尹書劍YIN Shu-jian；苗井泉MIAO Jing-quan

（山東電力工程咨詢院有限公司，濟南 250100）

關健詞： 大型燃煤機組；供熱改造；經(jīng)濟性分析

0 引言

隨著“雙碳”目標的提出，加快構(gòu)建清潔低碳、安全環(huán)保的能源及供熱體系已成為行業(yè)共識。當前，我國燃煤機組供暖改造主要面臨兩個問題：一是新能源的大規(guī)模增長增加電網(wǎng)消納困難，電網(wǎng)加強對調(diào)峰能力的考核，使得供暖季燃煤機組的調(diào)峰能力成為影響電廠盈利的重要因素；二是熱電機組受煤價上漲和熱價、電價的限制，存在盈利困難的問題[1-2]。

受以上問題的影響，當前大型燃煤機組供暖改造主要有三個目的：一是降低煤耗，滿足國家政策要求，提高機組經(jīng)濟性；二是提高機組供熱能力，增加供暖面積；三是提高供暖季運行靈活性，增強調(diào)峰能力。這三個目的根據(jù)不同電廠實際需求，有時需要同時滿足。

目前國內(nèi)已有多家企業(yè)及多位學者專家圍繞大型燃煤機組的供熱改造技術開展研究。哈汽、東汽、上汽三家國內(nèi)主機設備廠家都結(jié)合生產(chǎn)的主機設備特點推出了多種供熱技術方案。以西安熱工院為代表的電科院結(jié)合工程實踐提出了切除低壓缸等靈活性供熱改造技術。方旭對多種燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)冷段余能供熱改造進行研究[3]。陳力力對多種供熱改造技術進行了對比，并選取了合理的改造方案[4]。劉振宇對燃煤電廠回收乏汽供熱的技術路線進行了研究[5]。戈志華對大型純凝機組的供熱改造的節(jié)能收益進行了建模分析，提出了基于能量梯級利用的節(jié)能改進方案[6]。但在經(jīng)濟評價方面，對常見改造技術經(jīng)濟效益評價的報道相對欠缺。

本文首先對大型燃煤機組供熱改造技術進行了分類和說明，并針對應用最廣泛的采暖改造技術，選取山東某電廠打孔抽汽供熱改造、內(nèi)蒙某電廠濕冷機組高背壓改造、山東某電廠雙背壓雙轉(zhuǎn)子改造、遼寧某電廠切缸改造四個典型案例，從熱經(jīng)濟性與經(jīng)濟效益評價角度研究分析這四種常見供熱改造技術的經(jīng)濟性。

1 大型燃煤機組供熱改造技術

大型燃煤機組一般為配有凝汽器或空冷器的凝汽式機組，采用的供熱改造技術種類繁多，根據(jù)改造原理的不同主要包括三個方面：一是基于能量梯級利用原理的供暖改造技術，包括在汽機本體或連通管等管道上的打孔抽汽、加裝小背壓機或壓力匹配器的抽汽改造等技術；二是基于余熱回收原理的供暖改造技術，包括高背壓改造、加裝熱泵的供暖改造等技術；三是為了實現(xiàn)深度調(diào)峰（熱電解耦）的供暖改造技術，包括切缸改供暖造技術、電鍋爐、蓄熱罐、旁路供暖技術等。

以上供熱改造技術有不同的適用范圍，經(jīng)濟性、施工難度和對機組正常運行的影響也不同。從目前北方地區(qū)電廠應用實際情況來看，應用較多的改造技術為打孔抽汽、高背壓改造、加裝熱泵、切缸改造技術[7]。

1.1 打孔抽汽改造

打孔抽汽改造技術是根據(jù)熱負荷需求的蒸汽參數(shù)，在凝汽式汽輪機本體或相關管道打孔引出一根抽汽管道，通過逆止閥、快關閥及調(diào)節(jié)閥接至熱網(wǎng)首站加熱器，經(jīng)熱網(wǎng)加熱器加熱熱網(wǎng)循環(huán)水，以滿足地區(qū)所需采暖負荷。主要包括汽輪機本體打孔抽汽、中低壓連通管上打孔抽汽、再熱管道打孔抽汽。當抽汽參數(shù)高于熱網(wǎng)加熱需求蒸汽參數(shù)時，可以通過設置小背壓機和發(fā)電機來實現(xiàn)抽汽能量的梯級利用，減少廠用電率和供電煤耗。

1.2 高背壓改造

高背壓改造的原理是提高凝汽器冷卻水溫度，將凝汽器改為供熱系統(tǒng)的熱網(wǎng)加熱器，冷卻水升直接用作熱網(wǎng)的循環(huán)水。通過改造可以充分利用機組排汽的汽化潛熱，降低冷源損失，從而提高機組的循環(huán)熱效率。對于濕冷機組，高背壓改造是將凝汽器中乏汽的壓力提高；對于空冷機組，需增設凝汽器，將本該排入空冷島的蒸汽引入增設凝汽器換熱以加熱熱網(wǎng)循環(huán)水。

1.3 加裝熱泵改造

熱泵可以從溫度較低的介質(zhì)吸收能量，并傳遞給溫度較高的介質(zhì)。供熱改造中應用較多的為吸收式熱泵技術，通過抽汽驅(qū)動吸收式熱泵，從低品位熱源即低溫循環(huán)水中回收熱量，加熱熱網(wǎng)循環(huán)水，提高了電廠整體循環(huán)效率。

1.4 切除低壓缸供熱改造

切除低壓缸方案是在供熱期采用可完全密封的液壓蝶閥切除低壓缸原進汽管道進汽，將該部分蒸汽用來供熱，同時，通過新增旁路管道通入少量的冷卻蒸汽，用于帶走低壓轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)動產(chǎn)生的鼓風熱量，使低壓缸在高真空條件下“空轉(zhuǎn)”運行，實現(xiàn)低壓缸“零出力”，從而大幅減少冷源損失，顯著降低發(fā)電功率，在保障供熱需求或提高機組供熱能力的情況下，提高機組的調(diào)峰能力和供熱經(jīng)濟性。

2 供熱技術經(jīng)濟性分析

以下結(jié)合實際大型燃煤機組供熱改造具體項目，對打孔抽汽、高背壓改造、切除低壓缸改造等改造技術進行經(jīng)濟性分析。

2.1 打孔抽汽改造經(jīng)濟性分析

①項目概況。山東某電廠一期建有兩臺350MW 亞臨界燃煤機組，為滿足城區(qū)供熱需求，電廠進行了打孔抽汽改造。在汽輪機中、低壓缸連通管上開孔（更換新的連通管），順汽流方向在開孔后的管道上加裝蝶閥，通過蝶閥調(diào)整抽汽壓力，實現(xiàn)調(diào)整抽汽的目的。此方案抽汽壓力調(diào)整范圍為0.45MPa（a）左右，溫度為252℃，額定抽汽量350t/h，最大抽汽量420t/h，可滿足外網(wǎng)熱負荷需要。此方案在蝶閥前引出抽汽口進行抽汽，機組高、中壓缸本體不做改動。只需汽機廠對低壓缸進行核算，對汽輪機通流間隙和葉型進行小量改造，不需作大的改動，相對改造工作比較簡單，施工工作量較小，造價也相對較低。

②熱經(jīng)濟性分析。表1 列出了該項目一臺350MW 機組改造投產(chǎn)后的熱經(jīng)濟指標。項目改造后，該電廠熱負荷熱首站設計最大供熱能力為700t/h，單臺最大供熱能力為350t/h，設計供熱量為1843GJ/h，設計供熱面積約為930 萬平方米。改造后單臺機組發(fā)電年均標準煤耗下降17g/kWh，年節(jié)約標煤量25.86 萬噸。工程改造后，可替代關停供熱范圍內(nèi)10 處共計560t 分散燃煤供熱鍋爐，對改善當?shù)丨h(huán)境起到重要作用。

表1 熱經(jīng)濟指標匯總表（單臺）

③盈利能力分析。表2 為該項目一期2×350MW 機組進行抽汽供熱改造的盈利能力指標表。根據(jù)項目投資的財務指標，該項目所得稅后的內(nèi)部收益率為8.03%，大于基準收益率7.0%，在經(jīng)濟效益方面可行。項目投資回收期為10.93 年，小于項目的建設和經(jīng)營期（20 年），表明項目運作后經(jīng)濟效益表現(xiàn)良好。在7.0%的基準收益率下，項目的財務凈現(xiàn)值為384.45 萬元，從財務角度評價，項目具有良好的經(jīng)濟效益。

表2 盈利能力指標表

2.2 高背壓改造項目經(jīng)濟性分析

①項目概況。內(nèi)蒙古某電廠建有2×350MW 燃煤機組。為滿足市內(nèi)落后產(chǎn)能關停后的熱網(wǎng)供熱需求，對1 號機采用高背壓循環(huán)水供熱改造。將熱網(wǎng)回水接入1 號機組凝汽器作為冷卻水源，凝汽器作為一級熱網(wǎng)加熱器，熱網(wǎng)回水經(jīng)吸熱升溫后送至熱網(wǎng)循環(huán)水泵入口，升壓后送至熱網(wǎng)加熱器進行二次吸熱再升溫至熱網(wǎng)設計要求的溫度后，送至一次網(wǎng)各熱力站。

②熱經(jīng)濟性分析。項目改造后，該電廠1 號機組在采暖期最大采暖供熱能力由176MW 上升到193MW，額定采暖供熱能力由153MW 上升到180MW。由表2 可以看出，改造后單臺機組發(fā)電年均標準煤耗下降48.8g/kWh，年節(jié)約標煤量3.66 萬噸。1 號機改造后與機組冬季設計工況相比循環(huán)冷卻水量由約8360t/h 降為2720t/h，根據(jù)冬季采暖期183 天計算，改造后相對改造前，減少水耗約為11.64萬噸。該項目高背壓供熱改造后的熱經(jīng)濟指標具體見表3。

表3 熱經(jīng)濟指標匯總表

③盈利能力分析。表4 列出了該項目進行高背壓供熱改造的盈利能力指標。由財務計算結(jié)果可以看出，該項目總投資收益率為48.7%，內(nèi)部收益率為50.39%，遠高于基準收益率7.0%。投資回收年限為2.89 年，財務凈現(xiàn)值為8407 萬元，從財務角度分析，項目具有較好的經(jīng)濟效益。

表4 盈利能力指標表

2.3 山東某電廠雙高背壓雙轉(zhuǎn)子改造經(jīng)濟性分析

①項目概況。山東某電廠一期工程原為2×300MW 亞臨界凝汽式燃煤發(fā)電機組，后進行了打孔抽汽形式的供熱改造，改造后額定供暖抽汽量為344t/h。為滿足熱負荷的增長需求，實施1 號機組雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換改造，在滿足熱負荷需求的同時，實現(xiàn)供熱節(jié)能最大化，保障供熱安全。改造工程包括對1 號機組汽輪機低壓缸通流部分進行改造，保留現(xiàn)低壓轉(zhuǎn)子及通流部件，重新制作一個供熱轉(zhuǎn)子及相應通流部件，供暖期使用動靜葉片級數(shù)相對減少的低壓轉(zhuǎn)子，非采暖期使用原設計配備的純凝轉(zhuǎn)子。采暖期凝汽器運行高背壓，排汽背壓提升至54kPa，對應排汽溫度83.3℃，進行循環(huán)水供熱。當供熱期結(jié)束后，再恢復至原純凝狀態(tài)，汽輪機排汽背壓同時恢復至5.4kPa。

②熱經(jīng)濟性分析。表5 列出了該項目1 號機組雙背壓雙轉(zhuǎn)子改造后的熱經(jīng)濟指標。本機改造后不抽汽供熱，壓缸排汽熱量完全被熱網(wǎng)循環(huán)水吸收。1 號機組高背壓雙轉(zhuǎn)子改造后，相當于在不增加熱源的情況下，增加供暖面積約350 萬m2，全廠年節(jié)約標煤約6.06 萬噸，同時可減少或關停對應供熱面積的分散供熱鍋爐，改善當?shù)丨h(huán)境。改造后，凝汽器成為供熱系統(tǒng)的熱網(wǎng)加熱器，冷卻水直接用作熱網(wǎng)的循環(huán)水，冷卻塔停運，其蒸發(fā)損失、風吹及排污損失均接近于零，年節(jié)水量約80 萬噸。

表5 熱經(jīng)濟指標匯總表

③盈利能力分析。表6 為該項目1 號機組雙背壓雙轉(zhuǎn)子改造的盈利能力指標表。由財務計算結(jié)果可以看出，該項目總投資收益率為45.81%，內(nèi)部收益率分別為88.94%，遠高于基準收益率7.0%；項目投資回收年限為1.54 年，財務凈現(xiàn)值為14314.27 萬元，從財務角度分析項目盈利能力強，經(jīng)濟性好。

表6 盈利能力指標表

2.4 切除低壓缸改造項目經(jīng)濟性分析

①項目概況。河南某電廠現(xiàn)共有2×330MW 抽汽凝汽式燃煤汽輪發(fā)電機組（編號分別為6 號和7 號）。鍋爐為武漢鍋爐廠生產(chǎn)的亞臨界自然循環(huán)汽包爐，汽輪機為東方汽輪機生產(chǎn)的亞臨界一次中間再熱、抽汽凝汽式汽輪機。為滿足當?shù)乜焖僭鲩L的供暖熱負荷，電廠對7 號機組進行切除低壓缸供熱改造，并配套改造相關設施。根據(jù)低壓缸零出力供熱技術運行要求，將原有中低壓連通管上不能完全密封（關閉后仍能保證低壓缸最小進汽）的供熱蝶閥更換為可完全密封的液壓蝶閥，以保證低壓缸完全切除。閥門閥口徑與中低壓連通管一致。增加低壓缸通流部分冷卻蒸汽系統(tǒng)，同時在管路上設置調(diào)節(jié)閥以及相應的壓力、溫度和流量測點，檢測指導運行。改造后為實現(xiàn)全廠節(jié)能最大化，電廠7 號機組切缸后以額定進汽工況滿負荷運行，供熱不足部分由6 號機組補充。

②熱經(jīng)濟性分析。表7 列出了該項目全廠兩臺機組在7 號機除低壓缸供熱改造后，按照7 號機滿負荷運行，供熱不足部分由6 號機組補充方式運行情況對應的熱經(jīng)濟指標。項目實施后，在原熱負荷不變的情況下，全廠全年可節(jié)約標煤量約2.26 萬t，按照超低排放標準，年可減少污染物排放量約為煙塵1.3t/a、SO2共8.9t/a、NOX共12.8t/a、灰渣0.68 萬t/a，具有良好的環(huán)境效益和社會效益。

③盈利能力分析。表8 為本項目7 號機除低壓缸供熱改造后，全廠兩臺機按照7 號機組滿負荷運行，供熱不足部分由6 號機組補充的運行工況下的盈利能力指標表。該項目總投資收益率為13.61%，內(nèi)部收益率分別10.64%，高于基準收益率7.0%，項目投資回收年限為10.55 年，小于項目的建設和運營期15 年；項目凈現(xiàn)值分別為484.03 萬元，具有良好的經(jīng)濟效益。

表8 項目盈利能力指標表

3 結(jié)論

通過對山東某電廠打孔抽汽供熱改造項目、內(nèi)蒙某電廠高背壓循環(huán)水供熱改造項目、山東某電廠雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換供熱改造項目、河南某電廠切除低壓缸供熱改造項目進行熱經(jīng)濟性指標和財務評價分析，表明打孔抽汽供熱改造技術、高背壓循環(huán)水供熱改造技術、雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換供熱技術和切除低壓缸供熱改造技術都具有較好的經(jīng)濟效益。其中高背壓供熱改造項目、雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換供熱改造項目經(jīng)濟效益突出，具有較強的盈利能力。本文的研究結(jié)果可為燃煤機組供熱改造提供經(jīng)濟性方面的參考。