汪枫

（中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司 福建福州 350003）

随着经济的不断发展，许多工业园区的蒸汽需求量也在不断提高。为了保障工业园区的蒸汽供应，热电厂被新建、扩建或者改造，以满足日益增长的热负荷的需求［1］。根据国家热电联产产业政策［2］，城市和工业园区的集中供热应优先利用或改造现有热源。工业热电联产项目优先采用高压及以上参数背压热电联产机组。在役热电厂扩建热电联产机组时，原则上采用背压热电联产机组。近年来，许多新型背压机技术不断被提出，其中包括高参数亚临界一次再热技术、低真空回热抽背技术等。本文将从具体实施案例探讨新型背压机技术的经济性和可行性。

1 项目背景

某工业园区配套的热电联产工程已建成3×150 t/h 高温超高压循环流化床机组，配套建设1×17 MW+1×19.1 MW 背压式汽轮发电机组。设计热负荷为低压蒸汽，蒸汽参数为P=1.6 MPa，T=240 ℃，汽机额定工况供汽量为196 t/h。工程2 台机组的额定供汽量为：17 MW 常规背压机供汽量121 t/h；19.1 MW 新型背压机供汽量75 t/h，经减温后满足工业集中区热负荷需求。

随着工业园区热负荷的发展，预计近期园区平均热负荷增长为395 t/h，扣除现状的热负荷196 t/h，还需要提供199 t/h的蒸汽，蒸汽参数为P=1.6 MPa，T=240 ℃。为了满足热负荷的需求，新建供热机组是有必要的。

新机组建成后，新机组和原有的2 台机组正常运行可以满足工业区热负荷需求，原来的3 台150 t/h 锅炉中的1 台可以恢复为备用锅炉，可满足《小型火力发电厂设计规范》中关于热电厂锅炉设备的要求，全厂运行调度更加可靠、灵活。通过新上的机组，提高能源转换率，实现了真正意义上的节能减排，符合国家相关文件要求。

2 机组选型比较

2.1 常规抽背机与深度抽背机比较

为尽可能提高背压机的发电能力，提高机组的经济性，国内提出深度背压机的概念，福建省石狮热电公司已成功对原有机组进行改造，19.1 MW 背压机也采用了该方案，目前对于深度背压机及其辅助设备的生产运行经验已相对成熟。

深度背压机的方案实质是增加一级回热、调整除氧器加热汽源，系统较常规背压机略微复杂，但在同样供热条件下可以通过多发电获得较大的收益，经济性好。

本项目深度背压机与常规背压机进行了相应的技术比较如下：

（1）热力系统方面比较：2 个系统补水的加热方式不同，深度背压机采用低真空回热加热器来加热补水，为混合式加热方式；常规背压机采用生水加热器来加热补水，为表面式加热方式，表面式加热效率比混合式加热效率低，且系统相对复杂，需要考虑加热器的疏水回收。

（2）热经济性指标比较：深度背压机1 a 供电量为2.131亿kWh，比常规背压机多365 万kWh，发电标煤耗率约为143.4 g/kWh，比常规背压机约节约3 g/kWh，电厂总效率为89.5%，比常规背压机约提高0.3%。可以看出，深度背压机的热经济性较好。

因此，推荐采用带低真空回热加热器深度抽背机的方案。

2.2 中间一次再热与无再热汽轮机比较

中间一次再热机组较无再热机组可提高机组总体的经济性，但对于小机组而言，增加了系统的复杂性及原始投资。对于本项目供热机组而言，是否采用中间一次再热，也需要分析再热机组的供热参数是否与热负荷相匹配。本项目热用户所需热负荷为1.6 MPa，240 ℃，而根据汽轮机厂家提供的热平衡，中间一次再热机组，1.6 MPa 压力的抽汽参数对应的温度为444.5 ℃，远高于所需的240 ℃，需要增加大量减温水将蒸汽降温，大大降低了经济性，并且减小了机组的出力，因此不考虑中间一次再热的方案。

3 经济性分析

规划扩建热电机组按低真空回热新型背压机的初选装机有4 种方案。

方案一：1 台301 t/h 高温超高压CFB 锅炉+1 台40 MW等级低真空回热新型背压式汽轮机。总装机容量约40 MW，主蒸汽参数13.7 MPa，535 ℃，给水温度256 ℃，供热抽汽压力为1.6 MPa，温度为260.8 ℃，经过减温到235.8 ℃后对外供热；背压0.05 MPa，回热系统为2GJ+1CY，主蒸汽管道采用切换母管制与老厂主蒸汽母管连接。

方案二：1 台310 t/h 高温亚临界CFB 锅炉+1 台42 MW等级低真空回热新型背压式汽轮机。总装机容量约42 MW，主蒸汽参数16.7 MPa，535 ℃，给水温度256 ℃，供热抽汽压力为1.6 MPa，温度为235.8 ℃，对外直接供热；背压0.05 MPa，回热系统为2GJ+1CY。

方案三：1 台301 t/h 超高温亚临界CFB 锅炉+1 台44 MW等级低真空回热新型背压式汽轮机。总装机容量约44 MW，主蒸汽参数16.7 MPa，566 ℃，给水温度256 ℃，供热抽汽压力为1.6 MPa，温度为259 ℃，经过减温到235.8 ℃后对外供热；背压0.05 MPa，回热系统为2GJ+1CY。

方案四：1 台317 t/h 超高温亚临界CFB 锅炉+1 台45 MW等级低真空回热新型背压式汽轮机，总装机容量约45 MW，主蒸汽参数16.7 MPa，566 ℃，给水温度278 ℃，供热抽汽压力为1.6 MPa，温度为259 ℃，经过减温到235.8 ℃后对外供热；背压0.05 MPa，回热系统为3GJ+1CY。

对4 个机组方案进行热平衡计算。为简化计算，管道效率取98.5%，锅炉效率92%。机组“以热定电”，年发电利用小时数与设计热负荷年供热小时数一致，取6 900，热经济性比较如表1 所示。

表1 热经济性计算结果汇总表

4 个方案供热能力相同，只是发、供电量有差别。为进一步比较经济效益，采用电网1 000 MW 超超临界纯凝发电机组作为替代机组来补偿供电不足的部分。替代机组供电标煤耗按《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》（GB21258—2017）1 级限额，取0.273 kg/kWh，计算结果见表2。

表2 节能效益结果汇总表

通过上述比较，考虑到电网电量补偿计算后，方案四采用超高温亚临界机组3 个高加方案的热经济性最高。

4 结论

本论文研究了热电厂主机选型技术方案，并且分析了4种装机方案的经济性，得出了以下结论：

（1）在供热方面，4 个方案效果相当，从热平衡可看出，除了方案二外，由于抽汽口温度的限制，抽汽都必须经过减温后再对外供热，方案二抽汽在额定工况下不用经过减温后再对外供热，可以直接对外供热，但是在低负荷工况下，方案二供热温度亦会提高，因此减温系统不可避免。方案四与方案二、方案三在热力系统方面的区别主要体现在回热级数的不同，方案四给水温度高，采用3 个高加方案，热经济性最好。

（2）在“以热定电”原则下，超高温亚临界背压机进汽参数高，焓值大，单位蒸汽做功的有效焓降大，热化发电率高，发电量大。在相同的供热负荷下，方案四超高温亚临界3 个高加的方案，发电量较方案一高温超高压机组多约13%，较方案二高温亚临界机组多约6%，较方案三超高温亚临界机2 个高加的方案多约3%，经济性最好。

（3）考虑补偿电量后的全厂热效率，方案四热效率最高。