山西大唐國際云岡熱電有限責(zé)任公司 張繼斌 任高

空冷汽輪機改造高背壓供熱技術(shù)經(jīng)濟性分析

山西大唐國際云岡熱電有限責(zé)任公司 張繼斌 任高

針對云岡熱電公司2臺直接空冷機組高背壓改造，文中從設(shè)計關(guān)鍵要點、安全措施及經(jīng)濟效益等多方面進行研究，提出了技術(shù)改造方案，通過核算，其經(jīng)濟效益十分顯著。鑒于目前一次供熱網(wǎng)回水溫度較高，若能進一步降低一次網(wǎng)回水溫度，節(jié)能效果將更為顯著。

直接空冷；汽輪機；高背壓供熱；技術(shù)改造；節(jié)能減排

前言

汽輪機高背壓乏汽供熱是利用汽輪機的冷源損失而發(fā)展起來的一項節(jié)能環(huán)保技術(shù)，是通過提高汽輪機的排汽壓力和排汽溫度，利用汽輪機的乏汽加熱熱網(wǎng)回水，從而達到回收汽輪機乏汽余熱，節(jié)約汽輪機高品質(zhì)供熱的目的。由于高背壓供熱利用了汽輪機的冷源損失，機組發(fā)電標(biāo)煤耗遠低于抽汽供熱汽輪機，電廠經(jīng)濟效益較好。因此，回收乏汽余熱的高背壓供熱方式具有廣泛的應(yīng)用前景，已引起國內(nèi)外學(xué)者的廣泛關(guān)注。同時，按照“關(guān)于印發(fā)《熱電聯(lián)產(chǎn)管理辦法》的通知”（發(fā)改能源[2016]617號）和“十一五”規(guī)劃熱電聯(lián)產(chǎn)重點工作要求，一是鼓勵各地建設(shè)背壓熱電聯(lián)產(chǎn)機組和各種全部利用汽輪機乏汽熱量的熱電聯(lián)產(chǎn)方式滿足用熱需求。二是開展電力市場地區(qū)背壓熱電聯(lián)產(chǎn)機組暫不參與市場競爭，所發(fā)電量全額優(yōu)先上網(wǎng)并按政府定價結(jié)算等相關(guān)政策規(guī)定。為落實國家節(jié)能減排政策，建設(shè)環(huán)境友好型和資源節(jié)約型企業(yè)，特別是隨著大同市供熱量需求的不斷增加，供熱面積已從九十年末的300萬平方米到達2016年5000萬平方米。并且，供熱負荷仍以每年 500-1000萬平方米的速度迅速增長，原有的供熱系統(tǒng)的供熱能力已不能滿足外網(wǎng)的要求，電廠如不進行供熱改造，就很難拓展供熱市場，巨大的供熱效益將無法獲得。因此，改造為高背壓供熱汽輪機已是迫在眉睫。更主要的是高背壓機組的改造實施為進一步減少大同市二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物和煙塵等污染物的排放，保持大同市碧水藍天，是發(fā)電企業(yè)義不容辭的責(zé)任。

1 高背壓汽輪機供熱改造設(shè)想

利用凝汽余熱供熱一方面可提高熱源供熱能力，另一方面可降低熱源供熱能耗。目前，常見的凝汽余熱利用方式主要有吸收式熱泵和直接抽汽換熱兩種。利用吸收式熱泵技術(shù)回收凝汽余熱已在電廠應(yīng)用，該技術(shù)受抽汽壓力、乏汽以及熱網(wǎng)循環(huán)水溫度等因素影響。對于常規(guī)熱電聯(lián)產(chǎn)供熱系統(tǒng)，一次網(wǎng)回水溫度通常40-60℃左右，熱電廠提供的抽汽壓力通常在0.2-0.4MPa，且乏汽壓力通常較低，由于熱泵升溫幅度受到限制。另外，吸收式熱泵需要驅(qū)動用蒸汽，相當(dāng)于部分的回收了電廠的凝汽余熱。

圖1 機組高背壓供熱原則性系統(tǒng)圖

為滿足大同市快速增長的熱負荷需求，擬對汽輪機進行高背壓供熱改造。供熱改造完成后，采暖期機組按高背壓循環(huán)水供熱方式運行，其他機組仍按原抽汽供熱方式運行；高背壓改造后的汽輪機在采暖期采用高背壓供熱，汽輪機排汽背壓按 40kPa設(shè)計，供熱初、末寒期背壓按30kPa運行；45-55℃熱網(wǎng)回水作為凝汽器的冷卻循環(huán)水，在凝汽器中被汽輪機排汽加熱至 72℃，直接供大同市熱網(wǎng)。極寒期熱網(wǎng)循環(huán)水經(jīng)凝汽器加熱至72℃后，需要進入熱網(wǎng)加熱器進行尖峰加熱至90-105℃后，向城市熱力網(wǎng)供熱。非采暖期汽輪機采用純凝低壓轉(zhuǎn)子，凝汽器切換到原設(shè)計空冷風(fēng)機冷卻狀態(tài)，汽輪機排汽參數(shù)恢復(fù)到原設(shè)計參數(shù)，形成低背壓，即汽輪機按原純凝工況運行。因此，從整體節(jié)能、電廠經(jīng)濟和減少污染物排放等社會效應(yīng)長遠考慮，結(jié)合電廠實際運行情況，以高背壓低壓轉(zhuǎn)子不換為前提，本可行性研究以主機高背壓供熱改造作為主推方案。

2 設(shè)備概況

2×220MW汽輪機型式：三缸雙排汽、超高壓、中間再熱、一級可調(diào)抽汽、空冷供熱凝汽式汽輪機。2×300MW汽輪機型式：亞臨界、一次中間再熱、單軸、兩缸兩排汽直接空冷、供熱凝汽式汽輪機。熱網(wǎng)加熱站概況：大同市熱網(wǎng)供水設(shè)計溫度120/55℃（在二級換熱站增加熱泵系統(tǒng)后實際105/45-52℃）；一、二期5臺熱網(wǎng)循環(huán)泵和四臺加熱器；4臺汽機實現(xiàn)集中供熱1050MW，其中一期達到430MW，二期達到620MW，提供大同市2400萬m2的供熱需求。熱泵機組概況：配置的4臺吸收式熱泵機組，工程總投資1.79億元。一期/二期熱泵：循環(huán)水流量：3350/5395t/h；制熱量207/248MW、回收余熱量118/153 MW、熱網(wǎng)水額定出口溫度91/77℃、熱網(wǎng)水最大出口溫度95/95℃、蒸汽耗量130/136t/h、汽機背壓＜15/15 kPa。特別是熱泵技術(shù)在市內(nèi)二級熱力站布置安裝104臺吸收式換熱機組，與首站內(nèi)乏汽改造項目配套構(gòu)建大溫差供熱系統(tǒng)，供熱區(qū)域嚴寒期一次網(wǎng)供水溫度115℃，將本電廠供熱區(qū)域內(nèi)的熱網(wǎng)回水溫度由60℃降低到40℃，一次網(wǎng)供回水溫差由55℃增加至75℃，使管網(wǎng)熱力輸送能力提高了36%。達到不增加熱源點和主管網(wǎng)建設(shè)而增加供熱能力目的，共增加供熱面積889萬m2，相當(dāng)于少建設(shè)兩臺300MW集中供熱機組或10臺80t/h采暖鍋爐。同時，回收這部分余熱低位熱值相當(dāng)于每年節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤25.4萬噸，減排二氧化碳65.61萬噸，減排二氧化硫0.89萬噸，減排煙塵3.8萬噸，減排灰渣1.5萬噸，為大同市供熱環(huán)保作出了突出貢獻。

圖2 高背壓+熱泵+抽汽供熱流程圖

表1 高背壓循環(huán)水供熱計算表

3 2×200MW汽輪機高背壓改造經(jīng)濟分析

本工程設(shè)計方案在200MW直接空冷機組的汽機房A列外設(shè)置循環(huán)水供熱凝汽器，凝汽器面積核算約9300m2，在冬季供熱時，汽輪機排汽一部分或全部切換至凝汽器，利用汽輪機乏汽供熱。凝汽器凝結(jié)水自流至排汽裝置熱井。凝汽器殼程頂部設(shè)抽真空口，接現(xiàn)有抽真空系統(tǒng)。循環(huán)水量15000-17200t/h，供熱管網(wǎng)回水先至供熱凝汽器，在供熱初末期，由供熱凝汽器出口直接對外供熱。其進/出口溫度為45/65.5℃，200MW汽輪機排汽背壓30.5kPa。寒冷期汽輪機排汽背壓40kPa，供熱凝汽器出口的熱水，再進入熱泵或熱網(wǎng)加熱器，進行再次加熱，供水溫度提高到80（93）℃。嚴寒冷期汽輪機排汽背壓40kPa，供熱凝汽器出口的熱水，再進入熱泵和熱網(wǎng)加熱器，進行再次加熱，供水溫度提高到115℃。設(shè)置供熱凝汽器后，在凝汽器供熱時，至空冷島的蒸汽量減少，在冬季空冷島的防凍問題加劇，需要對至空冷島的關(guān)斷閥嚴密監(jiān)視，并及時將疏水排出，以避免凍裂。

表2 熱泵和抽汽供熱計算表

3.1 機組供熱基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

根據(jù)大同市氣象條件、本項目供熱量按照《城鎮(zhèn)供熱管網(wǎng)設(shè)計規(guī)范》要求等，選取或計算出冬季供熱基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。按照采暖期天數(shù)：180天；采暖室內(nèi)/室外計算溫度：18/-20℃；采暖期平均室外溫度：-6.2℃；采暖期運行小時數(shù)/供熱利用小時數(shù)：4320/2751h；最大/最小熱指標(biāo)：50/17.1 W/m2；平均熱指標(biāo)：31.8W/m2；工程供熱面積：2400萬m2相關(guān)參數(shù)；核算出設(shè)計/平均/最小熱負荷：1200/764/410.5MW。

3.2 冬季供熱時段劃分及供回水溫度

根據(jù)大同市氣象條件、供熱實際情況（參數(shù)）、參考其他城市實際供熱參數(shù)，將大同市冬季供熱分為四個時段：日平均環(huán)境溫度初末期（2.5（0～5）℃）、較寒冷期（-1.5（0～-2.5）℃）、寒冷期（-5（-2.5～-7.5）℃）和嚴寒期（-10（-7.5～-12.5）℃）相關(guān)參數(shù)，確定出四個時段供/回水溫度（65/40℃、75/40℃、95/40℃、110/40℃）、供熱時間（800 h、950 h、1250 h、1320 h）。同時，寒冷期（-5℃）與采暖期平均室外溫度（-6.2℃）接近，則取平均熱負荷764MW；供熱初末期按最小熱負荷410MW；供熱嚴寒期取設(shè)計熱負荷1200MW；供熱較寒冷期取最小熱負荷與平均熱負荷之間數(shù)值（587MW）。以上數(shù)據(jù)全部為分析選取，非規(guī)定或計算值（即可根據(jù)實際情況討論修改）。

3.3 高背壓循環(huán)水供熱計算

按熱網(wǎng)循環(huán)水量17200t/h考慮，2×200MW機組各設(shè)高背壓供熱凝汽器，其計算結(jié)果如下：

由表1可以得出如下結(jié)果∶

（1）汽輪機THA工況（611.1t/h，背壓16kPa）時發(fā)電功率200MW，按在THA工況進汽量不變，背壓由16kPa提高為30.5（40kPa），此時一臺機少發(fā)電量為8.1（13.1）MW，背壓提高發(fā)電標(biāo)煤耗增加約13.4（22.2）g/kWh。

（2）高背壓供熱后200MW機組發(fā)電標(biāo)煤耗總減少：初末期129g/kWh、較寒冷期134g/kWh、寒冷期98.3g/kWh、嚴寒期98.3g/kWh，冬季平均降低111.9g/ kWh。

（3）初末期全部高背壓循環(huán)水供熱410MW(1476GJ/ h)；

（4）較寒冷期高背壓循環(huán)水供熱438MW(1577GJ/ h)。另外需要熱泵供162MW（583.3GJ/h），熱泵驅(qū)動用蒸汽量160.3t/h，熱泵余熱回收乏汽量104t/h；

（5）寒冷期高背壓循環(huán)水供熱338MW(1217GJ/ h)。另外需要熱泵供422MW（1520GJ/h），熱泵驅(qū)動用蒸汽量417.7t/h，熱泵余熱回收乏汽量272t/h；熱泵驅(qū)動用蒸汽主要由300MW機組提供。

（6）嚴寒期高背壓循環(huán)水供熱338MW(1217GJ/ h)。另外需要熱泵和抽汽供862MW（3103GJ/h）。已安裝的熱泵供熱能力為455MW（一期207 MW、二期248 MW），熱泵驅(qū)動用蒸汽量450t/h，熱泵余熱回收乏汽量291t/h；需要熱網(wǎng)加熱（抽汽供熱）407MW，需要抽汽量576t/h；熱泵驅(qū)動用蒸汽和熱網(wǎng)加熱抽汽蒸汽主要由300MW機組提供。

3.4 熱泵和抽汽供熱計算

按照三種不同供熱時段核算，熱泵和抽汽供熱計算結(jié)果見表2。

3.5 高背壓循環(huán)水供熱與抽汽供熱比較

表3 抽汽量和抽汽后少做功計算表

兩臺機組高背壓循環(huán)水供熱，如果采用汽輪機抽汽供熱（與循環(huán)水供相同的熱量），需要的抽汽量和抽汽后少做功比較，其計算結(jié)果如見表3。

3.6 高背壓循環(huán)水供熱與抽汽供熱經(jīng)濟性計算

按照四種不同供熱時段，高背壓循環(huán)水供熱與抽汽供熱經(jīng)濟性分析計算結(jié)果如見表4。

表4 高背壓循環(huán)水供熱與抽汽供熱經(jīng)濟性計算表

按假定兩臺200MW機組，增設(shè)高背壓循環(huán)水供熱凝汽器，一臺機組凝汽器設(shè)計供熱能力按420MW（乏汽量326t/h），凝汽器面積9300m2,背壓由16kPa提高到40kPa（供熱初末期按30.5 kPa），汽輪機不需要改造，只增設(shè)供熱凝汽器及相關(guān)系統(tǒng)。不含稅上網(wǎng)電價按0.28元/kWh計算，則高背壓循環(huán)水供熱比抽汽供熱（供熱量已扣除熱泵供熱量），在一個冬季總收益6492.6萬元（與抽汽供熱比較，未考慮投資及貸款利息等）。同時，根據(jù)汽輪機背壓運行曲線，機組負荷在80%負荷（160MW）時的報警背壓為42.5kPa，所以，只要負荷≥80%負荷，汽輪機背壓在40kPa下運行是安全的。

4 高背壓供熱汽輪機與熱泵經(jīng)濟效益對比分析

通過理論核算，2×200MW高背壓供熱汽輪機改造后發(fā)電煤耗比純凝（THA）降低111.9g/kWh，比2015年熱泵運行一期機組發(fā)電煤耗253.4g/kWh降低約38.7g/ kWh,按照標(biāo)煤單價445元/噸，發(fā)電量1058897.14MWh核計算，節(jié)約標(biāo)煤量4.1萬噸，可得獲多經(jīng)濟效益約1824.5萬元，扣除增加投資凝汽器和供熱管道費用靜態(tài)投資（不計利息等費用）約5000萬元，估計2.74年即可回收成本，改造高背壓機組經(jīng)濟效益十分明顯。

5 2×300MW汽輪機高背壓改造經(jīng)濟分析

按照于200MW機組計算相同的程序，根據(jù)大同市氣象條件、按照《城鎮(zhèn)供熱管網(wǎng)設(shè)計規(guī)范》相關(guān)規(guī)定、四個不同供熱時段供回水溫度等參數(shù)，按熱網(wǎng)循環(huán)水量15000-17200t/h考慮，在3、4號汽輪機300MW的機組各設(shè)高背壓供熱凝汽器，高背壓供熱汽輪機與熱泵經(jīng)濟效益對比分析結(jié)果如下：

（1）2×300MW高背壓供熱汽輪機改造后比2015年熱泵運行二期機組發(fā)電煤耗243.6 g/kWh降低約25g/ kWh,按照標(biāo)煤單價425元/噸，發(fā)電量1368360MWh核計算，節(jié)約標(biāo)煤量3.42萬噸，可得獲多經(jīng)濟效益約1453.5萬元，扣除增加投資凝汽器和供熱管道費用靜態(tài)投資（不計利息等費用）約6000萬元，估計4.13年即可回收成本，改造高背壓機組經(jīng)濟效益十分明顯。

（2）由于循環(huán)水量約17200t/h，背壓提高利用乏汽量525-681t/h，分攤在一臺機組上，其與機組排汽量比例，200MW機組占比較小，即背壓提高對于200MW機組的經(jīng)濟性更好，建議工程計劃優(yōu)先改造200MW機組。

6 結(jié)論

根據(jù)山西大唐國際云岡熱電有限責(zé)任公司實際運行情況，本報告方案對主機高背壓供熱改造可行性進行了初步分析研究，并與其他供熱方案進行比較，提出適合云岡公司的改造技術(shù)方案，并就工程節(jié)能收益、設(shè)計、投資與運行費用估算等進行了分析，結(jié)論如下：

（1）空冷供熱機組采用雙轉(zhuǎn)子高背壓改造技術(shù)已日趨成熟，已投用的機組供熱運行安全可靠性良好，進行高背壓供熱改造，從技術(shù)上是可行的。

（2）本項目進行高背壓循環(huán)水供熱，比其它城市更具有優(yōu)越性，主要是：在市內(nèi)二級熱力站布置安裝104臺吸收式換熱機組，與首站內(nèi)乏汽改造項目配套構(gòu)建大溫差供熱系統(tǒng)，將本電廠供熱區(qū)域內(nèi)的熱網(wǎng)回水溫度由60℃降低到40-55℃?；厮疁囟鹊慕档?，可充分利用汽輪機乏汽的熱能，使汽輪機背壓只提高到30-40kPa（對應(yīng)飽和溫度69-76℃），即可以使熱網(wǎng)循環(huán)水溫度提高25℃。所以，本項目采用高背壓循環(huán)水供熱是極好的供熱方式。

綜上所述，此改造工程如能順利實施，將會對北方地區(qū)的220MW和300MW等級機組供熱改造起到很好的示范效應(yīng)，具有廣闊的應(yīng)用前景和極高的借鑒推廣價值。