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(1.華電鄭州機械設計研究院有限公司，鄭州 450046； 2.新疆華電喀什熱電有限責任公司，新疆 喀什 844000)

0 引言

我國目前經(jīng)濟發(fā)展迅猛，以燃煤為主的熱-電聯(lián)產(chǎn)機組得到較大發(fā)展。然而，隨著環(huán)境污染的日益嚴峻，國家深入推進節(jié)能降耗政策，高效能源、清潔能源利用技術的研究和推廣將成為我國下一階段的重點發(fā)展方向。如何減少煤耗、提升能量利用率、降低環(huán)境污染成為火電機組迫切需要解決的問題。

高背壓供熱技術是近年來發(fā)展起來的一種新型供熱技術，是一種在原有抽汽供熱機組的基礎上對主、輔設備及熱網(wǎng)系統(tǒng)進行改造，使得汽輪機的冷源損失能夠部分甚至全部回收利用的技術。高背壓供熱機組相較普通的抽汽供熱機組，其供熱能力有較大的提升，機組熱耗及發(fā)電煤耗大幅降低[1-2]。

1 高背壓供熱系統(tǒng)的原理

1.1 純凝機組高背壓供熱

目前，按照排汽壓力進行劃分，汽輪機可以分為凝汽式汽輪機與背壓式汽輪機。北方地區(qū)的機組大部分采用抽凝式汽輪機，機組在夏季為純凝工況運行，冬季為抽汽供熱方式運行。抽凝式機組無論以何種工況運行，低壓缸做功后的乏汽均需利用循環(huán)水進行冷卻，凝結(jié)后排入機組凝結(jié)水系統(tǒng)。此運行過程中，機組排汽余熱大量損失，造成綜合熱效率降低[3-4]。

抽凝機組高背壓供熱改造是利用熱網(wǎng)循環(huán)水冷卻低壓缸排汽，冬季供熱期，利用凝汽器作為熱網(wǎng)循環(huán)水的一級加熱器，充分利用機組排汽的汽化潛熱來加熱熱網(wǎng)循環(huán)水，再利用本機或鄰機的抽汽對熱網(wǎng)循環(huán)水進行二次加熱，將熱網(wǎng)循環(huán)水加熱至熱網(wǎng)所需溫度向用戶供熱。夏季非供熱期，機組仍采用純凝工況運行，真空恢復至純凝工況設計值。

圖1 雙溫區(qū)凝汽器供熱技術原理Fig.1 Principle of heating technology for dual temperature zone condenser

1.2 空冷機組高背壓供熱

空冷機組分為直接空冷機組和間接空冷機組。直接空冷機組將汽輪機低壓缸排汽直接引入空冷島翅片管束，在管束中與空氣進行換熱凝結(jié)成水。直接空冷機組的總體熱效率較低，其中通過空冷島排放到大氣中的能量約占總能量的50%以上，大量余熱未得到利用。間接空冷類似純凝機組，保留有凝汽器，乏汽在凝汽器中冷凝，冷卻介質(zhì)為循環(huán)水，通過空冷塔換熱，其中循環(huán)水為閉式循環(huán)。

1.2.1 直接空冷機組高背壓供熱改造

高背壓供熱改造不改變機組空冷島、汽輪機及原抽汽系統(tǒng)，但需設置1臺高背壓凝汽器，回收汽輪機低壓缸排汽余熱，對熱網(wǎng)循環(huán)回水進行加熱。高背壓供熱凝汽器與原熱網(wǎng)加熱器采用串聯(lián)布置方式，熱網(wǎng)循環(huán)回水首先進入高背壓凝汽器，由低壓缸排汽進行一級加熱，水溫由55 ℃升高至68 ℃左右(具體由機組背壓確定)，然后通過熱網(wǎng)循環(huán)泵系統(tǒng)升壓，送至熱網(wǎng)加熱器入口母管進行二級加熱，向用戶供熱。

1.2.2 間接空冷機組高背壓循環(huán)水供熱改造

新疆華電喀什熱電有限責任公司(以下簡稱喀什公司)2×350 MW超臨界間接空冷熱電聯(lián)產(chǎn)機組，采用高背壓循環(huán)水供熱技術進行供熱節(jié)能改造。該項目采用雙機并聯(lián)，背壓供熱模式，根據(jù)供熱需求，回收汽輪機低壓缸排汽余熱。對凝汽器進行改造，開發(fā)雙溫區(qū)凝汽器供熱技術，即一側(cè)進入主機閉式循環(huán)水，另一側(cè)進入熱網(wǎng)循環(huán)水，在不影響凝汽器安全運行和冬季空冷塔防凍的條件下，盡量增大熱網(wǎng)循環(huán)水流量，減小主機循環(huán)水流量，充分利用乏汽余熱，在凝汽器中對熱網(wǎng)循環(huán)水進行一級加熱后，通過熱網(wǎng)循環(huán)水泵升壓進入熱網(wǎng)加熱器系統(tǒng)進行二次加熱，滿足供熱需求溫度。

2 高背壓供熱的改造實施

2.1 凝汽器雙溫區(qū)的改造

根據(jù)喀什公司超臨界間接空冷機組的特點，制定凝汽器雙溫區(qū)供熱技術方案及切換方案。間接空冷機組抽凝工況運行時在凝汽器采用循環(huán)水冷卻低壓缸排汽，通過間冷塔冷卻循環(huán)水。高背壓供熱工況時凝汽器為雙溫區(qū)運行模式，即凝汽器采用兩路獨立冷卻水源，各半側(cè)換熱，半側(cè)通入熱網(wǎng)循環(huán)水，通過熱網(wǎng)循環(huán)水和低壓缸排汽的有效換熱，冷卻低壓缸排汽，同時實現(xiàn)熱網(wǎng)循環(huán)水的一級加熱，熱網(wǎng)循環(huán)水通過熱網(wǎng)加熱器二級加熱后實現(xiàn)對外供熱，凝汽器另半側(cè)通入冷卻循環(huán)水，作為備用冷卻和空冷塔防凍循環(huán)水，如圖1所示。

2.2 空冷塔循環(huán)水系統(tǒng)的改造

喀什公司#5機組和#6機組供熱改造后，為了保持循環(huán)水系統(tǒng)供水能力、適應熱網(wǎng)循環(huán)水量變化及保證機組運行的安全性，根據(jù)機組實際運行工況(一臺機組高背壓工況運行，一臺機組抽凝工況運行)，2臺機組增設1臺公用的小流量變頻循環(huán)水泵，當機組在高背壓供熱工況下運行時，可根據(jù)需要只開啟增設的小流量變頻循環(huán)水泵，水泵流量根據(jù)機組負荷及熱網(wǎng)循環(huán)水量采用變頻調(diào)節(jié)進行控制。并通過新增DN 1 200 mm循環(huán)水管道分別與原#5，#6機組主循環(huán)水管道進水管道連接，出水管道接至#5，#6機組循環(huán)水泵聯(lián)絡管上。即在#5機組高背壓工況運行時，新增變頻循環(huán)水泵進、出口管道均與#5，#6機組循環(huán)水管道連接。

表1 各工況試驗條件Tab.1 Testing conditions of each working condition

為實現(xiàn)凝汽器雙溫區(qū)改造及運行切換需要，凝汽器進、出口與熱網(wǎng)水連接口處增設電動蝶閥，實現(xiàn)熱網(wǎng)水與循環(huán)水根據(jù)工況需求自動切換。

2.3 凝結(jié)水系統(tǒng)的改造

供熱機組在采暖期以高背壓工況運行時，凝結(jié)水在熱井出口的溫度，高于凝結(jié)水精處理的正常運行溫度，原凝結(jié)水精處理裝置采用常規(guī)樹脂，凝結(jié)水溫度高時，使得凝結(jié)水精處理裝置性能難以保證，不能正常安全運行。改造增加一套換熱器系統(tǒng)，通過熱網(wǎng)循環(huán)回水冷卻凝結(jié)水，使得凝結(jié)水溫度保持在65 ℃以下，滿足凝結(jié)水精處理裝置的水溫要求，同時可充分吸收系統(tǒng)放熱量，即空冷塔防凍熱量，避免熱量損失。

3 汽輪機經(jīng)濟性分析

3.1 機組試驗

改造完成后，對機組進行試驗分析，分別在機組無抽汽全背壓工況、高背壓工況、寒冷天氣高背壓工況時進行試驗，測定機組的發(fā)電能力、供熱能力和機組性能，見表1。

各工況試驗方案如下。

(1)嚴格按照系統(tǒng)隔離清單對熱力系統(tǒng)進行仔細隔離，并檢查、確認。

(2)進行系統(tǒng)補水，調(diào)整除氧器水箱水位、凝汽器熱井水位至較高值，各加熱器水位保持正常、穩(wěn)定，停止補水。試驗期間，除氧器水箱水位、熱井水位變化幅度穩(wěn)定，避免劇烈波動。

(3)調(diào)整鍋爐燃燒情況，在試驗持續(xù)時間內(nèi)保持穩(wěn)定。試驗期間，如非必須，不對機爐進行與試驗無關的操作。

(4)調(diào)整機組運行參數(shù)，使其滿足試驗要求，參數(shù)需維持穩(wěn)定，其偏差及波動值符合試驗規(guī)程要求。

(5)調(diào)整高壓主蒸汽調(diào)節(jié)閥的開度，使之滿足試驗要求，同時記錄各調(diào)節(jié)閥的開度值。

(6)關閉取樣閥等。

(7)確認分布式控制系統(tǒng)(DCS)測點正常工作，試驗記錄人員按指定位置就位。

(8)按統(tǒng)一時間開始試驗并記錄。

(9)試驗期間，對于無法隔離的熱力系統(tǒng)明漏量，采用人工容積法進行測量。

3.2 汽輪機經(jīng)濟性分析

本文主要針對各工況下汽輪機熱耗率、發(fā)電煤耗、高壓缸效率和中壓缸效率進行對比分析。其中汽輪機效率根據(jù)熱平衡圖計算。

表2表明，提升機組背壓后，由于汽輪機乏汽熱量被熱網(wǎng)有效利用后，機組發(fā)電煤耗顯著下降，200 MW左右發(fā)電煤耗最低。當提升機組背壓后，同時中壓缸抽部分采暖蒸汽時，供熱末期(220 MW)發(fā)電煤耗低于不抽采暖蒸汽時供熱末期(180 MW)的發(fā)電煤耗。數(shù)據(jù)表明，汽輪機乏汽熱量吸收可有效降低機組煤耗，采暖抽汽越多，機組煤耗下降越多。高背壓額定供熱工況和寒冷天氣(300 MW)對比表明，相同工況下，熱網(wǎng)回水溫度越低，機組煤耗越低，因此充分利用熱網(wǎng)供水熱量，有效降低熱網(wǎng)回水溫度，對機組的發(fā)電煤耗影響較大。

對比汽輪機實際熱耗值和設計熱耗值、發(fā)電煤耗實際值和發(fā)電煤耗設計值，為了更直觀分析，作出差值對比圖如圖2、圖3所示。其中，汽輪機熱耗差值=汽輪機實際熱耗-汽輪機設計熱耗，發(fā)電煤耗差值=發(fā)電煤耗設計值-發(fā)電煤耗實際值。

對比所有工況下機組發(fā)電煤耗試驗結(jié)果可以看出：改造后汽輪機發(fā)電煤耗明顯下降，節(jié)能效果顯著?？己嗽囼灩r下機組發(fā)電煤耗下降了118.246 g/(kW·h)，完全達到了節(jié)能降耗的預期目的。

通過綜合對比分析發(fā)現(xiàn)，高背壓改造后機組折算總供熱量為513.16 MW，增加了189.32 MW的供熱量，增加可供熱面積378.58萬m2，超過了“增加供熱量186.53 MW”的預期目標。經(jīng)過折算，整個供熱期可節(jié)約標準煤55 882.09 t，經(jīng)濟效益顯著提高。

表2 各工況試驗結(jié)果Tab.2 Testing results of each working condition

圖2 汽輪機實際熱耗與設計熱耗的差值Fig.2 Difference between the actual heat consumption and the designed heat consumption of the gas turbine

圖3 發(fā)電煤耗實際值與設計值的差值Fig.3 Difference between actual coal consumption and designed coal consumption for power generation

4 結(jié)束語

采用雙溫區(qū)凝汽器高背壓供熱技術后，機組供熱能力有所提高，能夠滿足供熱負荷增加需求。同時，可以實現(xiàn)純凝、抽汽供熱、高背壓供熱3種運行方式的切換，使供熱機組能夠連續(xù)運行，增加了機組調(diào)節(jié)的靈活性。本次改造既挖掘了機組節(jié)能降耗的潛力，又能夠保證機組安全穩(wěn)定運行，可為大容量機組高背壓運行提供技術參考。