適應寬背壓供熱的熱電聯產機組的安全經濟性分析

許 琦，李文遠

(國電電力發展股份有限公司，北京 100101)

近年來，我國城鄉經濟快速發展，北方冬季民用采暖需求持續增大，熱電聯產技術逐漸成為滿足供熱需求，實現節能減排的主要途徑[1].目前我國的熱電聯產機組供熱方式以抽汽供熱為主，供熱抽汽通常為中壓缸排汽，相比于熱網供熱溫度，抽汽參數較高，存在較大的節流損失.并且汽輪機排汽余熱通過循環水系統排放到環境中，造成能量浪費[2].而高背壓供熱技術對汽輪機低壓缸排汽的余熱進行回收供熱，可以實現能源的高效利用和循環利用[3-4]，符合國家節能減排的大政方針，也有利于緩解城市采暖供熱用能的矛盾.另一方面，對大型熱電機組余熱回收擴大供熱能力在一定程度上減少了新建及擴建熱源機組的數量，減少了一次能源的消耗量和排放量，具有很高的節能環保效益[5].

文獻[6-7]對150 MW機組高背壓改造采取雙轉子互換方案，機組熱耗率大幅度降低，汽輪機組試驗熱效率達到94.87%.文獻[8]分析了回水溫度對高背壓供熱的影響，給出其適用范圍.文獻[9]對300 MW機組采用雙轉子互換技術改造后運行工況經濟性分析，指出高背壓供熱提升了機組供熱能力和經濟性.文獻[10]研究了供回水溫度對高背壓供熱機組熱力性能的影響，表明在整個供熱期，高背壓供熱性能好于抽汽供熱.文獻[11]指出不同環境溫度對機組能耗的影響，確定高背壓供熱機組供熱期的最佳運行方式.文獻[12]對高背壓機組的電熱特性進行分析，發現高背壓機組調峰能力較差；但在給定供熱量時，高背壓供熱具有較好的供熱經濟性.

高背壓供熱改造回收乏汽余熱，提升供熱能力，而由此導致機組的調峰能力受到限制的解決方法則少有提及.本文在傳統高背壓供熱改造的基礎上，提出適應冬季高背壓余熱供熱和夏季凝汽工況運行的寬背壓低壓轉子解決方案，增加高低壓旁路改造保證機組調峰能力不受改造限制，提出較合理的全廠供熱改造方案，對其安全經濟性進行分析.

1 高背壓供熱系統流程

汽輪機高背壓運行余熱供熱是指在采暖期提高凝汽器的背壓和排汽溫度，利用排汽余熱直接加熱熱網循環水.其系統流程如圖1所示，熱網循環水首先進入凝汽器進行加熱，吸收低壓缸排汽余熱，再進入首站熱網加熱器，利用抽汽進行第二次加熱，生成高溫熱水供給熱網用戶使用，釋放熱量后回到凝汽器，形成一個完整的循環水路.在供熱初期和末期，供熱負荷較低，僅用排汽余熱就能滿足供熱需求，無需抽汽進行第二次加熱.在供熱嚴寒期，供熱負荷大，供水溫度要求較高，熱網水需經排汽和抽汽進行加熱后才能滿足供熱需求[13].

圖1 機組高背壓供熱示意圖

2 寬背壓低壓轉子解決方案

2.1 改造前機組介紹

國電電力大連開發區熱電廠2臺350 MW超臨界燃煤發電機組為濕冷抽凝機組，機組技術參數如表1所示.

表1 機組基礎數據

2.2 寬背壓低壓轉子方案

濕冷機組設計背壓較低，若進行高背壓供熱改造，為保證機組安全性，需在采暖期更換適應高背壓的汽輪機低壓轉子；在非采暖期仍采用原低壓缸轉子來保證機組的效率.機組需要每年停機2次來更換低壓轉子，檢修維護工作量較大，每次工期近20天維護費用較高.

寬背壓低壓轉子方案是將汽輪機低壓轉子更換為重新設計加工的新型低壓缸轉子，在滿足冬季高背壓采暖要求的同時，兼顧純凝低背壓運行經濟性，冬夏季低壓缸轉子無需更換.新型低壓轉子的研制在不限制機組出力的情況下，以10 kPa作為設計背壓進行低壓通流及葉型設計.

新型低壓轉子具備較強的安全可靠性，改造后在基本不影響夏季機組運行能耗的基礎上，還可實現冬季高背壓供熱的需求，冬夏季無需停機切換轉子，但初始改造投資相對雙轉子改造投資略高.

2.3 寬背壓低壓轉子方案的關鍵技術

2.3.1 轉子剛度校核

因采暖期機組在高背壓方式下運行，末級葉片工況較惡劣，末級葉片的安全可靠性極其重要，新設計低壓轉子采用由具有“無事故葉片”之稱的815葉片截短而成，長度為712 mm，為抵抗濕汽侵蝕，葉頂的進汽側進行表面硬化處理，葉頂采用自帶骨性圍帶，葉身中間使用鰭子凸臺整圈連接，通過葉片圍帶和鰭子的摩擦阻尼作用，整圈連接后動葉片的動應力只有單只自由葉片的1/5到1/10.葉根為斜直齒縱樹型葉根.

通過有限元法計算分析，葉片末級葉片型線部分的最大等效應力為518 MPa，葉根處最大等效應力為647 MPa，葉輪輪緣最大等效應力為609 MPa.葉片材料工作溫度下的屈服極限為780 MPa，葉輪輪緣材料的屈服極限為670 MPa.等效應力值都小于材料的屈服強度極限，滿足強度設計要求.

對末級712動葉片進行了動頻率測試分析，如圖2所示.由圖2可以看出，在機組轉速為2 820～3 090轉/分的工作區域內，沒有三重點，說明機組在這個區域內運行時不會出現三重點共振.實測結果表明末級712葉片振動特性合格.

圖2 712 mm葉片的振動頻率測試報告的坎貝爾圖

末級動葉以安全可靠為結構設計的出發點，又有嚴格的強度計算和動頻實測結論來驗證，在高背壓工況條件下712 mm葉片可確保安全運行.

2.3.2 高低壓旁路供熱改造

機組進行高背壓供熱改造后，為保證供熱能力，機組最低電負荷需要在60%負荷以上，機組調峰能力不能滿足電網大幅度調峰的需要，面臨電網處罰的風險.采用高低旁路聯合供熱的方式進行熱電解耦，實現了機組在20%負荷工況下協調穩定運行、連續對外供熱，調峰能力增強，在采暖期也可參與電網深度調峰.

全廠1號機實施高背壓供熱改造，2號機采用高低壓旁路一定程度上實現熱電解耦，供熱流程如圖3所示.

圖3 全廠供熱系統圖

為提高機組故障情況下的應急供熱保障能力，不低于規范要求的75%供熱能力，增加由2號機低壓旁路出口管道至1號、2號機中排抽汽聯絡管1號機側的管道.當1號機組故障時，2號機組鍋爐在額定蒸發量下運行，2號機組開啟高、低壓旁路系統，從主蒸汽管旁路抽取蒸汽至高壓旁路、經給水減溫后、高旁出口管道蒸汽與高壓缸排汽匯集至再熱器，由再熱器加熱后的再熱蒸汽至低壓旁路，經凝結水減溫后，低旁出口管道接出蒸汽引至1號機的熱網加熱器進行換熱；在此工況下2號機中排抽汽至2號機熱網換熱器換熱.這樣2號機由低壓旁路出口蒸汽和中排抽汽共同匹配供熱、最高可提供熱負荷1 770 GJ/h.

改造后2號機組在保證供熱的前提下，電負荷可平穩降至19.4%.經測算，雙機總負荷350 MW即可滿足當前1 300萬平米的供熱需求，機組調峰能力顯著增強.

3 節能減排效益分析

以大連某電廠高背壓改造為例，對機組改造前后的熱經濟性及節能減排能力進行分析評價.

3.1 熱經濟性計算方法

采用熱量法進行熱經濟性指標計算如下：

汽輪機熱耗量

(1)

供熱熱耗量

(2)

供電熱耗量

Qtp(e)=Qtp-Qtp(h)，

(3)

發電熱效率

(4)

發電標準煤耗率

(5)

發電熱耗率

(6)

3.2 改造前后機組性能對比

3.2.1 供熱期機組經濟性分析

在860 t/h進汽工況下，機組改造前的發電標準煤耗率為229.217 g/kWh，高背壓改造后，1號機乏汽和抽汽供熱負荷分布如圖4所示，熱初期和末期汽輪機乏汽供熱占比100%，嚴寒期一月供熱負荷高乏汽占比56%，整個供熱期供熱量一半以上由乏汽熱量承擔，熱源平均溫度降低，機組熱效率提升，發電標準煤耗率與發電熱耗率大幅降低，如圖 5所示.改造后機組的發電標準煤耗為144.966 g/kWh，與改造前相比機組降低84.2 g/kWh，發電熱耗率由改造前供熱期的5 821.621 kJ/kWh降至3 673.213 kJ/kWh，具有顯著的節煤效果.

3.2.2 非供熱期經濟性

非供熱期平均負荷條件下改造前后機組熱經濟性差異如表2所示.

經核算對比，改造采用短葉片轉子在低負荷時的運行經濟性優于原長葉片轉子：在夏季平均負荷220 MW(9 kPa)工況下，新轉子的低壓缸效率增加1.63%，機組熱耗下降47.1 kJ/kWh、供熱煤耗下降1.75 g/kWh；在春秋季平均200 MW(7 kPa)工況下，新轉子的低壓缸效率增加0.17%，影響機組熱耗下降11.0 kJ/kWh、發電煤耗下降0.4 g/kWh.維持機組發電出力不變的條件下，機組燃煤量共可減少838噸，節省燃煤成本50萬元.

由此可知，采用短葉片轉子不會對機組的夏季出力造成影響，并且在低負荷工況條件下的運行經濟效果更優，尤其適應于非采暖期機組負荷率偏低的情況.

3.3 污染物排放量對比

2016-2017年采暖期1號機組采用高背壓方式運行，如圖 6所示，采暖期機組煤耗下降84.2 g/kWh，熱耗率下降2 148.4 kJ/kWh.參照該煤耗下降值，1號機組按照采暖期發電量5.5億千瓦時計算，可節標煤4.62萬噸，煙塵排放量可減少9.8 t，二氧化硫排放量減少25.56 t，氮氧化物排放量減少40.08 t，采用短葉片轉子改造后機組節能減排的效果非常顯著.

圖6 機組改造前后污染物排放量

4 結 論

本文以大連開發區熱電廠高背壓改造為例，對改造前后機組的熱經濟性和節能減排能力進行分析對比，可以得出結論：

(1)采用寬背壓低壓轉子為高背壓供熱汽輪機改造提供了一種新的解決方案，寬背壓低壓轉子可以同時適應冬季和夏季運行工況；無需每年停機2次更換轉子，檢修和后期維護費用降低，設備可靠性增加.

(2)2號機進行高低壓旁路改造后，實現保證供熱能力的同時電負荷降至19.4%，機組調峰能力顯著增強，可在采暖期參與電網深度調峰.

(3)改造后汽輪機乏汽熱量回收，機組熱效率提升，改造后機組的發電標準煤耗為144.966 g/kWh，與改造前相比降低84.2 g/kWh，采暖期節約標煤4.62萬噸，節能減排效果顯著.