鹿 丹

(中煤西安设计工程有限责任公司，陕西 西安 710054)

0 引言

近年来，随着环保形势的严峻和产能过剩问题的突出，国家出台了一系列政策对传统火力发电行业进行调整和优化。而随着人民生活水平的不断提高，在“煤电去产能”等政策推进的同时，“热电联产”、“集中供热”的重要性也与日俱增。对各类中小型电厂，乃至部分大电厂，在煤价不断增高，发电小时数不断减少的形势下，进行供热改造、实行热电联产也就成为了其扭亏减亏、持续发展的最优选择[1-3]。

随着山西古交兴能电厂等大型供热改造项目的顺利实施[4]，国内燃煤机组热电联产迈入了新阶段。在传统打孔抽汽供热方式外，“低压缸光轴”[5]、“低压缸零出力”[6]等供热技术不断取得发展和突破；而高背压供热技术更以其特有的优势获得广泛的应用。

1 供热改造方式

火电机组传统供热技术主要是指汽轮机抽汽供热，利用汽轮机抽汽进入热网加热器来加热热网循环水至相应温度，抽汽汽源一般是汽轮机中压缸排汽。近年来为增加机组供热能力、降低机组能耗指标，主要开展了非调整打孔抽汽技术、高背压供热技术[7]、吸收式热泵技术[8]等常用的供热改造技术的研究和应用。

1.1 非调整打孔抽汽

非调整抽汽供热改造指在汽轮机再热冷段、再热热段管道或中低压连通管的相应位置打孔抽汽，其供热抽汽参数随机组电负荷变化。因居民集中供热要求的抽汽压力较低，一般凝汽式汽轮机进行打孔抽汽时多采用在中低压连通管上增设抽汽三通(或四通)以及供热蝶阀，抽汽压力0.3到0.6 MPa左右，在新增抽汽管道上增设逆止阀、快关阀、安全阀、关断阀等阀门以满足供热工况的运行要求。

连通管抽汽供热系统和结构较为简单，汽机本体无需进行大的改造，同时供热抽汽量大，能够满足大热量用户的要求。近两年在其基础上又发展出低压缸零出力技术，除通过新增小旁路用很少的冷却蒸汽带走低压转子鼓风热量外，其它中排蒸汽全部外供，进一步提高机组的供热能力。

1.2 吸收式热泵技术

吸收式热泵(即增热型热泵)技术基于吸收式制冷机的基本原理，以蒸汽或废热水为驱动热源，把低温热源的热量提高到中/高温，提高能源的品质和利用效率；其应用在供热改造中一般以汽轮机抽汽为驱动能源Q1，回收汽轮机乏汽余热Q2，来加热热网回水。得到的有用热量(热网供热量)为消耗的蒸汽热量与回收的乏汽余热量之和Q1+Q2。

吸收式热泵技术可以有效回收乏汽余热，其供热量始终大于消耗的高品位热源的热量，具有较显著的节能优势；但其也存在投资相对较高的问题，一般可配合其它供热技术使用。

1.3 高背压供热改造

高背压供热技术是指热网循环回水先进入凝汽器加热，利用汽轮机排汽的汽化潜热加热循环水(热网回水温度一般在50～60 ℃之间)，形成机组高背压供热。高背压改造后汽轮机背压一般控制在54 kPa以下，需要对汽机低压缸进行改造，其改造方式主要有通用单转子技术和高低背压双转子技术两种。

对于湿冷机组，为实现采暖季高背压下机组安全可靠运行，汽轮机一般采用特制的高背压供热低压转子或拆除部分叶片，由热网循环水充当凝汽器循环冷却水；在非采暖季为保证机组发电效率和能力，汽轮机低压转子更换为纯凝转子或重装叶片，凝汽器循环水切换到原循环冷却水状态，汽轮机恢复原纯凝工况运行。湿冷机组高背压同时还需要对凝汽器、凝结水系统及给水泵汽轮机(电动给水泵除外)进行适应性改造。

相对于湿冷机组，空冷机组进行高背压供热改造具有一定优势，在热网负荷不高的情况下，利用空冷机组可以高背压运行(一般在35 kPa以下)的特点，除增设热网凝汽器系统，汽轮机本体及其附属系统均无需进行改造，厂内热网系统也仅为适应性改造；而新增供热量较大，需要提高背压(54 kPa以下)对汽机低压缸改造时，也可选择总体较为便捷和经济的通用单转子方案。空冷机组高背压供热主要需要关注空冷凝汽器的防冻问题，空冷岛各列配汽管道的阀门严密性较为关键。

下面我们以山西南部某电厂(下文简称该电厂)为例介绍300 MW空冷机组高背压供热改造的典型应用实例。

2 供热能力核算

2.1 改造前供热能力

该电厂一期建设2×300 MW空冷供热机组。汽轮机由上海汽轮机厂(下文简称上汽)制造，型号为CZK300-16.7/0.4/538/538，型式为亚临界、一次再热、双缸双排汽、直接空冷、抽汽凝汽式汽轮机。

表1 供热工况汽机设计参数

根据采暖季机组实际运行情况，中压缸采暖抽汽量最大为440 t/h(受上下缸温差限制)；热网加热器蒸汽进口焓值2 946.33 kJ/kg，疏水焓值503.92 kJ/kg；实际采暖热指标43.51 W/m2。

改造前最大供热量为：2×440×(2 946.33-503.92)/3 600=597 MW，合13 720 km2。实际该电厂近年供热面积在11 000 km2左右。

2.2 改造后供热能力

根据该电厂所在城市政府部门的规划，同时伴随城市内部分小锅炉的关停，主城区将出现约10 000 km2的供热缺口。由于高背压供热改造能够增加利用汽轮机排汽的汽化潜热，故供热能力将大幅提高。

改造后最大供热量为：{[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供热面积外，该电厂还能够额外增加10 000 km2以上的供热面积。

表2 高背压工况汽机设计参数

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

3 高背压供热系统设计

3.1 抽汽、排汽供热分配方案

根据采暖季实际运行情况，热网供水设计温度为100 ℃，热网回水设计温度为57 ℃。

最大采暖热负荷为：2 100×45/100=945 MW

则热网循环水总量为：

0.86×945×1 000/(100-57)=18 900 t/h

热网循环水加热采用分级加热方式，热网回水先通过低压缸排汽加热，再经过中排抽汽加热后外供。两台汽轮机运行采用高背压(≤35 kPa)+超高背压(≤54 kPa)方式通过低压缸排汽逐级加热热网回水[9]。

图1 高背压+超高背压供热工艺流程

热网凝汽器设计换热端差取1～1.5 ℃；实际运行时两台机组的排汽压力应根据热量分配需要进行调整。热网循环回水首先通过1#机组低压缸排汽加热，排汽压力在13到28 kPa之间进行调整，热网凝汽器可将热网循环水加热至48.9～65.8 ℃；再由2#机组低压缸排汽加热，排汽压力在41到54 kPa之间进行调整，热网凝汽器可将热网循环水加热至75～82 ℃，最后由中压缸排汽加热至设计温度100 ℃，满足对外供热要求。在供热初期和末期，热网循环水供回水温度较低(75/47 ℃)时，主要采用低压缸排汽加热，减少中压缸排汽量，增加发电量，运行中根据回水温度对三级加热进行调节。

该运行方式最大供热面积为：

921.37×100/43.51=21 180 km2

3.2 低压缸改造方式

根据表3的供热运行方式，1#机组最高运行排汽压力28 kPa，无需进行改造；2#机组最高运行排汽压力54 kPa，需要对低压缸进行改造。通用单转子和高低背压双转子两种低压缸改造方式都能够达到该电厂高背压供热改造的要求。

表3 高背压+超高背压供热平衡表

(1)高低背压双转子在供热期前后均需更换转子，每次更换时间约一个月，两次共需要两个月时间，大大降低了机组的可利用小时数；同时安装、维护、试验、调试费用较高，每年2次更换转子共需1 120万元左右。在初投资上，高低背压双转子是3 700万元，通用转子只需3 000万元。通用转子运行时的特点是，高背压运行时(采暖季)排汽压力和高背压转子相当，但低背压运行时(非采暖季)的排汽压力要显著高于低背压转子。

(2)该电厂设计全年利用小时数5 500 h，采暖季为2 880 h，非采暖季为2 620 h。根据电厂运行情况，低压缸进汽量约703 t/h；售电价取0.33元；同时将非采暖季利用小时数平摊到各个月份，其中3月至4月中旬、10月至11月中旬作为更换转子的检修时间不计入运行时间。通用转子非采暖季的额定运行背压约20 kPa；以下按照非采暖季，2#机组分别使用通用转子和低背压转子进行经济性比较。

(3)根据以上的技术经济比较情况，通用转子改造方式的投资更低(少700万元)，经济性更好(总体年运行费用约少197万元/年)，检修时间更短(约少2个月/年)，既提高了机组的可利用小时数，同时降低了安全风险。故采用通用单转子改造方式。

表4 非采暖季通用转子和低背压转子经济性比较表

表5 低压缸改造方式比较表

(4)通用单转子改造方案(上汽实施)

为尽可能利用原有设备，减少改造工作量，汽轮机本体通流改造时，各管道接口位置，汽轮机与发电机连接方式和位置，现有的汽轮机基础，高中压外缸，低压外缸，汽轮机各轴承座，高、中压进汽阀门及进汽管道等不发生变化。

该电厂机组轴承座为落地式，低压通流级数为六级，无低压静叶持环，通流部分低压隔板均为直接安装在内缸上。改造后同时兼顾供热工况及夏季工况，采用重新设计的通流及叶片，对相应部套进行优化改进；合理设置内部静子部件的结构、通流部分的长度、抽排汽位置和开档、排汽末端的型线等。同时系统部分需对汽封减温装置喷水量、汽封冷却器面积、低压缸喷水系统、轴承等进行重新核算[10]。

2#机低压缸改造后，最高稳定运行背压将达到54 kPa；最大供热工况发电量251.9 MW，低压缸效率88.4%；纯凝工况下，低压缸最大排汽量701.1 t/h，发电量288.4 MW，低压缸效率90.6%。

3.3 供热系统改造

(1)新建热网首站系统

该电厂已建成的热网首站供热能力为11 000 km2，不能满足新增的供热需求。因此需扩建一个热网首站，(市热力公司同时配套建设热力管网，)扩建热网首站可供采暖面积10 000 km2。采暖热指标取45 W/m2。

扩建热网首站总供热量320 MW，钢筋混凝土框架结构(四层布置，45 m×22 m×25 m)。市政一级热网57 ℃回水经汽机低压缸排汽加热至75 ℃以上后，再分别经原热网首站和新建首站加热至设计值，送至市政一级供水热网。扩建热网首站设置4台热网加热器(汽源引自原有供热抽汽母管)、4台热网循环泵(2大2小)、6台热网疏水泵(4用2备)、3台补水定压泵(2小1大)、1台疏水扩容器、2台补水箱、2台软水器。

(2)热网凝汽器系统

低压缸排汽供热改造需由空冷排汽母管接出排汽管道至新增的热网凝汽器系统。为运行安全考虑，每台机组设置2台热网凝汽器。1#/2#机组单台热网凝汽器换热面积分别为6 800 m2和9 600 m2，进汽管道装设真空关断蝶阀，出口凝结水管道接入相应机组排汽装置热井内。2#机组背压提高后凝结水温度上升至80 ℃，为保证精处理系统正常运行，在凝结水泵出口增设凝结水冷却器，冷却水取自热网循环水。

增设热网凝汽器后，热网循环水管网阻力比改造前提高14 m左右，需要对原有热网首站循环泵进行扬程提高改造。同时为避免空冷岛冻结，便于空冷岛和凝汽器间的切换，在空冷岛蒸汽分配管上增设真空关断蝶阀。

3.4 供热改造稳定性

为保证供热安全及可靠性，预防机组事故时供热负荷的大幅度降低，增设一套减压减温器系统，当其中一台汽轮机发生故障时，在该机组检修期间，使用对应锅炉的再热热段蒸汽，经减压减温后进入原有或新建的热网加热器，配合另一台正常工作的机组进行临时性供热。

事故减压减温器单台出力210 t/h，共设置3台(2用1备)；提供总蒸汽量420 t/h，供热能力合280 MW。同时根据表3的计算，单台机组供热能力为460 MW。故单台机组事故时，最大供热量达到740 MW，占最大采暖热负荷945 MW的78.3%，满足规范中75%以上的要求。

4 供热改造实施及投资

4.1 实施工期

由于汽轮机转子制造周期较长(约12个月)，为保证电厂机组在供热改造期间稳定运行，工程实施阶段分为两步：第一步，在第一年采暖季前主要完成新建热网首站、2#机组热网凝汽器系统及厂区主要管网工程等，配合热力公司新增3 000 km2以上供热面积；第二步，在第二年采暖季前完成汽轮机本体及其它系统的相应改造工程，完成增加10 000 km2供热面积的目标。

4.2 投资及经济性

(1)该工程总投资约1.5亿，20%为自有资金，80%为银行贷款。

(2)供热改造后该电厂增加年销售收入约1亿元，年均税后利润约3 700万元。

部分税后财务指标：内部收益率约30%，财务净现值(Ic=5%)约3.7亿，静态投资回收期约5年。

5 结语

在供热期利用空冷机组能够高背压运行的技术特点，采用低压缸排汽加热热网循环水，实现蒸汽热量的大部或全部利用，变蒸汽废热为供热热量，使汽轮机的冷源损失大量减少。高背压改造后一方面大幅降低供热期发电煤耗，另一方面增加机组供热能力；在提高收益的同时，达到节能减排的目标，实现经济和社会效益的全面提高。