张涛

摘要：截至2014年底，全国电力装机容量约13.6亿kW，其中火电装机容量为9.2亿kW。在火电装机容量9.2亿kW中，燃机装机容量约5567万kW，这其中又有相当一部分机组在我国北方城市，兼具着居民采暖供热的社会义务。文章充分吸收借鉴国内采暖供热煤电机组和联合循环采暖供热机组的成熟设计经验和运行反馈经验，提出了F级联合循环机组的几种供热方案。

关键词：F级；联合循环机组；供热方案；热电联产 文献标识码：A

中图分类号：U664 文章编号：1009-2374（2015）21-0067-03 DOI：10.13535/j.cnki.11-4406/n.2015.21.034

1 热电联产技术现状

热电联产是热能和电能联合生产的一种高效能源生产方式，目前我国热电联产规模位居世界前列，自20世纪80年代后先后出台了一系列的热电联产的相关政策，积极推动热电联产的发展。最近几年在国家实施上大压小及节能减排政策的影响下，主要发展大型热电联产供热机组，装机容量一般在300MW级及以上，可以更好的提高机组效率，降低冷源损失，节约燃料，减少污染物排放量，改善生活环境。

目前现有以下四种热电供热技术：

1.1 抽汽供热技术

目前热电联产供热机组多数采用抽汽供热，即将在汽轮机内做过功的蒸汽抽出对外供热，降低冷源损失，提高机组效率。但由于汽轮机低压缸在高速转动过程中需要有最低的冷却流量，因此并不能完全将所有蒸汽抽出，仍有部分冷源损失。

1.2 吸收式供热技术

2007年清华大学率先提出了“基于吸收式循环的新型热电联产集中供热技术”，通过吸收式换热机组、大温差等技术，可增大一次网的温差，增大热网输配能力，进一步降低冷源损失，提高热电厂的热效率。

1.3 高背压供热技术

高背压供热技术，也即低真空供热技术，是近年为适应北方采暖供热而出现的改造型技术，大都是由纯凝或抽凝式机组经改造而成。该技术最早于20世纪80年代出现在我国东北地区，而后逐步发展到华北地区。迄今为止，国内在低真空供热改造方面包括汽轮机本体、凝汽器和系统的改造设计及工程实施等都积累了丰富的经验。采用低压缸双背压双转子互换改造方案、消除冷源损失，增大供热能力，提高热电厂的热效率。

高背压供热技术具有投资较低，供热量大，热效率高等优势，是未来大型热电联产机组的重要发展方向。

1.4 背压供热技术

背压供热技术是近年来以联合循环机组为基础兴起的供热技术。通过在汽轮机中、低压缸之间设置SSS自动同步离合器，形成NCB（抽凝背）机组，可以在纯凝、抽凝、背压三种不同状态下运行。机组可根据热负荷的情况灵活切换运行方式，其热负荷和电负荷适应性都很强。

2 F级联合循环机组供热方案的研究

2.1 联合循环供热机组配置方案

单轴方案：即燃气轮机、发电机和汽轮机三大主机均连接在一根轴系上。此方案必须协调三大主机转子的弯曲振动和扭振特性，使得轴系的动态特性要求高，对差胀、推力瓦设计及润滑油系统设计等方面都比较高，需要技术支持方协调，因此单轴方案除燃机进口外还需引进国外技术在国内生产配套的汽轮机和发电机，国产化程度不高，设备的初投资高，且单轴机组目前没有供热运行的业绩。

多轴方案：即联合循环分轴布置，设燃气轮机发电机组及汽轮机发电机组。多轴方案规避了单轴方案需要整体保证性能的风险，采用国产余热锅炉、汽轮机和汽轮发电机，设备初投资低。

对于供热机组，一般采用多轴方案，即设燃气轮机发电机组及汽轮机发电机组。

2.2 联合循环机组供热方案优化

2.2.1 热网加热器加热蒸汽参数优化。目前集中供热一般是在电厂内设置一级换热站，厂外设置二级换热站。用中压缸排汽加热热网循环水，一次热网的供回水温度一般为130℃/70℃。

一般机组的中压缸排汽的压力在0.4～0.5MPa.a之间，对应的饱和温度在143℃～152℃之间，用此蒸汽将一次热网的回水由70℃加热至130℃，热网加热器的端差较大，经济性较差。若进一步降低中压缸排汽参数至0.3MPa.a，其饱和温度为134℃，用此蒸汽将一次热网的回水由70℃加热至130℃，热网加热器的端差在考虑蒸汽过热段换热的影响和蒸汽压降后仍能超过5℃，经济性较高。同时蒸汽在中压缸做功，增加发电量。

以东方电气集团M701F4型燃机为例，对0.5MPa和0.3MPa两种中压缸排汽参数进行热平衡计算，分析对比经济指标。热平衡计算采用抽凝工况（设计热负荷200MW/台机组）和全背压工况两种工况分别进行。从表1中可以看出，采用0.3MPa的中排压力，机组的热效率更高，经济性更好，但机组的最大供热能力略有降低。因此，推荐汽轮机的中低压缸分缸压力采用0.3MPa。

2.2.2 烟气余热利用方案优化。

（1）余热利用方案简介。排烟热损失是锅炉各项热损失中最大的一项，影响排烟热损失的主要因素是排烟温度，一般情况下，排烟温度每增加10℃，排烟热损失增加0.6%～1.0%。因此，降低排烟温度对于节约燃料、降低污染具有重要的实际意义。

对于热电联产机组的余热锅炉，由于其给水温度变化较大，尾部受热面优化是保证机组高效运行的关键。在采暖供热工况时，进入余热锅炉的热网加热器的疏水温度较高，排烟温度会相应提高，因此余热锅炉尾部还有很大的烟气余热利用空间。如果充分利用尾部烟气余热加热热网循环水，则可以回收烟气余热，提高采暖供热能力。

为了尽可能利用尾部烟气余热，进一步降低排烟温度，采用了以下两种烟气余热利用方案：

方案一：采用内置热网加热器，利用烟气加热热网循环水。

方案二：采用扩大低压省煤器，抽取高温凝结水加热热网循环水。

（2）余热利用方案比较。在供热期初期，机组抽凝运行，给水由凝结水及热网加热器疏水组成，给水温度介于25℃～80℃之间；当供热需求较大时，机组背压运行，给水由热网加热器疏水组成，温度高达80℃。

图5为纯凝运行工况，给水温度较低，凝结水加热器受热面全部投运即可达到设计的排烟温度，热网加热器处于干烧状态。图6为机组抽凝/背压运行工况，由于给水温度较高，凝结水加热器只能部分投运，部分处于干烧状态，否则凝结水加热器出口将有汽化现象，影响机组的安全运行，同时投运热网加热器以降低排烟温度。

优化后一体化方案可有效提高供热品质，且更便于利用，可提供150℃以上的热网水，而传统方案只能提供130℃左右的热网水。在部分负荷时，优化方案仍可提供140℃以上的热网水。而且可根据不同的供热需求，灵活调节供热品质和供热量。

低压省煤器与热网加热器合并设置，可避免非供暖期热网加热器干烧问题，有利于余热锅炉安全运行。

为了增加余热利用供热量，采取的措施为增加锅炉供热水量，但增加供热水量的同时会造成凝结水再循环泵的出力增加及低压主蒸汽产汽量的减少。在采用余热锅炉供热时，高压主蒸汽、中压主蒸汽的流量及参数并不受余热锅炉抽取热水的量的影响，因此对机组的发电功率几乎没有影响。

技术经济比较：两种方案的技术经济对比见表2。

由表2可以看出，方案一初投资较高，且由于尾部烟气换热器水质较差，存在由于受热面腐蚀的潜在危险；尤其是在非采暖季，烟气换热器需在干烧状态下运行；方案二虽增加了换热面积，造成阻力增加，但影响较小，同时增加的运行成本也较低，经济性更好，更加安全可靠。

3 结语

通过以上经济技术比较，F级联合循环供热机组的推荐供热方案有以下关键因素：

（1）机组多轴布置。根据热负荷的情况，在汽轮机中、低压缸之间设置SSS离合器，增强机组的灵活性及供热能力。

（2）汽轮机中低压分缸压力设为0.3MPa.a，降低热网加热器加热蒸汽参数，提高机组的热效率及经

济性。

（3）余热锅炉设置扩大低压省煤器及外置水水换热器，降低余热锅炉排烟温度，提高机组热效率及经济性，运行灵活，安全可靠。

（责任编辑：秦逊玉）