湿冷凝汽式汽轮机组供热技术研究

2018-12-27，，

洁净煤技术 2018年6期

，，

(国电龙源节能技术有限公司，北京 100039)

0 引言

近年来，随着用热需求的快速增长，我国热电联产机组规模不断扩大。现有的热电联产机组中，传统抽汽供热方式主要以汽轮机中压缸抽汽加热热网水，热电厂纯凝发电时冷端损失一般超过40%[1-2]，中压缸抽汽供热减少了抽汽部分的冷端损失，在最大抽汽供热工况下冷端损失可减少至30%以下，是一种节能的供热方式。

《电力发展“十三五”规划》明确指出，大力发展风能、太阳能等可再生能源已成为我国电力发展的重要任务。但目前火电机组占比高，冬季采暖弃风、弃光现象严重。在传统的以热定电运行模式下，火电供热机组发电负荷受制于热负荷，导致供热与新能源消纳矛盾突出。

为了解决这一问题，在满足供热需求的前提下，需要火电厂进行深度调峰。寻求一种供热技术，能够提取大量电厂低温余热用于城市供热，在减少能源浪费的同时，深度调峰、实现热电解耦，提高供热保证率。

本文对抽凝式供热机组进行理论计算和节能分析，对抽汽、高背压和热泵3种供热方式进行分析，比较不同改造方式的节能效果，以寻求一种最优的供热方式。

1 供热方式概述

1.1 抽汽供热方式

传统加热器供热方式，以中压缸抽汽为热源，进入热网加热器加热热网循环水对外供热，如图1所示。

图1 抽汽供热方式系统示意Fig.1 Extraction heating system

其特点:① 回收了供热抽汽部分的凝结潜热。② 损失了汽机排汽部分凝结潜热。以单台350 MW机组为例，至少损失了约114 t/h汽机排汽和60 t/h给水泵汽轮机排汽的凝结潜热，合计损失热量约116 MW。当锁定最小排汽量(114 t/h汽机排汽和60 t/h给水泵汽轮机排汽)，通过调节供热抽汽量调节发电负荷方式(以热定电模式)运行时，损失热量约116 MW;当不锁定排汽量(热电解耦模式)运行时，排汽量大于最小排汽量，损失热量大于116 MW。

1.2 高背压供热方式

高背压供热方式有2种:高背压短叶片方式和高背压切缸方式。高背压短叶片方式是通过降低低压缸末级叶片高度实现高背压运行方式;高背压切缸方式是在供热期通过切除低压缸进汽，低压缸仅保留最小冷却流量运行的方式，以提高中压缸供热抽汽流量。因高背压切缸方式没有长时间运行案例，本文仅介绍高背压短叶片方式，如图2所示。

图2 高背压供热方式系统示意Fig.2 High back pressure heating system

高背压短叶片方式，采暖期以热网循环水作为汽轮机排汽的冷却水，经由凝汽器改造的低温热源加热器加热热网循环水，回收机组排汽余热。初步加热后的热网循环水，根据需要再送至热网加热器加热，最终供至外网用户[3-7]。

其特点:① 作为高背压机组，必须完全回收机组排汽量。而机组存在最小排汽量，当对外供热负荷小于机组最小排汽量的凝结潜热(或供热面积小于最小供热面积)时，机组停运。以单台350 MW机组为例，机组最小排汽量约290 t/h(汽机排汽量260 t/h、给水泵汽机排汽量30 t/h)，凝结潜热为190 MW，而初末期采暖热负荷仅有20 W/m2，考虑裕量后所需最小供热面积为1 000万m2。② 机组运行背压最高54 kPa，所以热网循环水在低温热源加热器中最高只能加热至80 ℃。③ 2台机组的最大供热能力为905 MW。④ 按满足1 470万m2供热面积计算，当1台机组故障时，高背压机组供热保证率为68%。

由于高背压供热方式与现有的调度中心运行模式相反，因而只能对1台机组进行高背压改造，另一台机组作为调峰机组。

1.3 热泵供热方式

热泵供热方式是以汽轮机中压缸抽汽作为溴化锂吸收式热泵的驱动热源，回收机组循环水余热，并转换为可供城市热网供热利用的高品质热能，实现节能减排，如图3所示。

图3 热泵供热方式系统示意Fig.3 Heat pump heating system

当排汽量小于额定抽汽工况的排汽量时，机组出现鼓风现象，在一定背压下存在最小排汽量。该供热方式额定余热回收量按单台汽轮机组额定抽汽工况下的排汽量(即最小排汽量)设计[8-11]。当机组以额定最小排汽量运行时，机组排汽余热可全部回收，即冷端损失为0，循环水可不上塔;当1台机组停运时，可切换到另一台机组回收余热，以提高供热安全可靠性[12-14]。

其特点:① 在传统供热方式基础上，回收约116 MW的排汽余热。在整个采暖季，机组排汽余热≤116 MW时，单台机组没有损失蒸汽凝结余热;机组排汽余热>116 MW时，多余的余热通过冷却塔排到大气中。② 可以切换。即当1台机组停运时，可切换到另一台机组回收余热。③ 2台机组的最大供热能力为917 MW。④ 按满足1 470万m2供热面积计算，当1台机组故障时，供热保证率为88%。⑤ 在相同的热负荷范围内，机组负荷调整范围显著提高，可深度调峰，实现热电解耦。

2 供热方式比较

以北塘电厂C350-24.2/0.4/566/566型350 MW超临界中间再热抽凝式汽轮机组为例，对3种供热方式的冬季发电负荷与供热能力的关系、最大供热能力、供热可靠性进行量化分析。

2.1 设计条件

综合采暖热指标为40 W/m2;北塘电厂2017年供热量为435×104GJ，按照综合采暖热指标40 W/m2计算，供热面积为1 470万m2。

供热初末期:环境温度为3～5 ℃，热网回水温度为46 ℃，采暖热指标为20.2 W/m2，时间862 h;供热次寒期:环境温度-8～2 ℃，热网回水温度51 ℃，采暖热指标为30 W/m2，历时1 788 h;供热极寒期:环境温度≤-9 ℃，热网回水温度为55 ℃，采暖热指标为40 W/m2，时长278 h。

高背压方式汽轮机背压≤54 kPa，该背压下最小排汽量为261 t/h，最大抽汽量为300 t/h;热泵方式汽轮机设计背压为8.2 kPa，该背压下最小排汽量为114 t/h，最大抽汽量为550 t/h，凝汽器端差为3～4 ℃。

2.2 冬季发电负荷和供热能力的关系

抽汽供热方式下，供热初末期，以满足供热需求为前提，通过调节主汽量来调节发电负荷。供热次寒期和极寒期，供热需求较大，在额定主汽量下，机组达到最大抽汽供热，此时发电负荷达到极限。

高背压供热方式下，背压54 kPa时考虑凝汽器端差，热网循环水最大可加热到80 ℃。在初末期供热负荷较小时，热网循环水温度<80 ℃，机组无需抽汽，仅低压缸排汽即可满足供热需求(供热负荷与低压缸排汽潜热相等)，进而限制主汽量、发电量。在次寒期、极寒期供热负荷较大时，所需热网循环水温度>80 ℃，通过低压缸排汽加热热网循环水至80 ℃，不足部分由供热抽汽加热。在此过程中，低压缸排汽量和供热抽汽量均被外部供热需求限制，进而限制主汽量、发电量。

热泵供热方式下，在供热初末期和次寒期，受供热需求限制，单台机组抽汽量未达到最大抽汽量，此时可通过调节主汽量来调节发电量。在供热极寒期，机组抽汽已达到最大，发电量达到极限。

3种供热方式的供热能力、发电负荷、发电煤耗及热电比等参数见表1。

表1机组热电解耦能力分析
Table1Analysisofthermoelectricdecouplingabilityofturbineunit

供热方式供热期供热量/MW发电负荷/MW煤耗/(g·kWh-1)热电比极寒期4002721971.47抽汽次寒期4002721971.47初末期297217～285207～2351.37～1.04极寒期5053061391.65高背压次寒期4412841391.55初末期2972021471.47极寒期5172721411.90热泵次寒期441231～283136～1711.91～1.56初末期297154～303136～2231.93～0.98

表1中，热泵供热方式的最低发电煤耗为以热定电运行模式(锁定低压缸排汽量运行)下的煤耗。当调度需要提高发电负荷时，低压缸排汽量增大，多余的循环水部分进入冷却塔，导致煤耗增加。

若以降低煤耗作为唯一目标，则高背压供热方式优于热泵供热方式;若综合考虑提高热电比、热电解耦、降低煤耗等因素，则热泵供热方式优于高背压供热方式。

除以上3种供热方式，目前常用的供热技术还有高中压缸旁路供热、储热供热、电极锅炉、低压缸零出力供热等[15]。低压缸零出力供热与高背压供热方式一样，弱化了热电解耦能力，但其供热经济性好;高中压缸旁路供热、储热供热、电极锅炉3种供热方式具备热电解耦能力，但相对传统供热方式和热泵供热方式，供热经济性较差。