高参数供热背压式小汽轮机研究及效益分析

2018-01-08唐星君徐亦淳

上海节能 2017年12期

关键词：小机超临界供热

唐星君徐亦淳

1.上海上电漕泾发电有限公司2.上海电力股份有限公司

高参数供热背压式小汽轮机研究及效益分析

唐星君1徐亦淳2

1.上海上电漕泾发电有限公司2.上海电力股份有限公司

为满足地区供热，某大型企业2×1 000 MW超超临界燃煤机组向该地区供高压和中压蒸汽的基本情况，介绍了（抽）背式小汽轮供热的两个改造方案及该两方案的热力参数，最后给出了采用背压式小汽轮机改造后的经济效益与社会效益。

大型燃煤机组；供热潜力；背压机；经济效益

Some large enterprise’s 2×1 000 MW super critical coal-fired unit supply high pressure and middle pressure steam to meet regional heating need. The article introduces two renovation solution of (pumping) back pressure turbine and related thermal parameters, final puts forward economic benefit and social benefit after renovation.

Large Scale Coal-Fired Unit, Heating Potential, Back Pressure Turbine, Economic Benefit

随着坑口大型燃煤机组的兴建、特高压西电东送、新能源比例的加大，很多沿海、沿江地区超超临界机组的利用小时逐年下降。同时这些超超临界机组大都地处经济发达地区，电厂周边存在大量的化工、冶金、纺织、食品等行业，随着国家环保、能耗等指标的不断提高，这些企业的自备小热电、小锅炉逐渐被关停，电厂周边的用汽需求逐年上升，供汽参数范围广，基本在0.5MPa～5MPa、200～450℃的范围。在此背景下，取消分散小锅炉，采用高参数、低煤耗、低排放的大机组进行集中供热的方式既满足经济发展的要求，又满足环境保护的要求。由于大部分超超临界机组由于长期中低负荷运行，受到汽轮机本身抽气压力和流量限制无法满足高压力、大流量的供热需求，但锅炉的富余量较多，研究超超临界机组主蒸汽作为进汽的高背压式小汽轮机，可增大高参数的供热量，增加锅炉负荷，同时降低厂用电，整体提高机组发电、供热的经济性，可成为超超临界机组集中供热的典范。

1 概况

上海市某化工区有数10家大型跨国化工企业，有较大的供热需求，高压管网参数5.0MPa330℃，中压管网参数3 MPa290℃，总最大供热量需求550 t。

某2×1 000 MW超超临界燃煤发电机组，锅炉为上海锅炉厂有限责任公司生产的超超临界参数变压运行螺旋管圈水冷壁直流炉，单炉膛、一次中间再热、采用四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊结构、塔式、露天布置燃煤锅炉。汽轮机为上海汽轮机厂有限责任公司生产的超超临界、一次中间再热、凝汽式、单轴、四缸四排汽汽轮机，型号N1000-26.25/600/600。该超超临界机组已经在0抽、1抽和冷再进行打孔抽汽，经过减温减压站减温减压后向外供应高压（5.0 MPa330℃）或中压蒸汽（3.0 MPa290℃）两档蒸汽，不同时供应两档蒸汽，由于抽汽对机组轴向推力的控制和轴向位移控制产生较大影响，经过制造厂核算，单机最大抽汽量100 t/h，单机常规抽汽量60～80 t/h。根据环保要求，上海市政府安排该工业区内2×120 t工业供热锅炉于2017年底关停，为了替代该部分供热量，超超临界燃煤发电机组需要再新增200 t左右供热量。

2 （抽）背压小汽轮机供热方案选择

2.1 背压式和抽背式的基本特性

背压式汽轮机的排汽压力高，通流部分的级数少，结构简单，不需要庞大的凝汽器和冷却水系统。排汽用于供热时，能量得到充分利用。背压机的功率与供热需要的蒸汽量相关，不能同时满足热负荷和电（或动力）负荷变动的需要。

抽背式汽轮机从汽轮机的中间级抽取部分蒸汽，供需要较高压力等级的热用户，同时保持一定背压的排汽，供需要较低压力等级的热用户使用或进入机组回热系统，该型机组的经济性与背压式机组类似，设计工况下的经济性较好，但是对负荷变化的适应性较差。图1 为主汽压力随负荷变化的曲线，图2为主汽蒸汽随温度随负荷变化曲线。

图1 主汽压力随负荷变化的曲线

图2 主汽蒸汽随温度随负荷变化曲线

由图1、图2可以看出，在50%负荷时主汽压力降低为13.9 MPa，负荷低于50%时，排汽参数会相应地降低。目前，漕泾电厂平均电负荷率在70%左右，采用小汽轮机供热方案，主汽参数从19.7 MPa，600℃减压减温到13.5 MPa，535℃，该过程存在能量品质的损失，蒸汽作功能力下降。

2.2 背压式小汽轮机（发电）

见图3，该方案设置一台背压式小汽轮机及发电机，抽取部分主汽，经过减温减压后，进入小汽轮机。小汽轮机的额定进汽参数为13.5MPa，535℃，额定排汽参数可选择高压（5 Mpa、395℃）或中压（3.2 MPa，325℃）两档，额定进汽流量为100 t/h，最大进汽流量为120 t/h，排汽供热，发电进入厂高压变母线。

2.3 抽背压式小汽轮机（发电）

见图4，该方案设置一台抽背式小汽轮机及发电机，小汽轮机设置一个中间抽汽口，抽汽量为100 t/h。小汽轮机为定速运行，功率可达20MW，发电进入厂高压变母线。该型小汽轮机的排汽进入机组回热系统，包括除氧器、低加、高加或辅汽系统。

图3 背压式小汽轮机供热的示意图

图4 抽背式小汽轮机方案示意图

表1 不同类型小机的热力参数

2.4 方案对比

根据制造厂提供的热平衡图，在热力计算软件Ebsilon中建立100%THA工况的热力平衡图。根据3种改造方案，在Ebsilon中建立了相应的热力系统图，在不影响发点机发电的情况下（1000MW，THA工况），计算得到了改造后的热力特性参数，2种方案的计算结果见表1所示。

电厂要同时满足发电和供热的安全稳定性，保证改造后，在额定供热量下不影响发电能力；同时，在低负荷下要保证供热的安全稳定性。

背压式小汽轮机将供热与发电解耦，小机的供热与大机的发电不会产生相互的影响。小机可以保持额定的进汽参数和流量，小机的排汽供热，不会对大机的回热系统产生影响。在背压发电小机中，若选择排汽压力5 MPa的小机，因小机的总焓降少，级数较少（约6～7级），小机效率偏低，仅能达到71%左右，小机出力6 MW，经济性不显著，改造后预估全厂热耗7271 kJ/kWh。若选择排汽压力3.2MPa的小机，级数能达到11～12级，小机效率78%，小机出力9.8 MW，经济性要好于排汽压力5MPa的小机，改造后预估全厂热耗7245kJ/kWh。

抽背压式小汽轮机排汽进入除氧器、低加、高加或者辅汽系统，额定排汽压力为0.5～0.8 MPa，而除氧器在额定负荷下为1 MPa左右，排汽压力可能与除氧器或高加等回热装置不匹配。经过向制造厂核实，要保证汽轮机能抽出100 t/h的蒸汽，进汽量最低需要达到170 t/h，则排汽量最小为70 t/h，在机组负荷变化时，合理有效地分配70 t/h的排汽较为困难。抽背发电的机组总热耗为7 296 kJ/kWh，抽背发电机组对热耗的降低不明显，同时采用抽背发电后主蒸汽流量达到2 922 t/h，汽机侧若要新增加100 t/h的抽汽则会影响发电机的正常发电。

通过对以上两种小机方案的论述和比较，背压式小汽轮机是比较适合的方案。

国外小机调研中，符合项目要求的有西门子SST-060号紧凑型小汽轮机，该型小机的进汽参数13.1 MPa，530℃，背压可达2.9 MPa，输出功率6MW。国内各主要汽轮机制造厂商均有生产（抽）背压式小汽轮机的成熟业绩，杭州汽轮机厂HG40/25紧凑型小汽轮机，汽轮机进汽13.5MPa，535℃，排汽3.2 MPa，120 t/h，最大发电量约11 MW。

3 背压式小汽轮机（发电）工程设想

3.1 系统规划

背压机方案中小机汽源采用主蒸汽，由汽机厂房17m2平台主蒸汽管道抽出，抽汽管道管径DN150，材质采用P92，减温减压装置布置在给煤机平台，减温减压后管道管径DN200，材质12Cr1MoV。减温减压装置将锅炉主蒸汽减温减压至13.5MPa、535℃进入小机。新增小发电机的接入该电厂厂用电6 kV母线。

3.2 阀门及减温减压器选型需注意的问题

背压汽轮机汽源采用主蒸汽减温减压至超高压参数进入小机，减温减压装置的选型对整个方案至关重要。对整个市场上的减温减压装置进行了调研，目前仅有Flowserve（英国福斯）的减温减压装置能够满足26.5 Mpa、600℃蒸汽参数要求，且无使用业绩，减压阀材质为P91，与主蒸汽管道P92材质间需采用过渡段来保证装置的可靠性。

针对以上情况，推荐采用先减温后减压的方案，减温至580℃以下则其它一些减压阀品牌，如Fisher、CCI均可使用。采用该方案需保证减温水装置的可靠性，同时在减温后留足直管段，保证进入减压阀前蒸汽品质。

无论采用以上哪种方案，对超超临界、600℃参数的蒸汽进行减温减压，均是第一次实施，需确保减温减压装置的可靠性。

4 效益分析

4.1 经济效益

从整个供热系统的经济性来分析，采用背压机方案供应高压蒸汽可以减少减压的幅度，同时采用汽轮机抽汽来供应中压蒸汽，提高了汽轮机高压缸的效率。但是采用背压机供应高压蒸汽，背压汽轮机级数小、效率低，排汽需减温后供热，经济性大打折扣。

根据以上分析，对可能的供热方案均进行了收益分析，如表所示。收益分析的基础数据如下：蒸汽价格100元/t，电价0.33元/kWh，煤价750元/t，年运行小时6 500 h。改造方案之前两台机组按单机供应100 t/h计算，改造后单机能够供应高压、中压两档蒸汽，两台机组最大供汽量400 t/h。表2为背压机不同排汽参数的单机收益比较。

如表2所示，背压机方案减少了厂用电量，在发电量恒定的情况下上网电量增加，有一定的发电收益。同时采用汽轮机供中压蒸汽相比供高压蒸汽也有一定的发电收益，这主要是因为汽轮机抽汽供高压减少了高压缸的做功能力和效率，供电煤耗相比供中压参数有一定的上升，经过热平衡计算，影响供电煤耗约0.3 g/kWh。

4.2 社会效益

从环保方面考虑，供热改造后，提高机组热经济性，折算降低电厂的碳排放。如果实现大机组增加供热，可减少CO2排放量约4 960 t/年；NOx按照200 mg/Nm3，减少排放约1.632 t/年；SOx按照132 mg/ Nm3，减少排放约0.72 t/年。