鹿 丹

(中煤西安設(shè)計工程有限責任公司，陜西 西安 710054)

0 引言

近年來，隨著環(huán)保形勢的嚴峻和產(chǎn)能過剩問題的突出，國家出臺了一系列政策對傳統(tǒng)火力發(fā)電行業(yè)進行調(diào)整和優(yōu)化。而隨著人民生活水平的不斷提高，在“煤電去產(chǎn)能”等政策推進的同時，“熱電聯(lián)產(chǎn)”、“集中供熱”的重要性也與日俱增。對各類中小型電廠，乃至部分大電廠，在煤價不斷增高，發(fā)電小時數(shù)不斷減少的形勢下，進行供熱改造、實行熱電聯(lián)產(chǎn)也就成為了其扭虧減虧、持續(xù)發(fā)展的最優(yōu)選擇[1-3]。

隨著山西古交興能電廠等大型供熱改造項目的順利實施[4]，國內(nèi)燃煤機組熱電聯(lián)產(chǎn)邁入了新階段。在傳統(tǒng)打孔抽汽供熱方式外，“低壓缸光軸”[5]、“低壓缸零出力”[6]等供熱技術(shù)不斷取得發(fā)展和突破；而高背壓供熱技術(shù)更以其特有的優(yōu)勢獲得廣泛的應用。

1 供熱改造方式

火電機組傳統(tǒng)供熱技術(shù)主要是指汽輪機抽汽供熱，利用汽輪機抽汽進入熱網(wǎng)加熱器來加熱熱網(wǎng)循環(huán)水至相應溫度，抽汽汽源一般是汽輪機中壓缸排汽。近年來為增加機組供熱能力、降低機組能耗指標，主要開展了非調(diào)整打孔抽汽技術(shù)、高背壓供熱技術(shù)[7]、吸收式熱泵技術(shù)[8]等常用的供熱改造技術(shù)的研究和應用。

1.1 非調(diào)整打孔抽汽

非調(diào)整抽汽供熱改造指在汽輪機再熱冷段、再熱熱段管道或中低壓連通管的相應位置打孔抽汽，其供熱抽汽參數(shù)隨機組電負荷變化。因居民集中供熱要求的抽汽壓力較低，一般凝汽式汽輪機進行打孔抽汽時多采用在中低壓連通管上增設(shè)抽汽三通(或四通)以及供熱蝶閥，抽汽壓力0.3到0.6 MPa左右，在新增抽汽管道上增設(shè)逆止閥、快關(guān)閥、安全閥、關(guān)斷閥等閥門以滿足供熱工況的運行要求。

連通管抽汽供熱系統(tǒng)和結(jié)構(gòu)較為簡單，汽機本體無需進行大的改造，同時供熱抽汽量大，能夠滿足大熱量用戶的要求。近兩年在其基礎(chǔ)上又發(fā)展出低壓缸零出力技術(shù)，除通過新增小旁路用很少的冷卻蒸汽帶走低壓轉(zhuǎn)子鼓風熱量外，其它中排蒸汽全部外供，進一步提高機組的供熱能力。

1.2 吸收式熱泵技術(shù)

吸收式熱泵(即增熱型熱泵)技術(shù)基于吸收式制冷機的基本原理，以蒸汽或廢熱水為驅(qū)動熱源，把低溫熱源的熱量提高到中/高溫，提高能源的品質(zhì)和利用效率；其應用在供熱改造中一般以汽輪機抽汽為驅(qū)動能源Q1，回收汽輪機乏汽余熱Q2，來加熱熱網(wǎng)回水。得到的有用熱量(熱網(wǎng)供熱量)為消耗的蒸汽熱量與回收的乏汽余熱量之和Q1+Q2。

吸收式熱泵技術(shù)可以有效回收乏汽余熱，其供熱量始終大于消耗的高品位熱源的熱量，具有較顯著的節(jié)能優(yōu)勢；但其也存在投資相對較高的問題，一般可配合其它供熱技術(shù)使用。

1.3 高背壓供熱改造

高背壓供熱技術(shù)是指熱網(wǎng)循環(huán)回水先進入凝汽器加熱，利用汽輪機排汽的汽化潛熱加熱循環(huán)水(熱網(wǎng)回水溫度一般在50～60 ℃之間)，形成機組高背壓供熱。高背壓改造后汽輪機背壓一般控制在54 kPa以下，需要對汽機低壓缸進行改造，其改造方式主要有通用單轉(zhuǎn)子技術(shù)和高低背壓雙轉(zhuǎn)子技術(shù)兩種。

對于濕冷機組，為實現(xiàn)采暖季高背壓下機組安全可靠運行，汽輪機一般采用特制的高背壓供熱低壓轉(zhuǎn)子或拆除部分葉片，由熱網(wǎng)循環(huán)水充當凝汽器循環(huán)冷卻水；在非采暖季為保證機組發(fā)電效率和能力，汽輪機低壓轉(zhuǎn)子更換為純凝轉(zhuǎn)子或重裝葉片，凝汽器循環(huán)水切換到原循環(huán)冷卻水狀態(tài)，汽輪機恢復原純凝工況運行。濕冷機組高背壓同時還需要對凝汽器、凝結(jié)水系統(tǒng)及給水泵汽輪機(電動給水泵除外)進行適應性改造。

相對于濕冷機組，空冷機組進行高背壓供熱改造具有一定優(yōu)勢，在熱網(wǎng)負荷不高的情況下，利用空冷機組可以高背壓運行(一般在35 kPa以下)的特點，除增設(shè)熱網(wǎng)凝汽器系統(tǒng)，汽輪機本體及其附屬系統(tǒng)均無需進行改造，廠內(nèi)熱網(wǎng)系統(tǒng)也僅為適應性改造；而新增供熱量較大，需要提高背壓(54 kPa以下)對汽機低壓缸改造時，也可選擇總體較為便捷和經(jīng)濟的通用單轉(zhuǎn)子方案?？绽錂C組高背壓供熱主要需要關(guān)注空冷凝汽器的防凍問題，空冷島各列配汽管道的閥門嚴密性較為關(guān)鍵。

下面我們以山西南部某電廠(下文簡稱該電廠)為例介紹300 MW空冷機組高背壓供熱改造的典型應用實例。

2 供熱能力核算

2.1 改造前供熱能力

該電廠一期建設(shè)2×300 MW空冷供熱機組。汽輪機由上海汽輪機廠(下文簡稱上汽)制造，型號為CZK300-16.7/0.4/538/538，型式為亞臨界、一次再熱、雙缸雙排汽、直接空冷、抽汽凝汽式汽輪機。

表1 供熱工況汽機設(shè)計參數(shù)

根據(jù)采暖季機組實際運行情況，中壓缸采暖抽汽量最大為440 t/h(受上下缸溫差限制)；熱網(wǎng)加熱器蒸汽進口焓值2 946.33 kJ/kg，疏水焓值503.92 kJ/kg；實際采暖熱指標43.51 W/m2。

改造前最大供熱量為：2×440×(2 946.33-503.92)/3 600=597 MW，合13 720 km2。實際該電廠近年供熱面積在11 000 km2左右。

2.2 改造后供熱能力

根據(jù)該電廠所在城市政府部門的規(guī)劃，同時伴隨城市內(nèi)部分小鍋爐的關(guān)停，主城區(qū)將出現(xiàn)約10 000 km2的供熱缺口。由于高背壓供熱改造能夠增加利用汽輪機排汽的汽化潛熱，故供熱能力將大幅提高。

改造后最大供熱量為：{[390×(2959.2-503.92)+298.749×(2663.2-304.33)] + [350×(2952.3-503.92)+352.664×(2 662.8-348.67)]}/3 600=926 MW，合2 1280 km2。除已有的11 000 km2供熱面積外，該電廠還能夠額外增加10 000 km2以上的供熱面積。

表2 高背壓工況汽機設(shè)計參數(shù)

注：飽和水焓，35 kPa～304.33 kJ/kg；54 kPa～348.67 kJ/kg

3 高背壓供熱系統(tǒng)設(shè)計

3.1 抽汽、排汽供熱分配方案

根據(jù)采暖季實際運行情況，熱網(wǎng)供水設(shè)計溫度為100 ℃，熱網(wǎng)回水設(shè)計溫度為57 ℃。

最大采暖熱負荷為：2 100×45/100=945 MW

則熱網(wǎng)循環(huán)水總量為：

0.86×945×1 000/(100-57)=18 900 t/h

熱網(wǎng)循環(huán)水加熱采用分級加熱方式，熱網(wǎng)回水先通過低壓缸排汽加熱，再經(jīng)過中排抽汽加熱后外供。兩臺汽輪機運行采用高背壓(≤35 kPa)+超高背壓(≤54 kPa)方式通過低壓缸排汽逐級加熱熱網(wǎng)回水[9]。

圖1 高背壓+超高背壓供熱工藝流程

熱網(wǎng)凝汽器設(shè)計換熱端差取1～1.5 ℃；實際運行時兩臺機組的排汽壓力應根據(jù)熱量分配需要進行調(diào)整。熱網(wǎng)循環(huán)回水首先通過1#機組低壓缸排汽加熱，排汽壓力在13到28 kPa之間進行調(diào)整，熱網(wǎng)凝汽器可將熱網(wǎng)循環(huán)水加熱至48.9～65.8 ℃；再由2#機組低壓缸排汽加熱，排汽壓力在41到54 kPa之間進行調(diào)整，熱網(wǎng)凝汽器可將熱網(wǎng)循環(huán)水加熱至75～82 ℃，最后由中壓缸排汽加熱至設(shè)計溫度100 ℃，滿足對外供熱要求。在供熱初期和末期，熱網(wǎng)循環(huán)水供回水溫度較低(75/47 ℃)時，主要采用低壓缸排汽加熱，減少中壓缸排汽量，增加發(fā)電量，運行中根據(jù)回水溫度對三級加熱進行調(diào)節(jié)。

該運行方式最大供熱面積為：

921.37×100/43.51=21 180 km2

3.2 低壓缸改造方式

根據(jù)表3的供熱運行方式，1#機組最高運行排汽壓力28 kPa，無需進行改造；2#機組最高運行排汽壓力54 kPa，需要對低壓缸進行改造。通用單轉(zhuǎn)子和高低背壓雙轉(zhuǎn)子兩種低壓缸改造方式都能夠達到該電廠高背壓供熱改造的要求。

表3 高背壓+超高背壓供熱平衡表

(1)高低背壓雙轉(zhuǎn)子在供熱期前后均需更換轉(zhuǎn)子，每次更換時間約一個月，兩次共需要兩個月時間，大大降低了機組的可利用小時數(shù)；同時安裝、維護、試驗、調(diào)試費用較高，每年2次更換轉(zhuǎn)子共需1 120萬元左右。在初投資上，高低背壓雙轉(zhuǎn)子是3 700萬元，通用轉(zhuǎn)子只需3 000萬元。通用轉(zhuǎn)子運行時的特點是，高背壓運行時(采暖季)排汽壓力和高背壓轉(zhuǎn)子相當，但低背壓運行時(非采暖季)的排汽壓力要顯著高于低背壓轉(zhuǎn)子。

(2)該電廠設(shè)計全年利用小時數(shù)5 500 h，采暖季為2 880 h，非采暖季為2 620 h。根據(jù)電廠運行情況，低壓缸進汽量約703 t/h；售電價取0.33元；同時將非采暖季利用小時數(shù)平攤到各個月份，其中3月至4月中旬、10月至11月中旬作為更換轉(zhuǎn)子的檢修時間不計入運行時間。通用轉(zhuǎn)子非采暖季的額定運行背壓約20 kPa；以下按照非采暖季，2#機組分別使用通用轉(zhuǎn)子和低背壓轉(zhuǎn)子進行經(jīng)濟性比較。

(3)根據(jù)以上的技術(shù)經(jīng)濟比較情況，通用轉(zhuǎn)子改造方式的投資更低(少700萬元)，經(jīng)濟性更好(總體年運行費用約少197萬元/年)，檢修時間更短(約少2個月/年)，既提高了機組的可利用小時數(shù)，同時降低了安全風險。故采用通用單轉(zhuǎn)子改造方式。

表4 非采暖季通用轉(zhuǎn)子和低背壓轉(zhuǎn)子經(jīng)濟性比較表

表5 低壓缸改造方式比較表

(4)通用單轉(zhuǎn)子改造方案(上汽實施)

為盡可能利用原有設(shè)備，減少改造工作量，汽輪機本體通流改造時，各管道接口位置，汽輪機與發(fā)電機連接方式和位置，現(xiàn)有的汽輪機基礎(chǔ)，高中壓外缸，低壓外缸，汽輪機各軸承座，高、中壓進汽閥門及進汽管道等不發(fā)生變化。

該電廠機組軸承座為落地式，低壓通流級數(shù)為六級，無低壓靜葉持環(huán)，通流部分低壓隔板均為直接安裝在內(nèi)缸上。改造后同時兼顧供熱工況及夏季工況，采用重新設(shè)計的通流及葉片，對相應部套進行優(yōu)化改進；合理設(shè)置內(nèi)部靜子部件的結(jié)構(gòu)、通流部分的長度、抽排汽位置和開檔、排汽末端的型線等。同時系統(tǒng)部分需對汽封減溫裝置噴水量、汽封冷卻器面積、低壓缸噴水系統(tǒng)、軸承等進行重新核算[10]。

2#機低壓缸改造后，最高穩(wěn)定運行背壓將達到54 kPa；最大供熱工況發(fā)電量251.9 MW，低壓缸效率88.4%；純凝工況下，低壓缸最大排汽量701.1 t/h，發(fā)電量288.4 MW，低壓缸效率90.6%。

3.3 供熱系統(tǒng)改造

(1)新建熱網(wǎng)首站系統(tǒng)

該電廠已建成的熱網(wǎng)首站供熱能力為11 000 km2，不能滿足新增的供熱需求。因此需擴建一個熱網(wǎng)首站，(市熱力公司同時配套建設(shè)熱力管網(wǎng)，)擴建熱網(wǎng)首站可供采暖面積10 000 km2。采暖熱指標取45 W/m2。

擴建熱網(wǎng)首站總供熱量320 MW，鋼筋混凝土框架結(jié)構(gòu)(四層布置，45 m×22 m×25 m)。市政一級熱網(wǎng)57 ℃回水經(jīng)汽機低壓缸排汽加熱至75 ℃以上后，再分別經(jīng)原熱網(wǎng)首站和新建首站加熱至設(shè)計值，送至市政一級供水熱網(wǎng)。擴建熱網(wǎng)首站設(shè)置4臺熱網(wǎng)加熱器(汽源引自原有供熱抽汽母管)、4臺熱網(wǎng)循環(huán)泵(2大2小)、6臺熱網(wǎng)疏水泵(4用2備)、3臺補水定壓泵(2小1大)、1臺疏水擴容器、2臺補水箱、2臺軟水器。

(2)熱網(wǎng)凝汽器系統(tǒng)

低壓缸排汽供熱改造需由空冷排汽母管接出排汽管道至新增的熱網(wǎng)凝汽器系統(tǒng)。為運行安全考慮，每臺機組設(shè)置2臺熱網(wǎng)凝汽器。1#/2#機組單臺熱網(wǎng)凝汽器換熱面積分別為6 800 m2和9 600 m2，進汽管道裝設(shè)真空關(guān)斷蝶閥，出口凝結(jié)水管道接入相應機組排汽裝置熱井內(nèi)。2#機組背壓提高后凝結(jié)水溫度上升至80 ℃，為保證精處理系統(tǒng)正常運行，在凝結(jié)水泵出口增設(shè)凝結(jié)水冷卻器，冷卻水取自熱網(wǎng)循環(huán)水。

增設(shè)熱網(wǎng)凝汽器后，熱網(wǎng)循環(huán)水管網(wǎng)阻力比改造前提高14 m左右，需要對原有熱網(wǎng)首站循環(huán)泵進行揚程提高改造。同時為避免空冷島凍結(jié)，便于空冷島和凝汽器間的切換，在空冷島蒸汽分配管上增設(shè)真空關(guān)斷蝶閥。

3.4 供熱改造穩(wěn)定性

為保證供熱安全及可靠性，預防機組事故時供熱負荷的大幅度降低，增設(shè)一套減壓減溫器系統(tǒng)，當其中一臺汽輪機發(fā)生故障時，在該機組檢修期間，使用對應鍋爐的再熱熱段蒸汽，經(jīng)減壓減溫后進入原有或新建的熱網(wǎng)加熱器，配合另一臺正常工作的機組進行臨時性供熱。

事故減壓減溫器單臺出力210 t/h，共設(shè)置3臺(2用1備)；提供總蒸汽量420 t/h，供熱能力合280 MW。同時根據(jù)表3的計算，單臺機組供熱能力為460 MW。故單臺機組事故時，最大供熱量達到740 MW，占最大采暖熱負荷945 MW的78.3%，滿足規(guī)范中75%以上的要求。

4 供熱改造實施及投資

4.1 實施工期

由于汽輪機轉(zhuǎn)子制造周期較長(約12個月)，為保證電廠機組在供熱改造期間穩(wěn)定運行，工程實施階段分為兩步：第一步，在第一年采暖季前主要完成新建熱網(wǎng)首站、2#機組熱網(wǎng)凝汽器系統(tǒng)及廠區(qū)主要管網(wǎng)工程等，配合熱力公司新增3 000 km2以上供熱面積；第二步，在第二年采暖季前完成汽輪機本體及其它系統(tǒng)的相應改造工程，完成增加10 000 km2供熱面積的目標。

4.2 投資及經(jīng)濟性

(1)該工程總投資約1.5億，20%為自有資金，80%為銀行貸款。

(2)供熱改造后該電廠增加年銷售收入約1億元，年均稅后利潤約3 700萬元。

部分稅后財務指標：內(nèi)部收益率約30%，財務凈現(xiàn)值(Ic=5%)約3.7億，靜態(tài)投資回收期約5年。

5 結(jié)語

在供熱期利用空冷機組能夠高背壓運行的技術(shù)特點，采用低壓缸排汽加熱熱網(wǎng)循環(huán)水，實現(xiàn)蒸汽熱量的大部或全部利用，變蒸汽廢熱為供熱熱量，使汽輪機的冷源損失大量減少。高背壓改造后一方面大幅降低供熱期發(fā)電煤耗，另一方面增加機組供熱能力；在提高收益的同時，達到節(jié)能減排的目標，實現(xiàn)經(jīng)濟和社會效益的全面提高。