300 MW 供熱機(jī)組凝抽背改造技術(shù)和經(jīng)濟(jì)性分析

許青云

（華電電力科學(xué)研究院有限公司 浙江杭州 310030）

0 引言

國(guó)家能源局發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示， 近年來(lái)我國(guó)發(fā)電結(jié)構(gòu)進(jìn)一步優(yōu)化，火電設(shè)備容量增長(zhǎng)率低位徘徊，而風(fēng)電、太陽(yáng)能等清潔能源，設(shè)備繼續(xù)保持快速增長(zhǎng)［1］。 隨著非水的可再生能源裝機(jī)容量和發(fā)電量的迅速攀升， 相應(yīng)發(fā)電量的消納壓力進(jìn)一步向傳統(tǒng)煤機(jī)組轉(zhuǎn)移，燃煤機(jī)組調(diào)峰壓力日益增大。 隨著城市建設(shè)的不斷發(fā)展和人口的快速擴(kuò)張，城市供熱需求逐年攀升，供熱缺口進(jìn)一步擴(kuò)大，城市熱源建設(shè)和擴(kuò)展已嚴(yán)重，滯后于供熱需求和城市發(fā)展的需要， 因此對(duì)當(dāng)前已經(jīng)運(yùn)行的燃煤機(jī)組供熱能力提出了新的要求［2］。 傳統(tǒng)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組受制于熱電比，無(wú)法深度調(diào)峰， 導(dǎo)致當(dāng)前熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組供熱需求的增長(zhǎng)和發(fā)電調(diào)峰的矛盾日益突出。

近年來(lái)， 新型凝抽背供熱技術(shù)開(kāi)始興起并逐漸在國(guó)內(nèi)部分電廠推廣實(shí)施［3-6］，新型凝抽背供熱技術(shù)可以打破低壓缸最小進(jìn)汽流量的限制并大幅提高機(jī)組的熱電比， 從而在相同熱負(fù)荷需求的情況下，降低機(jī)組的電負(fù)荷，提高機(jī)組的調(diào)峰運(yùn)行能力。 其最大的優(yōu)勢(shì)在于不改造汽輪機(jī)本體的情況下，實(shí)現(xiàn)汽輪機(jī)從抽汽、純凝、背壓工況的隨時(shí)切換，在最大程度減少機(jī)組冷端損失的情況下，實(shí)現(xiàn)汽輪機(jī)全工況運(yùn)行。

本文對(duì)某市A 發(fā)電公司某300 MW 供熱機(jī)組進(jìn)行， 凝抽背改造的合理性和可行性進(jìn)行分析。 相關(guān)分析結(jié)果表明，機(jī)組進(jìn)行新型凝抽背供熱技術(shù)可顯著提高機(jī)組的調(diào)峰能力、 供熱能力和供熱經(jīng)濟(jì)性。

1 機(jī)組概況

1.1 機(jī)組基本情況

A 發(fā)電公司位于某市東部， 是該市東部城區(qū)主力供熱熱源。現(xiàn)共有4 臺(tái)機(jī)組，其中1 號(hào)、2 號(hào)機(jī)組為一期2×135 MW 純凝機(jī)組， 分別于2002 年8 月和12 月投產(chǎn)， 后均增容為145 MW 機(jī)組，1 號(hào)、2 號(hào)機(jī)組相繼于2012 年和2016 年進(jìn)行了高背壓供熱改造。 3 號(hào)、4 號(hào)機(jī)組為二期2×300 MW 熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組，分別于2006 年8 月和12 月投產(chǎn)，后增容為335 MW 機(jī)組，單機(jī)額定抽汽量330 t/h，最大抽汽量為330 t/h，抽汽參數(shù)為0.5 MPa（a），267 ℃。3 號(hào)機(jī)組和4 號(hào)機(jī)組又分別于2017 年和2018年進(jìn)行了連通管打孔抽汽改造， 改造后3 號(hào)機(jī)組和4 號(hào)機(jī)組的供熱抽汽能力均從從330 t/h 提升至500 t/h。 2019 年，A 發(fā)電公司又對(duì)3 號(hào)機(jī)組進(jìn)行了凝抽背（又稱切低壓缸技術(shù)）供熱改造，改造后3 號(hào)機(jī)供熱抽汽能力從500 t/h 提升至640 t/h。

表1 改造前全廠各機(jī)組供熱能力

本次擬進(jìn)行凝抽背供熱改造的機(jī)組為該發(fā)電公司4 號(hào)機(jī)組，4 號(hào)機(jī)組汽輪機(jī)為上海汽輪機(jī)廠設(shè)計(jì)制造的亞臨界300 MW 中間再熱抽汽凝汽式汽輪機(jī)， 機(jī)組型號(hào)C312/305-16.67/0.5/538/538，原設(shè)計(jì)采暖抽汽量約330 t/h。 原抽汽系統(tǒng)設(shè)計(jì)為從汽輪機(jī)5 號(hào)抽汽口引出2 根DN700 的抽汽母管后合并為1根DN1200 的抽汽母管。后又在中低壓連通管進(jìn)行打孔抽汽改造， 打孔抽汽后， 抽汽管道加汽輪機(jī)5 號(hào)抽合計(jì)抽汽量達(dá)到500 t/h，打孔抽汽母管為1 根DN900 的管道。

凝抽背改造前后汽輪機(jī)的主要技術(shù)規(guī)范見(jiàn)表2。

表2 4 號(hào)機(jī)組改前主要技術(shù)規(guī)范

1.2 供熱市場(chǎng)情況

A 發(fā)電公司2019 年實(shí)際承擔(dān)供熱區(qū)域供熱面積約2 900萬(wàn)m2。 根據(jù)供熱區(qū)域調(diào)查統(tǒng)計(jì)分析，A 發(fā)電公司供熱區(qū)域主要包括甲乙2 個(gè)片區(qū)：其中甲片區(qū)2019—2020 年供熱季實(shí)供面積約900 萬(wàn)m2，預(yù)計(jì)2020—2021 年新增實(shí)際供熱面積約340萬(wàn)m2，2021—2022 年采暖季預(yù)估新增用熱面積500 萬(wàn)m2；乙片區(qū)2019—2020 年供熱季實(shí)供面積約1000 萬(wàn)m2，2020—2021 年采暖季預(yù)估新增用熱面積395 萬(wàn)m2，2021—2022 年采暖季預(yù)估新增用熱面積342 萬(wàn)m2。

A 發(fā)電公司2019 年全廠供熱能力為1 238.5 MW，可供面積3 096.25 萬(wàn)m2，當(dāng)前剩余供熱能力78.5 MW。 按規(guī)劃2020年供熱區(qū)域預(yù)計(jì)新增供熱面積735 萬(wàn)m2， 而A 發(fā)電公司在3號(hào)、4 號(hào)機(jī)均切缸的情況下全廠最大供熱能力為1 340 MW，可接帶的供熱區(qū)域供熱面積上限為3 350 萬(wàn)m2。 考慮機(jī)組實(shí)際能力，2020 年機(jī)組無(wú)法接帶全部預(yù)計(jì)新增供熱面積，機(jī)組能承受的新增供熱負(fù)荷上限為180 MW，對(duì)應(yīng)新增供熱面積上限為450 萬(wàn)m2。 扣除全廠當(dāng)前剩余的78.5 MW 供熱能力，下一年機(jī)組能承受的供熱負(fù)荷缺口為101.5 MW。

2 凝抽背供熱技術(shù)

2.1 技術(shù)原理

凝抽背供熱技術(shù)，可以在低壓轉(zhuǎn)子不脫離、整體軸系始終同頻運(yùn)轉(zhuǎn)的情況下，通過(guò)中低壓缸連通管新加裝的全密封、零泄漏的液壓蝶閥啟閉動(dòng)作實(shí)現(xiàn)低壓缸進(jìn)汽與不進(jìn)汽的靈活切換，不進(jìn)汽時(shí)將全部中壓排汽，引出供熱。 同時(shí)為縮短微量漏氣在低壓缸內(nèi)的滯留時(shí)間，防止鼓風(fēng)超溫的危險(xiǎn)發(fā)生，需將極小流量的冷卻蒸汽引入低壓缸，并開(kāi)啟低壓缸噴水減溫系統(tǒng)，以保證低壓缸在高真空條件下的安全“空轉(zhuǎn)”長(zhǎng)期運(yùn)行。 主要優(yōu)點(diǎn)是投資少，機(jī)組靈活性較好，可根據(jù)需要隨時(shí)進(jìn)行抽汽、背壓工況切換， 機(jī)組調(diào)峰能力強(qiáng)。 缺點(diǎn)是背壓工況排汽壓力高，對(duì)機(jī)組出力影響大。

2.2 主要改造內(nèi)容

新型凝抽背改造主要包括更換中低壓缸聯(lián)通管， 更換可全關(guān)LCV 蝶閥，增加低壓缸旁路冷卻系統(tǒng)，后缸噴水減溫系統(tǒng)改造，供熱抽汽管道擴(kuò)容［7-8］：

（1） 改造中低壓缸連通管和更換連通管供熱抽汽調(diào)整LCV 蝶閥。 改造連通管（改造的連通管要求留出靠低壓缸上方處的豎直管直段1 m），將原中低壓缸聯(lián)通管LCV 蝶閥進(jìn)行更換， 新LCV 蝶閥需要實(shí)現(xiàn)可全關(guān)斷零泄漏功能， 閥門尺寸DN1400，采用液壓方式控制。

（2）設(shè)置低壓缸旁路冷卻系統(tǒng)。 微量的漏氣在缸內(nèi)流動(dòng)性能較差，易產(chǎn)生鼓風(fēng)超溫危險(xiǎn)，因此需要適量的并且是少量的冷卻蒸汽，以進(jìn)入低壓缸進(jìn)行冷卻，帶走鼓風(fēng)熱量，同時(shí)開(kāi)啟排汽缸噴水減溫系統(tǒng)，降低缸溫，以防止因超溫膨脹導(dǎo)致的脹差超限、軸振異常等危險(xiǎn)。

旁路汽源溫度不宜高，溫度太高則起不到冷卻的效果，因此推薦采用機(jī)組中壓缸的排汽作為冷卻汽源， 從中壓排汽管道上抽出適量冷卻蒸汽進(jìn)入低壓缸，帶走缸內(nèi)鼓風(fēng)熱。

（3）排汽缸噴水減溫系統(tǒng)改造。 凝抽背改造后，應(yīng)嚴(yán)格控制后缸減溫噴水量， 過(guò)多噴水會(huì)導(dǎo)致低壓末級(jí)葉片因蒸汽汽流回流沖刷而損傷葉片， 因此需要對(duì)噴水減溫系統(tǒng)噴水量進(jìn)行精確控制。

（4）低壓缸末級(jí)、次末級(jí)加裝溫度監(jiān)測(cè)。 機(jī)組切缸背壓運(yùn)行時(shí)，低壓缸內(nèi)存在少量蒸汽鼓風(fēng)的現(xiàn)象無(wú)法完全消除。 為了保證汽輪機(jī)低壓缸部分的安全運(yùn)行，對(duì)汽輪機(jī)末級(jí)、次末級(jí)溫度進(jìn)行監(jiān)測(cè)非常必要， 由于原機(jī)組低壓缸僅在排汽處加裝了溫度測(cè)量裝置， 因此必須在末級(jí)、 次末級(jí)均裝設(shè)溫度監(jiān)測(cè)裝置，安裝位置應(yīng)在兩級(jí)動(dòng)葉后。

（5）4 號(hào)機(jī)打孔抽汽母管擴(kuò)容。 2017 年4 號(hào)機(jī)打孔抽汽改造后，中低壓缸連通管處加裝有DN900 的打孔抽汽管道，同時(shí)與3 號(hào)機(jī)中低壓缸連通管打孔抽汽DN1200 管道合并為1 根DN1600 的管道送往首站。 在4 號(hào)機(jī)切缸情況下，需要將4 號(hào)機(jī)DN900 的打孔抽汽母管更換DN1200 的管道， 并更換打孔抽汽管道上的相應(yīng)閥門，包括逆止閥、快關(guān)閥、調(diào)節(jié)閥。

3 改造后機(jī)組供熱能力、調(diào)峰能力和經(jīng)濟(jì)性分析

3.1 凝抽背改造供熱能力分析

機(jī)組改造前后采暖抽汽溫度、壓力保持不變，當(dāng)前機(jī)組中排額定采暖抽汽能力500 t/h， 折算的供熱負(fù)荷362.5 MW，供熱量1 305 GJ/h；改造機(jī)組中排額定采暖抽汽能力提升至640 t/h，即供熱抽汽能力提升了140 t/h，折算增加供熱負(fù)荷101.5 MW，供熱量365.4 GJ/h。 從表3 可知，改造后4 號(hào)機(jī)組的最大供熱能力提升至464 MW， 供熱量1670.4 GJ/h，4 號(hào)機(jī)組理論可接待供熱面積提升至1 160 萬(wàn)m2， 相比上一供熱季將可多接帶253.75 萬(wàn)m2供熱面積。

3.2 凝抽背改造調(diào)峰能力分析

新型凝抽背供熱改造后，低壓缸進(jìn)汽量大幅減少，機(jī)組熱電比大幅提升。 當(dāng)供熱負(fù)荷為145 MW、240 MW 和360 MW 3種工況條件下，對(duì)比核算了鍋爐最小出力（Qmin）、鍋爐額定出力（Qnom）以及切缸（Qqg）改造后對(duì)機(jī)組調(diào)峰能力的影響［2］。 改造對(duì)機(jī)組調(diào)峰能力影響情況見(jiàn)圖1 所示。 相比于改造前鍋爐最小出力（Qmin）工況，保證對(duì)外供熱負(fù)荷不變的條件下切缸改造后可使發(fā)電功率下降約73.5 MW， 機(jī)組的調(diào)峰能力顯著提升。

表3 改造前后4 號(hào)機(jī)組供熱能力對(duì)比

3.3 凝抽背改造經(jīng)濟(jì)性分析

在進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析時(shí)， 以供熱面積優(yōu)先由1 號(hào)至3 號(hào)機(jī)發(fā)揮最大能力接帶、超出部分由4 號(hào)機(jī)接帶的原則進(jìn)行考慮。1 號(hào)、2 號(hào)機(jī)經(jīng)過(guò)高背壓供熱改造， 供熱能力均為206 MW；3號(hào)機(jī)組于2019 年進(jìn)行了凝抽背供熱改造，2019—2020 年供熱季投入供熱運(yùn)行，改造后3 號(hào)機(jī)組切缸供熱能力464 MW。 供熱面積優(yōu)先由1 號(hào)至3 號(hào)機(jī)發(fā)揮最大能力接帶，超出部分由4號(hào)機(jī)接帶的原則進(jìn)行考慮。 針對(duì)3 號(hào)、4 號(hào)機(jī)組來(lái)說(shuō)是指切缸部分的負(fù)荷分配， 在3 號(hào)、4 號(hào)機(jī)組抽凝運(yùn)行能夠滿足熱負(fù)荷需求的情況下原則上不考慮切缸運(yùn)行， 只有在抽凝運(yùn)行已不能滿足負(fù)荷需求的極寒天氣下方考慮切缸運(yùn)行。 分配原則是先由3 號(hào)機(jī)組切缸運(yùn)行， 當(dāng)其達(dá)到最大切缸負(fù)荷464 MW 時(shí)則考慮4 號(hào)機(jī)組投入切缸運(yùn)行。 以此作為邊界條件核算4 號(hào)機(jī)切缸天數(shù)和計(jì)算熱經(jīng)濟(jì)性， 核算后4 號(hào)機(jī)采暖季切缸運(yùn)行8.9 d。

圖1 改造前、后調(diào)峰能力

表4 經(jīng)濟(jì)性分析表

改造后在保證4 號(hào)機(jī)全年發(fā)電量不變的情況下， 依據(jù)熱平衡圖對(duì)采暖供熱經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行分析，計(jì)算結(jié)果如表4 所示。 在設(shè)計(jì)工況下，在2020-2021 采暖季，A 發(fā)電公司采暖季發(fā)電熱耗率從上一年的6 752.00 kJ/kWh 降至6 487.49 kJ/kWh，采暖季發(fā)電煤耗從上一年的254.46 g/kWh 降至244.50 g/kWh，全年可節(jié)約標(biāo)煤0.99 萬(wàn)t，全廠年熱電比增加3.64%，4 號(hào)機(jī)組全年平均發(fā)電煤耗下降5.29 g/kWh；從2021—2022 年供熱季及以后，全廠供熱負(fù)荷相比上一個(gè)供熱季開(kāi)始保持不變，改造后的經(jīng)濟(jì)性和上一年保持一致，具體結(jié)果見(jiàn)表4。

4 結(jié)語(yǔ)

通過(guò)以上分析可知，凝抽背改造技術(shù)是適合該發(fā)電公司4號(hào)機(jī)組供熱能力提升的改造技術(shù)， 進(jìn)行凝抽背背改造后的效果較好。

（1）供熱能力方面：在保證供熱蒸汽溫度、壓力不變的條件下， 通過(guò)凝抽背改造可使4 號(hào)機(jī)組增加供熱抽汽能力提升140 t/h，對(duì)應(yīng)供熱能力為101.5 MW，熱量為365.4 GJ/h。 改造后4 號(hào)機(jī)組的最大供熱能力提升至464 MW， 供熱量1 670.4 GJ/h，4 號(hào)機(jī)組理論可接待供熱面積提升至1 160 萬(wàn)m2， 相比上一供熱季將可多接帶253.75 萬(wàn)m2供熱面積。

（2）調(diào)峰能力方面：以改造前鍋爐最小出力工況對(duì)比，如外供熱負(fù)荷保持不變， 凝抽背改造后可使機(jī)組發(fā)電功率下降約73.5 MW，機(jī)組供熱期調(diào)峰能力顯示提升。

（3）節(jié)能方面：機(jī)組凝抽背改造后，在設(shè)計(jì)工況下，預(yù)計(jì)2020—2021 年采暖季， 全廠年熱電比增加3.63%，4 號(hào)機(jī)組全年平均發(fā)電煤耗下降5.29 g/kWh。