濕冷凝汽式汽輪機組供熱技術研究

2018-12-27 06:12:18，，

潔凈煤技術 2018年6期

，，

(國電龍源節能技術有限公司，北京 100039)

0 引言

近年來，隨著用熱需求的快速增長，我國熱電聯產機組規模不斷擴大。現有的熱電聯產機組中，傳統抽汽供熱方式主要以汽輪機中壓缸抽汽加熱熱網水，熱電廠純凝發電時冷端損失一般超過40%[1-2]，中壓缸抽汽供熱減少了抽汽部分的冷端損失，在最大抽汽供熱工況下冷端損失可減少至30%以下，是一種節能的供熱方式。

《電力發展“十三五”規劃》明確指出，大力發展風能、太陽能等可再生能源已成為我國電力發展的重要任務。但目前火電機組占比高，冬季采暖棄風、棄光現象嚴重。在傳統的以熱定電運行模式下，火電供熱機組發電負荷受制于熱負荷，導致供熱與新能源消納矛盾突出。

為了解決這一問題，在滿足供熱需求的前提下，需要火電廠進行深度調峰。尋求一種供熱技術，能夠提取大量電廠低溫余熱用于城市供熱，在減少能源浪費的同時，深度調峰、實現熱電解耦，提高供熱保證率。

本文對抽凝式供熱機組進行理論計算和節能分析，對抽汽、高背壓和熱泵3種供熱方式進行分析，比較不同改造方式的節能效果，以尋求一種最優的供熱方式。

1 供熱方式概述

1.1 抽汽供熱方式

傳統加熱器供熱方式，以中壓缸抽汽為熱源，進入熱網加熱器加熱熱網循環水對外供熱，如圖1所示。

圖1 抽汽供熱方式系統示意Fig.1 Extraction heating system

其特點:① 回收了供熱抽汽部分的凝結潛熱。② 損失了汽機排汽部分凝結潛熱。以單臺350 MW機組為例，至少損失了約114 t/h汽機排汽和60 t/h給水泵汽輪機排汽的凝結潛熱，合計損失熱量約116 MW。當鎖定最小排汽量(114 t/h汽機排汽和60 t/h給水泵汽輪機排汽)，通過調節供熱抽汽量調節發電負荷方式(以熱定電模式)運行時，損失熱量約116 MW;當不鎖定排汽量(熱電解耦模式)運行時，排汽量大于最小排汽量，損失熱量大于116 MW。

1.2 高背壓供熱方式

高背壓供熱方式有2種:高背壓短葉片方式和高背壓切缸方式。高背壓短葉片方式是通過降低低壓缸末級葉片高度實現高背壓運行方式;高背壓切缸方式是在供熱期通過切除低壓缸進汽，低壓缸僅保留最小冷卻流量運行的方式，以提高中壓缸供熱抽汽流量。因高背壓切缸方式沒有長時間運行案例，本文僅介紹高背壓短葉片方式，如圖2所示。

圖2 高背壓供熱方式系統示意Fig.2 High back pressure heating system

高背壓短葉片方式，采暖期以熱網循環水作為汽輪機排汽的冷卻水，經由凝汽器改造的低溫熱源加熱器加熱熱網循環水，回收機組排汽余熱。初步加熱后的熱網循環水，根據需要再送至熱網加熱器加熱，最終供至外網用戶[3-7]。

其特點:① 作為高背壓機組，必須完全回收機組排汽量。而機組存在最小排汽量，當對外供熱負荷小于機組最小排汽量的凝結潛熱(或供熱面積小于最小供熱面積)時，機組停運。以單臺350 MW機組為例，機組最小排汽量約290 t/h(汽機排汽量260 t/h、給水泵汽機排汽量30 t/h)，凝結潛熱為190 MW，而初末期采暖熱負荷僅有20 W/m2，考慮裕量后所需最小供熱面積為1 000萬m2。② 機組運行背壓最高54 kPa，所以熱網循環水在低溫熱源加熱器中最高只能加熱至80 ℃。③ 2臺機組的最大供熱能力為905 MW。④ 按滿足1 470萬m2供熱面積計算，當1臺機組故障時，高背壓機組供熱保證率為68%。

由于高背壓供熱方式與現有的調度中心運行模式相反，因而只能對1臺機組進行高背壓改造，另一臺機組作為調峰機組。

1.3 熱泵供熱方式

熱泵供熱方式是以汽輪機中壓缸抽汽作為溴化鋰吸收式熱泵的驅動熱源，回收機組循環水余熱，并轉換為可供城市熱網供熱利用的高品質熱能，實現節能減排，如圖3所示。

圖3 熱泵供熱方式系統示意Fig.3 Heat pump heating system

當排汽量小于額定抽汽工況的排汽量時，機組出現鼓風現象，在一定背壓下存在最小排汽量。該供熱方式額定余熱回收量按單臺汽輪機組額定抽汽工況下的排汽量(即最小排汽量)設計[8-11]。當機組以額定最小排汽量運行時，機組排汽余熱可全部回收，即冷端損失為0，循環水可不上塔;當1臺機組停運時，可切換到另一臺機組回收余熱，以提高供熱安全可靠性[12-14]。

其特點:① 在傳統供熱方式基礎上，回收約116 MW的排汽余熱。在整個采暖季，機組排汽余熱≤116 MW時，單臺機組沒有損失蒸汽凝結余熱;機組排汽余熱>116 MW時，多余的余熱通過冷卻塔排到大氣中。② 可以切換。即當1臺機組停運時，可切換到另一臺機組回收余熱。③ 2臺機組的最大供熱能力為917 MW。④ 按滿足1 470萬m2供熱面積計算，當1臺機組故障時，供熱保證率為88%。⑤ 在相同的熱負荷范圍內，機組負荷調整范圍顯著提高，可深度調峰，實現熱電解耦。

2 供熱方式比較

以北塘電廠C350-24.2/0.4/566/566型350 MW超臨界中間再熱抽凝式汽輪機組為例，對3種供熱方式的冬季發電負荷與供熱能力的關系、最大供熱能力、供熱可靠性進行量化分析。

2.1 設計條件

綜合采暖熱指標為40 W/m2;北塘電廠2017年供熱量為435×104GJ，按照綜合采暖熱指標40 W/m2計算，供熱面積為1 470萬m2。

供熱初末期:環境溫度為3～5 ℃，熱網回水溫度為46 ℃，采暖熱指標為20.2 W/m2，時間862 h;供熱次寒期:環境溫度-8～2 ℃，熱網回水溫度51 ℃，采暖熱指標為30 W/m2，歷時1 788 h;供熱極寒期:環境溫度≤-9 ℃，熱網回水溫度為55 ℃，采暖熱指標為40 W/m2，時長278 h。

高背壓方式汽輪機背壓≤54 kPa，該背壓下最小排汽量為261 t/h，最大抽汽量為300 t/h;熱泵方式汽輪機設計背壓為8.2 kPa，該背壓下最小排汽量為114 t/h，最大抽汽量為550 t/h，凝汽器端差為3～4 ℃。

2.2 冬季發電負荷和供熱能力的關系

抽汽供熱方式下，供熱初末期，以滿足供熱需求為前提，通過調節主汽量來調節發電負荷。供熱次寒期和極寒期，供熱需求較大，在額定主汽量下，機組達到最大抽汽供熱，此時發電負荷達到極限。

高背壓供熱方式下，背壓54 kPa時考慮凝汽器端差，熱網循環水最大可加熱到80 ℃。在初末期供熱負荷較小時，熱網循環水溫度<80 ℃，機組無需抽汽，僅低壓缸排汽即可滿足供熱需求(供熱負荷與低壓缸排汽潛熱相等)，進而限制主汽量、發電量。在次寒期、極寒期供熱負荷較大時，所需熱網循環水溫度>80 ℃，通過低壓缸排汽加熱熱網循環水至80 ℃，不足部分由供熱抽汽加熱。在此過程中，低壓缸排汽量和供熱抽汽量均被外部供熱需求限制，進而限制主汽量、發電量。

熱泵供熱方式下，在供熱初末期和次寒期，受供熱需求限制，單臺機組抽汽量未達到最大抽汽量，此時可通過調節主汽量來調節發電量。在供熱極寒期，機組抽汽已達到最大，發電量達到極限。

3種供熱方式的供熱能力、發電負荷、發電煤耗及熱電比等參數見表1。

表1機組熱電解耦能力分析
Table1Analysisofthermoelectricdecouplingabilityofturbineunit

供熱方式供熱期供熱量/MW發電負荷/MW煤耗/(g·kWh-1)熱電比極寒期4002721971.47抽汽次寒期4002721971.47初末期297217～285207～2351.37～1.04極寒期5053061391.65高背壓次寒期4412841391.55初末期2972021471.47極寒期5172721411.90熱泵次寒期441231～283136～1711.91～1.56初末期297154～303136～2231.93～0.98

表1中，熱泵供熱方式的最低發電煤耗為以熱定電運行模式(鎖定低壓缸排汽量運行)下的煤耗。當調度需要提高發電負荷時，低壓缸排汽量增大，多余的循環水部分進入冷卻塔，導致煤耗增加。

若以降低煤耗作為唯一目標，則高背壓供熱方式優于熱泵供熱方式;若綜合考慮提高熱電比、熱電解耦、降低煤耗等因素，則熱泵供熱方式優于高背壓供熱方式。

除以上3種供熱方式，目前常用的供熱技術還有高中壓缸旁路供熱、儲熱供熱、電極鍋爐、低壓缸零出力供熱等[15]。低壓缸零出力供熱與高背壓供熱方式一樣，弱化了熱電解耦能力，但其供熱經濟性好;高中壓缸旁路供熱、儲熱供熱、電極鍋爐3種供熱方式具備熱電解耦能力，但相對傳統供熱方式和熱泵供熱方式，供熱經濟性較差。