）回热抽汽系统改造：三抽和四抽之间（新四抽）开孔抽汽，作为给水泵汽轮机汽源，新增给水泵汽轮机汽源抽汽管道，包括电动隔离阀，必要的疏水管道及疏水阀门。
7）减温水系统改造：新增中压供热系统汽汽换热器出口减温器减温水，减温水取至 1、2 号机组给水泵中间抽头隔离阀后管道，减温水管道上设置有滤网、电动截止阀、止回阀、手动截止阀以及电动调节阀等。
8）疏水系统改造：将主厂房区域新增管道的疏放水系统接入原一期主厂房疏放水系统，将供热首站区域内新增管道的疏放水系统接入供热首站疏放水系统。
（2）项目总投资与施工周期
项目总投资 17190.42 万元，施工周期：1 号机：2020 年 09 月 17 日至2020 年 12 月 15 日，2 号机：2021 年 03 月 10 日至 2021 年 06 月 08 日。
3、创新点
本项目对汽机侧进行全面通流改造，结合供热需求，在大幅提高各汽缸缸效的同时扩大一段抽汽的供热量，替代原来减温减压的主蒸汽部分（主蒸汽抽汽仅作为紧急备用），而一抽温度不足的问题，通过蒸汽再热技术解决（汽汽换热器），冷、热汽源分别为高压（一抽）、中压（热再）蒸汽，额定供热工况下分别提供 165t/h 的高压蒸汽（4.2MPa，420℃）和 100t/h 中压蒸汽（2.5MPa，350℃）。供热优化改造的核心设备为汽汽换热器，目前在火电行业还无此种设备应用的案例。
四、实施效果
1、改造前后技术指标对比、运行情况对比
泉州公司 1 号机组于 2020 年 12 月 12 日正式进入整套启动阶段，机组整套启动试运总工期为 15 天，期间机组停机次数为 8 次。整套启动期间调试工作主要完成了汽轮机额定转速试验，机组轴系振动监测，发电机并网及电气试验，锅炉蒸汽严密性及安全阀校验试验，厂用电切换，甩负荷试验，涉网试验等等项目，实现了锅炉点火、汽机冲转、机组并网、50 和100 甩负荷试验、168 小时试运等一次成功。1 号机组 168 小时满负荷试运期间，机组热控投入率、自动投入率、主要仪表投入率均达到 100 。1 号汽轮机各瓦的振动均小于 76μm，机组的主要蒸汽参数、振动等 TSI 各主要参数、汽水品质良好，能满足机组长期满负荷稳定运行的要求。
2 号机组于 2021 年 6 月 5 日正式进入整套启动阶段，机组整套启动试运总工期为 13 天，期间机组停机次数为 8 次。整套启动期间调试工作主要完成了汽轮机额定转速试验，机组轴系振动监测，发电机并网及电气试验， 锅炉蒸汽严密性及安全阀校验试验，厂用电切换，甩负荷试验，涉网试验等等项目，实现了锅炉点火、汽机冲转、机组并网、50 甩负荷试验、168 小时试运等一次成功。2 号机组 168 小时满负荷试运期间，机组热控投入率、自动投入率、主要仪表投入率均达到 100 。2 号机各瓦的振动均小于76μm，机组的主要蒸汽参数、振动等 TSI 各主要参数、汽水品质良好，能满足机组长期满负荷稳定运行的要求。
西安热工研究院有限公司 2021 年 4 月出具《国能（泉州）热电有限公司 1 号汽轮机组改造后性能诊断试验报告》，主要结论为：“1 号机组通流改造前后THA 工况汽轮机修正后热耗率下降 331.80kJ/kWh，折合供电煤耗率下降 12.91g/kWh；供热改造后新供热方式与老供热方式相比同工况热耗率下降 383.2kJ/kWh，折合供电煤耗率下降 14.91g/kWh；通流和供热改造综合节能效果，同工况热耗率下降 710.2kJ/kWh，折合供电煤耗率下降27.63g/kWh。”
西安热工研究院有限公司 2021 年 8 月出具《国能（泉州）热电有限公司 2 号汽轮机组改造后性能鉴定试验报告》，主要结论为：“2 号机组通流改造前后THA 工况汽轮机修正后热耗率下降 395.90kJ/kWh，折合供电煤耗率下降 15.32g/kWh；供热改造后新供热方式与老供热方式相比同工况热耗率下降 406.10kJ/kWh，折合供电煤耗率下降 15.72g/kWh；通流和供热改造综合节能效果，同工况热耗率下降 770.80 kJ/kWh，折合供电煤耗率下降29.83g/kWh。”
2、项目经济性分析
目前该项目示范工程完工后，经第三方测试，项目实施后机组供电煤耗降低约 28g/kWh。改造后 2×300MW 机组每年可实现年节约标煤可达约 9 万吨，年节煤效益约 9000 万元。可实现年减排二氧化碳约 25 万吨、减少二氧化硫排放量约 800 吨、减少氮氧化物排放量约 700 吨，为提高区域能源利用水平、减少区域碳排放强度做出重大贡献。
上述供热机组改造投资约为 18482.91 万元，静态投资回收期约为 2.05 年。
表 1 主要经济指标一览表
京公网安备 11011502004515号 
