趙盼龍，張東明，陳理帥

（浙江浙能興源節(jié)能科技有限公司，杭州 310005）

0 引言

隨著國內(nèi)能源結(jié)構(gòu)調(diào)整和政策導(dǎo)向，越來越多的300 MW 和600 MW 等級純凝機(jī)組已陸續(xù)改造為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組，實(shí)現(xiàn)對周邊工業(yè)用戶的集中供熱。但在純凝機(jī)組改造的供熱系統(tǒng)中，普遍存在抽汽壓力、溫度大于供熱壓力、溫度的情況[1]。以330 MW 機(jī)組純凝機(jī)組為例，因汽輪機(jī)結(jié)構(gòu)限制和參數(shù)要求，往往只能從再熱冷段和再熱熱段抽汽供熱。在100%THA（熱耗率驗(yàn)收工況）下，再熱冷段蒸汽壓力約3.6 MPa，蒸汽溫度320 ℃；再熱熱段蒸汽壓力約3.2 MPa，蒸汽溫度約530 ℃。兩者的抽汽壓力和抽汽溫度都大于1.5 MPa 和290 ℃的供熱參數(shù)要求，因此存在抽汽參數(shù)與供熱參數(shù)不匹配的問題。

為調(diào)整抽汽參數(shù)至指定的壓力和溫度，現(xiàn)階段發(fā)電廠通常采用減溫減壓器作為降溫降壓的熱力設(shè)備[2]。雖然減溫減壓器具有投資省、占地面積小、運(yùn)行操作方便的優(yōu)點(diǎn)，但其一方面通過節(jié)流元件增加局部阻力，使蒸汽能量白白損失，另一方面通過減溫水蒸發(fā)吸收蒸汽熱量從而實(shí)現(xiàn)高溫蒸汽降溫，會大大增加減溫水的投用量，降低機(jī)組效率[3]。因此減溫減壓器長期投用后無法合理利用蒸汽的熱能梯度，造成能源浪費(fèi)嚴(yán)重，是一種不經(jīng)濟(jì)的生產(chǎn)方式[4]。

本文針對發(fā)電廠純凝機(jī)組改造的供熱系統(tǒng)蒸汽壓力能損失嚴(yán)重的問題，提出在供熱系統(tǒng)中設(shè)計引入小背壓機(jī)代替原有的減溫減壓器，回收蒸汽壓力能直接用于發(fā)電或拖動引風(fēng)機(jī)的技術(shù)方案，并以某發(fā)電廠為對象，計算系統(tǒng)節(jié)能量和經(jīng)濟(jì)效益，評價系統(tǒng)可行性和經(jīng)濟(jì)性，為大型供熱機(jī)組的供熱系統(tǒng)優(yōu)化改造提供參考。

1 壓力能回收利用工藝路線設(shè)計

針對減溫減壓器存在較大能量浪費(fèi)的問題，主要從三方面設(shè)計壓力能回收利用工藝路線。

1.1 壓力能利用設(shè)備的選擇

為充分回收利用供熱系統(tǒng)中的蒸汽壓力能，需要選擇合適的壓力能利用設(shè)備代替現(xiàn)有的減溫減壓器。對于蒸汽壓力能的利用，目前市場上較為成熟的產(chǎn)品包括汽輪機(jī)、螺桿膨脹機(jī)和ECT（節(jié)能蒸汽透平機(jī)）。這3 種壓力能利用設(shè)備因不同的結(jié)構(gòu)和工作原理，具有各自的性能特點(diǎn)，分別適用于不同的工況條件。

小型汽輪機(jī)對蒸汽的品位和品質(zhì)要求高；螺桿膨脹機(jī)一般要求入口蒸汽的溫度小于300 ℃，壓力不大于3.0 MPa[5]；ECT 要求設(shè)備進(jìn)出口蒸汽壓比大于1.8?？紤]到純凝機(jī)組改造的供熱抽汽溫度通常高于300 ℃，壓力通常高于3.0 MPa，設(shè)備進(jìn)出口壓比在低負(fù)荷情況下小于1.8，限制了螺桿膨脹機(jī)和ECT 設(shè)備的使用，因此建議采用小型背壓機(jī)作為壓力能利用設(shè)備。

1.2 小背壓機(jī)進(jìn)汽汽源的選擇

現(xiàn)階段，對于純凝機(jī)組改供熱，大多數(shù)采用冷段抽汽或熱段抽汽的方法，部分供熱量較大的機(jī)組，采用“冷段抽汽+熱段抽汽聯(lián)合供熱”的方法。對于聯(lián)合供熱機(jī)組，單臺機(jī)組存在2 股供熱汽源，設(shè)置2 套供熱壓力能回收系統(tǒng)顯然是不經(jīng)濟(jì)的。因此本文建議將冷再抽汽、熱再抽汽混合后再送入小背壓機(jī)做功，一方面可降低系統(tǒng)占地面積，降低初投資，另一方面可提高小背壓機(jī)的利用小時數(shù)。

此外，隨著負(fù)荷率的變化，機(jī)組抽汽參數(shù)將產(chǎn)生較大波動，尤其入口壓力，對小背壓機(jī)選型具有較大影響。入口蒸汽壓力參數(shù)過低，將導(dǎo)致小背壓機(jī)效率低下，因此為保證小背壓機(jī)的效率，可根據(jù)實(shí)際情況設(shè)置入口蒸汽參數(shù)下限值，對入口蒸汽進(jìn)行篩選。 當(dāng)蒸汽壓力參數(shù)低于下限值時，小背壓機(jī)停機(jī)，開啟原減溫減壓器，供熱抽汽汽源通過原減溫減壓管路后對外供熱。

1.3 壓力能回收工藝路線

本文主要設(shè)計2 種工藝方案用于回收再利用蒸汽壓力能，即供熱蒸汽壓力能驅(qū)動引風(fēng)機(jī)方案和供熱蒸汽壓力能發(fā)電方案。前者利用蒸汽壓力能做功后驅(qū)動引風(fēng)機(jī)維持爐膛負(fù)壓，以增加機(jī)組對外供電量，提高引風(fēng)機(jī)在低負(fù)荷工況下運(yùn)行的效率[6-7]。后者利用蒸汽壓力能做功發(fā)電，所發(fā)電量通過廠內(nèi)輔機(jī)自行消化或上網(wǎng)[8]。

2 供熱蒸汽壓力能回收利用

以某發(fā)電廠作為分析研究對象，根據(jù)實(shí)際的抽汽參數(shù)和供熱參數(shù)，設(shè)計相應(yīng)的壓力能回收方案，并計算改造后的理論經(jīng)濟(jì)效益。

2.1 供熱系統(tǒng)及引風(fēng)機(jī)系統(tǒng)現(xiàn)狀

2.1.1 供熱系統(tǒng)

該廠現(xiàn)有2 臺350 MW（7 號、8 號機(jī)）和2 臺330 MW（9 號、10 號機(jī)）供熱機(jī)組，目前采用的供熱方式為“再熱冷段+再熱熱段聯(lián)合供熱”，以冷再供熱方式為主，熱再供熱為輔，對外供熱蒸汽平均參數(shù)為1.5 MPa，294 ℃。冷再汽源來自高壓缸排汽，參數(shù)基本在2.1～3.8 MPa，310～340 ℃；熱再汽源則是從鍋爐再熱器出口和中壓缸進(jìn)汽之間引出，參數(shù)基本在2～3.4 MPa，530～542 ℃?，F(xiàn)階段，全廠平均對外供熱量約300 t/h，平均單臺機(jī)組對外供熱量75 t/h。

2.1.2 引風(fēng)機(jī)系統(tǒng)

鍋爐風(fēng)煙系統(tǒng)配置2 臺動葉調(diào)節(jié)軸流式引風(fēng)機(jī)，在經(jīng)過“引增合一”改造后，目前引風(fēng)機(jī)為上海鼓風(fēng)機(jī)廠生產(chǎn)的SAF26-18-2 型動葉調(diào)節(jié)軸流式引風(fēng)機(jī)。在機(jī)組不同負(fù)荷下，引風(fēng)機(jī)電機(jī)功率逐漸隨著負(fù)荷的減小而減小，在滿負(fù)荷下約為2 500 kW，在50%負(fù)荷下約1 000 kW。

以8 號機(jī)組為例，全年平均負(fù)荷251 MW，運(yùn)行小時數(shù)6 292 h，機(jī)組2 臺引風(fēng)機(jī)全年耗電量2 383 萬kWh，占機(jī)組全年發(fā)電量的1.53%，節(jié)能潛力巨大。

2.2 抽汽參數(shù)統(tǒng)計

該廠4 臺機(jī)組原來主要以冷再供熱為主，隨著熱用戶需求的增加，抽汽量不斷增加，考慮到冷再抽汽過大對鍋爐的不利影響，影響機(jī)組安全性，因此后期進(jìn)行了熱再供熱改造，目前全廠以冷再供熱為主，熱再供熱為輔。此外，根據(jù)統(tǒng)計數(shù)據(jù)，8 號機(jī)組相對于其他機(jī)組供熱時間較長，比7 號機(jī)組多供熱1 567 h，因此供熱量最大，本文暫以8 號機(jī)組作為研究對象。

8 號機(jī)組在統(tǒng)計期內(nèi)抽汽壓力、 抽汽溫度、抽汽流量的變化范圍如表1 所示。

表1 8 號機(jī)組統(tǒng)計期內(nèi)抽汽參數(shù)變化范圍

2.3 蒸汽壓力能回收利用系統(tǒng)方案設(shè)計

2.3.1 供熱蒸汽壓力能驅(qū)動引風(fēng)機(jī)方案

（1）進(jìn)汽汽源的選擇

正常汽源：將冷再抽汽、熱再抽汽混合后，再送入小背壓機(jī)做功，從而拖動引風(fēng)機(jī)運(yùn)行。通過“冷再+熱再混合”的方式來控制小背壓機(jī)進(jìn)汽溫度，既保證了蒸汽過熱度，又能避免蒸汽溫度過高對小汽機(jī)材質(zhì)要求的提高。

備用汽源：因低負(fù)荷下再熱冷段和再熱熱段混合蒸汽參數(shù)過低，系統(tǒng)需增設(shè)1 路備用汽源以提高小機(jī)進(jìn)汽參數(shù)[9-10]。本方案設(shè)計將主蒸汽作為系統(tǒng)的備用汽源，考慮到主蒸汽參數(shù)遠(yuǎn)高于小背壓機(jī)進(jìn)汽參數(shù)上限值，因此在汽源支路上設(shè)置減溫減壓器，將主蒸汽降至4 MPa，450 ℃后送入小背壓機(jī)做功。

啟動、調(diào)試階段用汽：機(jī)組在啟動、調(diào)試階段，設(shè)置1 路啟動、調(diào)試汽源[11]。根據(jù)機(jī)組實(shí)際情況，選擇將機(jī)組輔助蒸汽設(shè)置為啟動、調(diào)試汽源。輔助蒸汽的一部分汽源源自鄰機(jī)輔助蒸汽，在本機(jī)組緊急停機(jī)、汽源中斷的情況下，可保證仍有部分的鄰機(jī)汽源，使汽動引風(fēng)機(jī)維持一定時間的運(yùn)行。

（2）小背壓機(jī)排汽方式的選擇

運(yùn)行過程中系統(tǒng)需優(yōu)先滿足引風(fēng)機(jī)的功率需求，背壓機(jī)排汽量往往與熱網(wǎng)供熱量無法平衡，需設(shè)置多股排汽管路?？紤]到3 號高壓加熱器的耐壓等級足夠滿足背壓機(jī)排汽要求，因此設(shè)計將多余排汽排入3 號加熱器，排擠部分三抽蒸汽。

（3）工藝路線及運(yùn)行策略

系統(tǒng)工藝路線如圖1 所示。

圖1 供熱蒸汽壓力能驅(qū)動引風(fēng)機(jī)系統(tǒng)工藝路線

根據(jù)現(xiàn)有供熱規(guī)模，單臺機(jī)組供熱蒸汽的壓力能只能滿足單臺引風(fēng)機(jī)小機(jī)的進(jìn)汽量需求，綜合考慮經(jīng)濟(jì)性和安全性，建議只對煙風(fēng)系統(tǒng)原有2 臺50%容量引風(fēng)機(jī)中的1 臺進(jìn)行改造，將單臺電驅(qū)動引風(fēng)機(jī)改造成小背壓機(jī)驅(qū)動引風(fēng)機(jī)，原電動引風(fēng)機(jī)作為備用[12-13]。

對于汽動引風(fēng)機(jī)的運(yùn)行模式，主要有：

當(dāng)機(jī)組負(fù)荷高或熱網(wǎng)負(fù)荷低時，引風(fēng)機(jī)小機(jī)排汽量大于熱網(wǎng)用汽量，小機(jī)排汽部分排入熱網(wǎng)，多余部分引至3 號高壓加熱器，用來排擠三抽用汽。

當(dāng)機(jī)組負(fù)荷低或熱網(wǎng)負(fù)荷高時，小背壓機(jī)排汽量小于熱網(wǎng)用汽量，小背壓機(jī)排汽全部排入熱網(wǎng)，不足部分通過原減溫減壓管路補(bǔ)充。

當(dāng)小背壓機(jī)排汽量等于熱網(wǎng)用汽量時，小背壓機(jī)排汽全部排入熱網(wǎng)。

當(dāng)熱網(wǎng)停運(yùn)時，小背壓機(jī)排汽全部排入三抽管路。

當(dāng)機(jī)組負(fù)荷低，冷再汽源和熱再汽源壓力較低，無法滿足小背壓機(jī)進(jìn)汽壓力要求時，抽取部分主蒸汽經(jīng)減溫減壓至4.0 MPa，450 ℃后送至小背壓機(jī)做功，再對外供熱。

2.3.2 供熱蒸汽余壓發(fā)電方案

與驅(qū)動引風(fēng)機(jī)方案一樣，供熱蒸汽余壓發(fā)電方案小背壓機(jī)進(jìn)汽汽源為機(jī)組再熱冷段和再熱熱段混合汽源，小背壓機(jī)排汽直接匯入對外熱力管網(wǎng)?？紤]到各臺機(jī)組抽汽汽源參數(shù)波動較大，設(shè)置小背壓機(jī)的入口蒸汽壓力下限值為2.1 MPa。當(dāng)混合汽源蒸汽壓力小于2.1 MPa 時，小背壓機(jī)停機(jī)，供熱抽汽經(jīng)原減溫減壓管路后對外供熱。

系統(tǒng)工藝路線如圖2 所示。

圖2 供熱蒸汽余壓發(fā)電系統(tǒng)工藝路線

2.4 系統(tǒng)節(jié)能效益分析

以8 號機(jī)組作為研究對象，分析機(jī)組在不同負(fù)荷率（100%，85%，75%，60%，50%）下的系統(tǒng)節(jié)能效益。

2.4.1 供熱蒸汽壓力能驅(qū)動引風(fēng)機(jī)方案

引風(fēng)機(jī)采用小背壓機(jī)驅(qū)動后，相對于電動引風(fēng)機(jī)方案，機(jī)組能耗從以下三方面分析：

（1）部分工況條件下需要從大汽輪機(jī)中多抽一部分蒸汽來驅(qū)動小背壓機(jī)，為了補(bǔ)償這一部分功率損失，需增加鍋爐產(chǎn)汽量，機(jī)組發(fā)電煤耗成本增大[14]。

采用等效焓降法[15]計算改造前后小時標(biāo)煤耗量的差值。

根據(jù)等效焓降法，機(jī)組的循環(huán)吸熱量為：

式中：h0為主蒸汽焓；αzr為相對于1 kg 主蒸汽，再熱汽的份額；σ 為1 kg 再熱汽在再熱器中的吸熱量；hgs為省煤器進(jìn)口給水焓。

新蒸汽的等效焓降H 為：

式中：ηi為機(jī)組熱效率。

小汽輪機(jī)進(jìn)汽作為帶熱量處系統(tǒng)損失的工質(zhì)，將降低新蒸汽的等效熱降：

式中：αl為相對于1 kg 主蒸汽的汽動引風(fēng)機(jī)抽汽份額；h2和hn分別為抽汽焓值和排汽焓值。

因此系統(tǒng)效率相對降低值為：

相應(yīng)的發(fā)電標(biāo)煤耗增加值為：

（2）可降低引風(fēng)機(jī)用電量，節(jié)省廠用電成本，增加機(jī)組年供電量。

（3）引風(fēng)機(jī)變速運(yùn)行，可提高引風(fēng)機(jī)運(yùn)行效

率[16]。

以機(jī)組不同負(fù)荷率下的抽汽參數(shù)為基礎(chǔ)，計算系統(tǒng)不同供熱量時的發(fā)電煤耗增加值、供電量增加值，并以燃煤成本每噸標(biāo)煤835 元，上網(wǎng)電價0.4 元/kWh 計算系統(tǒng)節(jié)能收益，計算結(jié)果如圖3 所示。

圖3 單臺引風(fēng)機(jī)汽動改造在不同負(fù)荷工況條件下的節(jié)能效益

由圖3 可知，負(fù)荷為60%和50%時，在各個對外供熱條件下節(jié)能收益都為負(fù)數(shù)，主要原因在于：此工況下引風(fēng)機(jī)小機(jī)汽源使用一部分備用汽源或全部使用備用汽源，其從大汽輪機(jī)中額外抽取的主蒸汽量較大，造成鍋爐燃煤成本增加較多，而增加的上網(wǎng)電量有限，因此經(jīng)濟(jì)效益為負(fù)數(shù)。

100%負(fù)荷工況、85%負(fù)荷工況和75%負(fù)荷工況下，在機(jī)組對外供熱量較少時，系統(tǒng)節(jié)能量為負(fù)數(shù)，在機(jī)組對外供熱量較大時，系統(tǒng)節(jié)能量較好，平衡點(diǎn)約為機(jī)組再熱冷段和再熱熱段對外供熱量總和（40 t/h）。分析原因在于：當(dāng)機(jī)組對外供熱量少時，供熱蒸汽的壓力能無法滿足引風(fēng)機(jī)小機(jī)的功率需求，需從大汽輪機(jī)中額外抽取部分再熱冷段或再熱熱段蒸汽，使得鍋爐燃煤成本增加；當(dāng)機(jī)組對外供熱量增大后，供熱蒸汽的壓力能已能滿足引風(fēng)機(jī)小機(jī)功率需求，因此鍋爐產(chǎn)汽量無需增加，燃煤成本增加值為0，系統(tǒng)節(jié)能效益即為上網(wǎng)電量增加值。

在機(jī)組對外供熱量大于60 t/h 后，引風(fēng)機(jī)所需動力完全由供熱蒸汽壓力能拖動背壓機(jī)提供，節(jié)能收益不再增加，因此節(jié)能效益保持不變。3種負(fù)荷橫向比較下，100%負(fù)荷工況在大供熱量條件下節(jié)能效益最佳，主要原因在于機(jī)組高負(fù)荷工況下引風(fēng)機(jī)功率大，汽動改造后增加的上網(wǎng)電量更為可觀，因此經(jīng)濟(jì)效益最佳。

綜上所述，單臺引風(fēng)機(jī)汽動改造，只有在機(jī)組負(fù)荷大于等于75%負(fù)荷，對外供熱量大于40 t/h的情況下，汽動引風(fēng)機(jī)系統(tǒng)才具有一定的經(jīng)濟(jì)效益，在低負(fù)荷或低供熱量的情況下，汽動引風(fēng)機(jī)均無經(jīng)濟(jì)效益。因此，在實(shí)際運(yùn)行過程中可考慮在60%負(fù)荷和50%負(fù)荷下，停止汽動引風(fēng)機(jī)的運(yùn)行，改為備用的電動引風(fēng)機(jī)運(yùn)行，機(jī)組仍通過原減溫減壓管路對外供熱抽汽。

根據(jù)測算，8 號機(jī)組單臺引風(fēng)機(jī)改造后年節(jié)能收益約110 萬元，考慮到系統(tǒng)投資約1 900 萬元，項(xiàng)目投資回收年限過長，因此現(xiàn)階段運(yùn)行條件下，供熱蒸汽壓力能驅(qū)動引風(fēng)機(jī)的方案暫時不具備投資效益。

2.4.2 供熱蒸汽余壓發(fā)電方案

供熱蒸汽余壓發(fā)電方案的節(jié)能效益通過小背壓機(jī)發(fā)電量可直觀計算得到[17]。但需要注意的是，余壓發(fā)電方案將原有的“節(jié)流減壓+投用減溫水”的方式改為“膨脹做功+投用減溫水”的方式，將減少減溫水量的投用。因此為了保證同樣的對外供熱量，需要從大汽輪機(jī)中多抽蒸汽。“膨脹做功+投用減溫水”方式所需減溫水量計算如下：

式中：qjws為減溫水流量；h″為小背壓機(jī)排汽焓值；hzq為供熱蒸汽焓值；hjws為減溫水焓值；qpq為小背壓機(jī)排汽量。

多抽的蒸汽對系統(tǒng)有兩方面影響：一方面增加了小背壓機(jī)進(jìn)汽量，小背壓機(jī)輸出功率增加；另一方面為保持機(jī)組發(fā)電量不變，鍋爐產(chǎn)汽量增加，鍋爐燃煤成本增加。綜合比較兩方面收益，即可確定系統(tǒng)改造后的節(jié)能效益，計算結(jié)果如圖4 所示。

圖4 余壓發(fā)電改造后不同負(fù)荷條件下的節(jié)能收益

因小背壓機(jī)存在容積流量的限制，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷率為60%及以下時，絕大部分工況下蒸汽需走原有的減溫減壓管路，因此該時段節(jié)能收益為0。此外，由圖4 可知，在相同供熱量下，機(jī)組負(fù)荷率升高，抽汽參數(shù)增大，系統(tǒng)節(jié)能收益增加。在相同負(fù)荷率下，機(jī)組對外供熱量增加，抽汽流量增大，系統(tǒng)節(jié)能收益增加。

根據(jù)測算，8 號機(jī)組單臺引風(fēng)機(jī)改造后年節(jié)能收益約242 萬元，系統(tǒng)總投資達(dá)1 600 萬元，預(yù)計靜態(tài)回收期約7 年，在現(xiàn)有條件下，具有一定的經(jīng)濟(jì)效益。

3 結(jié)語

本文提出2 種供熱蒸汽壓力能回收利用方案：蒸汽壓力能驅(qū)動引風(fēng)機(jī)方案和蒸汽余壓發(fā)電方案；并以某發(fā)電廠為例，設(shè)計了系統(tǒng)工藝路線和運(yùn)行方式。

驅(qū)動引風(fēng)機(jī)方案在鍋爐低負(fù)荷工況下，需額外增加鍋爐產(chǎn)汽量以維持機(jī)組發(fā)電量不變，燃煤成本急劇增加，導(dǎo)致系統(tǒng)節(jié)能效益急劇下降，在現(xiàn)階段機(jī)組負(fù)荷率越來越低的情況下，方案經(jīng)濟(jì)性欠佳。

余壓發(fā)電方案作為相對獨(dú)立的發(fā)電系統(tǒng)，發(fā)電量只與機(jī)組對外供熱量及供熱抽汽參數(shù)有關(guān)，所發(fā)電量通過輔機(jī)自行消化或上網(wǎng)，根據(jù)測算年節(jié)能收益約242 萬元，具備一定的經(jīng)濟(jì)性。

隨著越來越多的發(fā)電廠進(jìn)行純凝機(jī)組供熱改造，若在設(shè)計時直接考慮采用小背壓機(jī)代替減溫減壓器，合理布置管道和設(shè)備，可取得更好的經(jīng)濟(jì)效益。