許 嘯, 唐 磊, 周傳文, 楊 銳

(中國能源建設(shè)集團湖南省電力設(shè)計院有限公司， 長沙 410096)

隨著國內(nèi)環(huán)保壓力逐步增大，企業(yè)自備鍋爐存在效率低、安全隱患大、管理不集中以及環(huán)保監(jiān)控不全面等問題，不符合目前國家產(chǎn)業(yè)政策。集中式供熱能滿足企業(yè)的用熱需要，同時又能有效降低能源消耗和污染物排放，是提升企業(yè)經(jīng)濟效益和社會效益的有效途徑[1-2]。

國內(nèi)某電廠有4臺330 MW亞臨界、一次再熱、凝汽式燃煤機組，并設(shè)有1條蒸汽供熱管道(1.4 MPa、400 ℃、180 t/h)向電廠周邊用熱企業(yè)提供工業(yè)用蒸汽。電廠只能通過高溫再熱蒸汽減溫減壓的方式來滿足用熱企業(yè)所需的蒸汽參數(shù)和流量要求，系統(tǒng)運行經(jīng)濟性較差。為落實相關(guān)國家政策，預(yù)計到2020年底該電廠對外供熱量將增加到380 t/h，若仍采用高溫再熱蒸汽減溫減壓的對外供熱方案，將進一步加劇電廠蒸汽“高品低用”的情況，造成大量能源浪費。在對外供熱蒸汽系統(tǒng)中采用背壓式汽輪機(簡稱背壓機)代替減溫減壓器，能有效回收蒸汽余壓余熱，實現(xiàn)能源的梯級利用[3-5]。

因此，該電廠對2臺330 MW機組供熱系統(tǒng)進行改造，增設(shè)背壓機代替減溫減壓器作為供熱的常規(guī)方式，原減溫減壓器作為供熱的備用手段。此次改造實現(xiàn)供熱蒸汽的能量梯級利用，大幅度降低了機組的供電煤耗，使機組經(jīng)濟指標(biāo)達到先進水平，實現(xiàn)電廠的經(jīng)濟效益、社會效益以及環(huán)保效益“三贏”。筆者對該電廠背壓機工業(yè)供熱改造及類似項目提出設(shè)計及運行的重點，并進行綜合經(jīng)濟分析。

1 工業(yè)蒸汽供熱改造方案及節(jié)能分析

1.1 工業(yè)蒸汽供熱系統(tǒng)改造方案

不同于采暖供熱機組，工業(yè)蒸汽供熱有著熱負荷波動大、供熱蒸汽參數(shù)高、供熱蒸汽流量大等特點。選擇合適、科學(xué)的供熱改造方案能有效合理地提高電廠的能源利用率和經(jīng)濟效益。常規(guī)的供熱改造方式有4種：汽缸或管道開孔抽汽直接供熱，增設(shè)壓力匹配器，增設(shè)減溫減壓器，增設(shè)背壓機。

1.1.1 汽缸或管道開孔抽汽直接供熱方案

汽缸或管道開孔抽汽適用于主機運行穩(wěn)定、抽汽流量較低的供熱改造工程，該方案有造價低、系統(tǒng)簡單等優(yōu)點。但是當(dāng)供熱抽汽量較大時，汽缸或管道開孔難以實現(xiàn)。主機負荷不穩(wěn)定時為了能滿足用熱企業(yè)對蒸汽參數(shù)的要求，需要選用高于供熱蒸汽壓力的抽汽級開孔，在主機正常運行時工業(yè)抽汽會產(chǎn)生節(jié)流損失造成能量浪費。

1.1.2 增設(shè)壓力匹配器方案

采用壓力匹配器[6-7]可以減少高品位能量的損失，同時滿足末端用戶蒸汽參數(shù)的需求，適合流量大、負荷穩(wěn)定的供熱工況。但是該方案對負荷穩(wěn)定性要求較高，當(dāng)出現(xiàn)高、低壓蒸汽壓差不在壓力匹配器適用范圍內(nèi)時，壓力匹配器將無法有效地混合蒸汽。

1.1.3 增設(shè)減溫減壓器方案

再熱系統(tǒng)增設(shè)減溫減壓器對外供熱對于供熱流量變化適應(yīng)性強，能匹配絕大多數(shù)的高中壓工業(yè)蒸汽供熱需要，且對原發(fā)電機組影響較小。但是該方案通過噴水和節(jié)流強行將高品質(zhì)蒸汽降低到供熱參數(shù)，極大地造成能量的浪費，一般僅用作為緊急備用措施或調(diào)峰手段。

1.1.4 增設(shè)背壓機方案

在供熱蒸汽管道上配套1臺背壓機，利用主機的高溫再熱蒸汽驅(qū)動，背壓機排汽匹配供熱參數(shù)。該方案能充分利用高溫再熱蒸汽的余熱余壓，對于高參數(shù)機組、大流量、低參數(shù)供熱項目具有較明顯的優(yōu)勢。

1.2 能量損耗分析

針對該電廠供熱蒸汽流量大、參數(shù)高等特點，適用的供熱改造方案有增設(shè)壓力匹配器方案、增設(shè)減溫減壓器方案和增設(shè)背壓機方案。雖然供熱改造提高了機組能源利用效率，但是供熱系統(tǒng)中不可避免地存在蒸汽的“高品低用”情況，導(dǎo)致能量損耗。

1.2.1 增設(shè)壓力匹配器方案

壓力匹配器高壓蒸汽擬采用高溫再熱蒸汽(3.588 MPa、541 ℃)，低壓蒸汽擬采用中低壓連通管蒸汽(0.92 MPa、368 ℃)，引射系數(shù)為1.57，則高壓蒸汽質(zhì)量流量qm1=70 t/h，低壓蒸汽質(zhì)量流量為qm2=110 t/h。

可用能E的計算公式[8-9]如下：

E=(h1-h0)-T0×(s1-s0)

(1)

式中：h1為蒸汽比焓，kJ/kg；h0為環(huán)境狀態(tài)下蒸汽比焓，kJ/kg；T0為環(huán)境溫度，K；s1為蒸汽比熵，kJ/(kg·K)；s0為環(huán)境狀態(tài)下蒸汽比熵，kJ/(kg·K)。

計算得出：高壓蒸汽可用能E1=946.3 kJ/kg；低壓蒸汽可用能E2=568.8 kJ/kg；供熱蒸汽可用能E3=645.5 kJ/kg。

單位時間的可用能損失ΔE的計算公式如下：

ΔE=qm1×E1+qm2×E2-qm3×E3

(2)

式中：qm3為供熱蒸汽質(zhì)量流量，t/h。

計算得出：采用增設(shè)壓力匹配器方案，ΔE=12.62 GJ/h，全年能量損失為88 344.1 GJ。

1.2.2 增設(shè)減溫減壓器方案

采用增設(shè)減溫減壓器方案需要抽取高溫再熱蒸汽165 t/h，減溫水采用凝結(jié)水，需要15 t/h。根據(jù)第1.2.1節(jié)計算公式可得，該方案ΔE=39.94 GJ/h，全年能量損失為279 600 GJ。

1.2.3 背壓機方案

采用增設(shè)背壓機方案，背壓機本身基本不存在能量損失，僅需要在排汽口加裝用于調(diào)整溫度的減溫器，背壓機在給定工況下的排汽參數(shù)為1.4 MPa、 449 ℃，此時需要減溫水7 t/h。根據(jù)第1.2.1節(jié)計算公式可得，該方案ΔE=6.7 GJ/h，全年能量損失為47 151 GJ。

1.2.4 分析匯總

3種供熱方案具體分析見表1。

表1 3種供熱改造方案比較分析表

綜上所述，3種供熱改造方案在技術(shù)方面對于大流量工業(yè)蒸汽供熱改造各有優(yōu)勢。增設(shè)背壓機方案雖然受占地、投資等因素影響較大，但是其節(jié)能效果尤為明顯，經(jīng)濟收益良好，因此該電廠工業(yè)蒸汽供熱改造采用增設(shè)背壓機方案。

2 330 MW機組背壓機供熱改造設(shè)計

2.1 設(shè)計原則

(1) 滿足原用戶和新增用戶蒸汽參數(shù)要求，可完全取代原減溫減壓器并留有余量。

(2)主機本體不做較大改動，汽缸末級葉片強度[10]等改動應(yīng)得到主機制造廠許可。

(3) 管線布置不影響原設(shè)備的運行和檢修維護。

2.2 熱力系統(tǒng)設(shè)計

增設(shè)的背壓機布置在該電廠2臺330 MW機組汽輪機房固定端外新建的雙層背壓機房內(nèi)。抽取該2臺330 MW機組高溫再熱蒸汽共同驅(qū)動1臺20 MW背壓機，其排汽接入廠內(nèi)分汽缸，用于對外供熱。背壓機原則性熱力系統(tǒng)圖見圖1。

G—發(fā)電機；M—電動閥。

背壓機不設(shè)旁路，原減溫減壓器熱備用作為背壓機跳閘時的備用汽源。汽輪發(fā)電機組發(fā)出的電接入2臺機組6 kV廠用電系統(tǒng)。

2.2.1 主機技術(shù)條件

新增背壓機為下排汽，單軸、單缸、反動式背壓機，運行方式為滑壓運行，以熱定電，進汽方式為全周進汽、節(jié)流調(diào)節(jié)方式，主要參數(shù)見表2。

表2 背壓機主要參數(shù)

表2(續(xù))

背壓機采用QF20-2型空冷發(fā)電機，無刷勵磁，發(fā)電機主要參數(shù)見表3。

表3 背壓機發(fā)電機主要參數(shù)

2.2.2 主機負荷與背壓機運行工況

該工程為高背壓供熱，主機所能提供的蒸汽壓力直接影響到背壓機的出力，該機組進汽質(zhì)量流量、輸出功率與進汽壓力的關(guān)系曲線見圖2。

圖2 背壓機進汽質(zhì)量流量、輸出功率與進汽壓力的關(guān)系曲線

在背壓機選型時根據(jù)供熱負荷和主機運行負荷擬定了數(shù)個工況，由于背壓機進汽壓力隨主機熱段壓力變化而變化，因此背壓機采用滑壓運行方式。背壓機設(shè)計以2臺主機在240 MW，進汽參數(shù)為2.4 MPa、538 ℃、222.2 t/h，背壓機發(fā)電機端出力為8 MW作為機組的設(shè)計工況、額定工況和性能考核工況；以2臺主機在315 MW，進汽參數(shù)為3.3 MPa、538 ℃、347.1 t/h，背壓機發(fā)電機端出力為20 MW作為機組的最大能力工況。根據(jù)歷年主機負荷和供熱負荷的變化情況擬定了其他變工況和單主機運行工況，見表4。

表4 主機負荷與背壓機運行工況分析表

2.2.3 背壓機進汽系統(tǒng)

背壓機進汽管道采用2-1-2布置方式，由2臺機組分別抽取一部分高溫再熱蒸汽合并后接至背壓機的2個主汽閥進口。為保證2臺機組再熱蒸汽壓力匹配，支管在并入母管前設(shè)有調(diào)節(jié)閥。

2.2.4 背壓機排汽系統(tǒng)

背壓機排汽管道從2個排汽口接出，經(jīng)減溫后分別接至分汽缸。排汽管道止回閥前設(shè)有安全閥，止回閥設(shè)有暖管旁路。

2.3 背壓機啟動方式研究

背壓機汽源為2臺330 MW機組的高溫再熱蒸汽，需要電廠主機穩(wěn)定運行后才能啟動背壓機，待背壓機排汽壓力滿足要求后再對外供熱。此時高溫再熱蒸汽溫度高達535 ℃，強行暖機將對背壓機壽命造成影響。根據(jù)已有情況，采用分汽缸蒸汽倒暖方式：稍開排汽電動閥、打開排汽逆止閥旁路電動閥，使分汽缸蒸汽倒流入汽缸；通過控制背壓機本體疏水閥開度控制溫升；當(dāng)汽輪機本體各部分溫度滿足要求即可退出倒暖。

進汽管道通過開啟高溫再熱蒸汽段至背壓機進汽段管道疏水及背壓機主汽閥閥殼疏水進行暖管。采用高溫再熱蒸汽段至背壓機進汽段電動閥控制暖管速度。

背壓機在熱態(tài)啟動時(即汽輪機轉(zhuǎn)子溫度大于204 ℃)，可省去機組暖機過程，需要注意選擇投用軸封冷卻風(fēng)機的時機，若未出現(xiàn)軸封冒汽的現(xiàn)象，應(yīng)在機組帶負荷后投用，防止冷空氣通過啟動排汽閥倒入汽輪機，否則應(yīng)嚴密監(jiān)視汽輪機缸溫變化。其他過程和背壓機冷態(tài)啟動相同。

2.4 背壓機工業(yè)蒸汽供熱改造設(shè)計應(yīng)關(guān)注的問題

2.4.1 進汽管道規(guī)格選型

進汽管道規(guī)格應(yīng)考慮主機在部分負荷下蒸汽流阻等因素，在滿足背壓機進口蒸汽壓力、流量的要求下，進行經(jīng)濟性比較后確定。

2.4.2 軸加冷卻水系統(tǒng)設(shè)計優(yōu)化

背壓機無自密封系統(tǒng)，排汽溫度高且設(shè)備廠要求的冷卻水量較大。軸加冷卻水源可采用主機凝結(jié)水系統(tǒng)回收該部分熱量，提高主機效率，同時提高背壓機軸加冷卻水的供水可靠性。

2.4.3 進汽管道閥門優(yōu)化

背壓機進汽由2臺機組高溫再熱蒸汽同時提供，由于2臺機組并不一定在相同負荷下運行，因此在2路汽源合并前設(shè)有調(diào)節(jié)閥以便2路汽源可以順利合并。根據(jù)運行反饋背壓機進汽管道調(diào)節(jié)閥前后壓差為0.2 MPa左右，隨著背壓機進汽流量增大壓差有增大的趨勢。

管系阻力直接影響機組運行的經(jīng)濟性，可考慮取消調(diào)節(jié)閥，采取提升遠端主機運行負荷以實現(xiàn)并入點壓力穩(wěn)定。當(dāng)主機低負荷運行、背壓機進汽壓力不滿足要求時，可考慮主機中壓調(diào)節(jié)閥憋壓的方式提升背壓機進汽壓力。

3 背壓機供熱改造經(jīng)濟性分析

該電廠于2018年底完成供熱改造，在額定工況下，機組發(fā)電煤耗提升3.75 g/(kW·h)，廠用電率降低4.92%，供電煤耗降低10.66 g/(kW·h)。按照供熱7 000 h綜合計算，2臺機組耗煤質(zhì)量流量增加13 758 t/a，年供電量增加7 383萬kW·h。

背壓機供熱改造靜態(tài)投資4 780萬元，其中建筑及安裝工程費用1 590萬元，設(shè)備購置費用 2 690萬元，其他費用500萬元(見表5)。工程動態(tài)投資4 869萬元。

表5 改造項目投資費用清單

項目投資回收期(稅前)為2.41 a(不含建設(shè)期)，項目投資回收期(稅后)為3.06 a(不含建設(shè)期)；項目投資內(nèi)部收益率(稅前)為39.52%，投資內(nèi)部收益率(稅后)為31.22%；總投資收益率為30.24%；經(jīng)濟效益良好，具備較強盈利能力。

4 結(jié)語

針對供熱機組供熱參數(shù)過高導(dǎo)致能量“高品低用”的情況，結(jié)合實際工程提出參考意見，主要得出以下結(jié)論：

(1) 項目應(yīng)該根據(jù)實際現(xiàn)場情況制定合適的工業(yè)蒸汽供熱改造方式，增設(shè)背壓機方案節(jié)能效果明顯，經(jīng)濟效益顯著。

(2)背壓機系統(tǒng)設(shè)計應(yīng)根據(jù)主機實際運行情況進行校核。

(3) 增設(shè)的背壓機系統(tǒng)較復(fù)雜，應(yīng)通過技術(shù)經(jīng)濟比較分析，優(yōu)化系統(tǒng)及設(shè)備，達到改造效益最大化。

(4) 項目投資回收期(稅后)為3.06 a(不含建設(shè)期)，總投資收益率為30.24%，經(jīng)濟效益非?？捎^。