许青云

（华电电力科学研究院有限公司 浙江杭州 310030）

0 引言

国家能源局发布的数据显示， 近年来我国发电结构进一步优化，火电设备容量增长率低位徘徊，而风电、太阳能等清洁能源，设备继续保持快速增长［1］。 随着非水的可再生能源装机容量和发电量的迅速攀升， 相应发电量的消纳压力进一步向传统煤机组转移，燃煤机组调峰压力日益增大。 随着城市建设的不断发展和人口的快速扩张，城市供热需求逐年攀升，供热缺口进一步扩大，城市热源建设和扩展已严重，滞后于供热需求和城市发展的需要， 因此对当前已经运行的燃煤机组供热能力提出了新的要求［2］。 传统热电联产机组受制于热电比，无法深度调峰， 导致当前热电联产机组供热需求的增长和发电调峰的矛盾日益突出。

近年来， 新型凝抽背供热技术开始兴起并逐渐在国内部分电厂推广实施［3-6］，新型凝抽背供热技术可以打破低压缸最小进汽流量的限制并大幅提高机组的热电比， 从而在相同热负荷需求的情况下，降低机组的电负荷，提高机组的调峰运行能力。 其最大的优势在于不改造汽轮机本体的情况下，实现汽轮机从抽汽、纯凝、背压工况的随时切换，在最大程度减少机组冷端损失的情况下，实现汽轮机全工况运行。

本文对某市A 发电公司某300 MW 供热机组进行， 凝抽背改造的合理性和可行性进行分析。 相关分析结果表明，机组进行新型凝抽背供热技术可显著提高机组的调峰能力、 供热能力和供热经济性。

1 机组概况

1.1 机组基本情况

A 发电公司位于某市东部， 是该市东部城区主力供热热源。现共有4 台机组，其中1 号、2 号机组为一期2×135 MW 纯凝机组， 分别于2002 年8 月和12 月投产， 后均增容为145 MW 机组，1 号、2 号机组相继于2012 年和2016 年进行了高背压供热改造。 3 号、4 号机组为二期2×300 MW 热电联产机组，分别于2006 年8 月和12 月投产，后增容为335 MW 机组，单机额定抽汽量330 t/h，最大抽汽量为330 t/h，抽汽参数为0.5 MPa（a），267 ℃。3 号机组和4 号机组又分别于2017 年和2018年进行了连通管打孔抽汽改造， 改造后3 号机组和4 号机组的供热抽汽能力均从从330 t/h 提升至500 t/h。 2019 年，A 发电公司又对3 号机组进行了凝抽背（又称切低压缸技术）供热改造，改造后3 号机供热抽汽能力从500 t/h 提升至640 t/h。

表1 改造前全厂各机组供热能力

本次拟进行凝抽背供热改造的机组为该发电公司4 号机组，4 号机组汽轮机为上海汽轮机厂设计制造的亚临界300 MW 中间再热抽汽凝汽式汽轮机， 机组型号C312/305-16.67/0.5/538/538，原设计采暖抽汽量约330 t/h。 原抽汽系统设计为从汽轮机5 号抽汽口引出2 根DN700 的抽汽母管后合并为1根DN1200 的抽汽母管。后又在中低压连通管进行打孔抽汽改造， 打孔抽汽后， 抽汽管道加汽轮机5 号抽合计抽汽量达到500 t/h，打孔抽汽母管为1 根DN900 的管道。

凝抽背改造前后汽轮机的主要技术规范见表2。

表2 4 号机组改前主要技术规范

1.2 供热市场情况

A 发电公司2019 年实际承担供热区域供热面积约2 900万m2。 根据供热区域调查统计分析，A 发电公司供热区域主要包括甲乙2 个片区：其中甲片区2019—2020 年供热季实供面积约900 万m2，预计2020—2021 年新增实际供热面积约340万m2，2021—2022 年采暖季预估新增用热面积500 万m2；乙片区2019—2020 年供热季实供面积约1000 万m2，2020—2021 年采暖季预估新增用热面积395 万m2，2021—2022 年采暖季预估新增用热面积342 万m2。

A 发电公司2019 年全厂供热能力为1 238.5 MW，可供面积3 096.25 万m2，当前剩余供热能力78.5 MW。 按规划2020年供热区域预计新增供热面积735 万m2， 而A 发电公司在3号、4 号机均切缸的情况下全厂最大供热能力为1 340 MW，可接带的供热区域供热面积上限为3 350 万m2。 考虑机组实际能力，2020 年机组无法接带全部预计新增供热面积，机组能承受的新增供热负荷上限为180 MW，对应新增供热面积上限为450 万m2。 扣除全厂当前剩余的78.5 MW 供热能力，下一年机组能承受的供热负荷缺口为101.5 MW。

2 凝抽背供热技术

2.1 技术原理

凝抽背供热技术，可以在低压转子不脱离、整体轴系始终同频运转的情况下，通过中低压缸连通管新加装的全密封、零泄漏的液压蝶阀启闭动作实现低压缸进汽与不进汽的灵活切换，不进汽时将全部中压排汽，引出供热。 同时为缩短微量漏气在低压缸内的滞留时间，防止鼓风超温的危险发生，需将极小流量的冷却蒸汽引入低压缸，并开启低压缸喷水减温系统，以保证低压缸在高真空条件下的安全“空转”长期运行。 主要优点是投资少，机组灵活性较好，可根据需要随时进行抽汽、背压工况切换， 机组调峰能力强。 缺点是背压工况排汽压力高，对机组出力影响大。

2.2 主要改造内容

新型凝抽背改造主要包括更换中低压缸联通管， 更换可全关LCV 蝶阀，增加低压缸旁路冷却系统，后缸喷水减温系统改造，供热抽汽管道扩容［7-8］：

（1） 改造中低压缸连通管和更换连通管供热抽汽调整LCV 蝶阀。 改造连通管（改造的连通管要求留出靠低压缸上方处的竖直管直段1 m），将原中低压缸联通管LCV 蝶阀进行更换， 新LCV 蝶阀需要实现可全关断零泄漏功能， 阀门尺寸DN1400，采用液压方式控制。

（2）设置低压缸旁路冷却系统。 微量的漏气在缸内流动性能较差，易产生鼓风超温危险，因此需要适量的并且是少量的冷却蒸汽，以进入低压缸进行冷却，带走鼓风热量，同时开启排汽缸喷水减温系统，降低缸温，以防止因超温膨胀导致的胀差超限、轴振异常等危险。

旁路汽源温度不宜高，温度太高则起不到冷却的效果，因此推荐采用机组中压缸的排汽作为冷却汽源， 从中压排汽管道上抽出适量冷却蒸汽进入低压缸，带走缸内鼓风热。

（3）排汽缸喷水减温系统改造。 凝抽背改造后，应严格控制后缸减温喷水量， 过多喷水会导致低压末级叶片因蒸汽汽流回流冲刷而损伤叶片， 因此需要对喷水减温系统喷水量进行精确控制。

（4）低压缸末级、次末级加装温度监测。 机组切缸背压运行时，低压缸内存在少量蒸汽鼓风的现象无法完全消除。 为了保证汽轮机低压缸部分的安全运行，对汽轮机末级、次末级温度进行监测非常必要， 由于原机组低压缸仅在排汽处加装了温度测量装置， 因此必须在末级、 次末级均装设温度监测装置，安装位置应在两级动叶后。

（5）4 号机打孔抽汽母管扩容。 2017 年4 号机打孔抽汽改造后，中低压缸连通管处加装有DN900 的打孔抽汽管道，同时与3 号机中低压缸连通管打孔抽汽DN1200 管道合并为1 根DN1600 的管道送往首站。 在4 号机切缸情况下，需要将4 号机DN900 的打孔抽汽母管更换DN1200 的管道， 并更换打孔抽汽管道上的相应阀门，包括逆止阀、快关阀、调节阀。

3 改造后机组供热能力、调峰能力和经济性分析

3.1 凝抽背改造供热能力分析

机组改造前后采暖抽汽温度、压力保持不变，当前机组中排额定采暖抽汽能力500 t/h， 折算的供热负荷362.5 MW，供热量1 305 GJ/h；改造机组中排额定采暖抽汽能力提升至640 t/h，即供热抽汽能力提升了140 t/h，折算增加供热负荷101.5 MW，供热量365.4 GJ/h。 从表3 可知，改造后4 号机组的最大供热能力提升至464 MW， 供热量1670.4 GJ/h，4 号机组理论可接待供热面积提升至1 160 万m2， 相比上一供热季将可多接带253.75 万m2供热面积。

3.2 凝抽背改造调峰能力分析

新型凝抽背供热改造后，低压缸进汽量大幅减少，机组热电比大幅提升。 当供热负荷为145 MW、240 MW 和360 MW 3种工况条件下，对比核算了锅炉最小出力（Qmin）、锅炉额定出力（Qnom）以及切缸（Qqg）改造后对机组调峰能力的影响［2］。 改造对机组调峰能力影响情况见图1 所示。 相比于改造前锅炉最小出力（Qmin）工况，保证对外供热负荷不变的条件下切缸改造后可使发电功率下降约73.5 MW， 机组的调峰能力显著提升。

表3 改造前后4 号机组供热能力对比

3.3 凝抽背改造经济性分析

在进行经济性分析时， 以供热面积优先由1 号至3 号机发挥最大能力接带、超出部分由4 号机接带的原则进行考虑。1 号、2 号机经过高背压供热改造， 供热能力均为206 MW；3号机组于2019 年进行了凝抽背供热改造，2019—2020 年供热季投入供热运行，改造后3 号机组切缸供热能力464 MW。 供热面积优先由1 号至3 号机发挥最大能力接带，超出部分由4号机接带的原则进行考虑。 针对3 号、4 号机组来说是指切缸部分的负荷分配， 在3 号、4 号机组抽凝运行能够满足热负荷需求的情况下原则上不考虑切缸运行， 只有在抽凝运行已不能满足负荷需求的极寒天气下方考虑切缸运行。 分配原则是先由3 号机组切缸运行， 当其达到最大切缸负荷464 MW 时则考虑4 号机组投入切缸运行。 以此作为边界条件核算4 号机切缸天数和计算热经济性， 核算后4 号机采暖季切缸运行8.9 d。

图1 改造前、后调峰能力

表4 经济性分析表

改造后在保证4 号机全年发电量不变的情况下， 依据热平衡图对采暖供热经济性进行分析，计算结果如表4 所示。 在设计工况下，在2020-2021 采暖季，A 发电公司采暖季发电热耗率从上一年的6 752.00 kJ/kWh 降至6 487.49 kJ/kWh，采暖季发电煤耗从上一年的254.46 g/kWh 降至244.50 g/kWh，全年可节约标煤0.99 万t，全厂年热电比增加3.64%，4 号机组全年平均发电煤耗下降5.29 g/kWh；从2021—2022 年供热季及以后，全厂供热负荷相比上一个供热季开始保持不变，改造后的经济性和上一年保持一致，具体结果见表4。

4 结语

通过以上分析可知，凝抽背改造技术是适合该发电公司4号机组供热能力提升的改造技术， 进行凝抽背背改造后的效果较好。

（1）供热能力方面：在保证供热蒸汽温度、压力不变的条件下， 通过凝抽背改造可使4 号机组增加供热抽汽能力提升140 t/h，对应供热能力为101.5 MW，热量为365.4 GJ/h。 改造后4 号机组的最大供热能力提升至464 MW， 供热量1 670.4 GJ/h，4 号机组理论可接待供热面积提升至1 160 万m2， 相比上一供热季将可多接带253.75 万m2供热面积。

（2）调峰能力方面：以改造前锅炉最小出力工况对比，如外供热负荷保持不变， 凝抽背改造后可使机组发电功率下降约73.5 MW，机组供热期调峰能力显示提升。

（3）节能方面：机组凝抽背改造后，在设计工况下，预计2020—2021 年采暖季， 全厂年热电比增加3.63%，4 号机组全年平均发电煤耗下降5.29 g/kWh。