超临界间冷机组高背压供热技术的应用分析

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(1.华电郑州机械设计研究院有限公司，郑州 450046； 2.新疆华电喀什热电有限责任公司，新疆 喀什 844000)

0 引言

我国目前经济发展迅猛，以燃煤为主的热-电联产机组得到较大发展。然而，随着环境污染的日益严峻，国家深入推进节能降耗政策，高效能源、清洁能源利用技术的研究和推广将成为我国下一阶段的重点发展方向。如何减少煤耗、提升能量利用率、降低环境污染成为火电机组迫切需要解决的问题。

高背压供热技术是近年来发展起来的一种新型供热技术，是一种在原有抽汽供热机组的基础上对主、辅设备及热网系统进行改造，使得汽轮机的冷源损失能够部分甚至全部回收利用的技术。高背压供热机组相较普通的抽汽供热机组，其供热能力有较大的提升，机组热耗及发电煤耗大幅降低[1-2]。

1 高背压供热系统的原理

1.1 纯凝机组高背压供热

目前，按照排汽压力进行划分，汽轮机可以分为凝汽式汽轮机与背压式汽轮机。北方地区的机组大部分采用抽凝式汽轮机，机组在夏季为纯凝工况运行，冬季为抽汽供热方式运行。抽凝式机组无论以何种工况运行，低压缸做功后的乏汽均需利用循环水进行冷却，凝结后排入机组凝结水系统。此运行过程中，机组排汽余热大量损失，造成综合热效率降低[3-4]。

抽凝机组高背压供热改造是利用热网循环水冷却低压缸排汽，冬季供热期，利用凝汽器作为热网循环水的一级加热器，充分利用机组排汽的汽化潜热来加热热网循环水，再利用本机或邻机的抽汽对热网循环水进行二次加热，将热网循环水加热至热网所需温度向用户供热。夏季非供热期，机组仍采用纯凝工况运行，真空恢复至纯凝工况设计值。

图1 双温区凝汽器供热技术原理Fig.1 Principle of heating technology for dual temperature zone condenser

1.2 空冷机组高背压供热

空冷机组分为直接空冷机组和间接空冷机组。直接空冷机组将汽轮机低压缸排汽直接引入空冷岛翅片管束，在管束中与空气进行换热凝结成水。直接空冷机组的总体热效率较低，其中通过空冷岛排放到大气中的能量约占总能量的50%以上，大量余热未得到利用。间接空冷类似纯凝机组，保留有凝汽器，乏汽在凝汽器中冷凝，冷却介质为循环水，通过空冷塔换热，其中循环水为闭式循环。

1.2.1 直接空冷机组高背压供热改造

高背压供热改造不改变机组空冷岛、汽轮机及原抽汽系统，但需设置1台高背压凝汽器，回收汽轮机低压缸排汽余热，对热网循环回水进行加热。高背压供热凝汽器与原热网加热器采用串联布置方式，热网循环回水首先进入高背压凝汽器，由低压缸排汽进行一级加热，水温由55 ℃升高至68 ℃左右(具体由机组背压确定)，然后通过热网循环泵系统升压，送至热网加热器入口母管进行二级加热，向用户供热。

1.2.2 间接空冷机组高背压循环水供热改造

新疆华电喀什热电有限责任公司(以下简称喀什公司)2×350 MW超临界间接空冷热电联产机组，采用高背压循环水供热技术进行供热节能改造。该项目采用双机并联，背压供热模式，根据供热需求，回收汽轮机低压缸排汽余热。对凝汽器进行改造，开发双温区凝汽器供热技术，即一侧进入主机闭式循环水，另一侧进入热网循环水，在不影响凝汽器安全运行和冬季空冷塔防冻的条件下，尽量增大热网循环水流量，减小主机循环水流量，充分利用乏汽余热，在凝汽器中对热网循环水进行一级加热后，通过热网循环水泵升压进入热网加热器系统进行二次加热，满足供热需求温度。

2 高背压供热的改造实施

2.1 凝汽器双温区的改造

根据喀什公司超临界间接空冷机组的特点，制定凝汽器双温区供热技术方案及切换方案。间接空冷机组抽凝工况运行时在凝汽器采用循环水冷却低压缸排汽，通过间冷塔冷却循环水。高背压供热工况时凝汽器为双温区运行模式，即凝汽器采用两路独立冷却水源，各半侧换热，半侧通入热网循环水，通过热网循环水和低压缸排汽的有效换热，冷却低压缸排汽，同时实现热网循环水的一级加热，热网循环水通过热网加热器二级加热后实现对外供热，凝汽器另半侧通入冷却循环水，作为备用冷却和空冷塔防冻循环水，如图1所示。

2.2 空冷塔循环水系统的改造

喀什公司#5机组和#6机组供热改造后，为了保持循环水系统供水能力、适应热网循环水量变化及保证机组运行的安全性，根据机组实际运行工况(一台机组高背压工况运行，一台机组抽凝工况运行)，2台机组增设1台公用的小流量变频循环水泵，当机组在高背压供热工况下运行时，可根据需要只开启增设的小流量变频循环水泵，水泵流量根据机组负荷及热网循环水量采用变频调节进行控制。并通过新增DN 1 200 mm循环水管道分别与原#5，#6机组主循环水管道进水管道连接，出水管道接至#5，#6机组循环水泵联络管上。即在#5机组高背压工况运行时，新增变频循环水泵进、出口管道均与#5，#6机组循环水管道连接。

表1 各工况试验条件Tab.1 Testing conditions of each working condition

为实现凝汽器双温区改造及运行切换需要，凝汽器进、出口与热网水连接口处增设电动蝶阀，实现热网水与循环水根据工况需求自动切换。

2.3 凝结水系统的改造

供热机组在采暖期以高背压工况运行时，凝结水在热井出口的温度，高于凝结水精处理的正常运行温度，原凝结水精处理装置采用常规树脂，凝结水温度高时，使得凝结水精处理装置性能难以保证，不能正常安全运行。改造增加一套换热器系统，通过热网循环回水冷却凝结水，使得凝结水温度保持在65 ℃以下，满足凝结水精处理装置的水温要求，同时可充分吸收系统放热量，即空冷塔防冻热量，避免热量损失。

3 汽轮机经济性分析

3.1 机组试验

改造完成后，对机组进行试验分析，分别在机组无抽汽全背压工况、高背压工况、寒冷天气高背压工况时进行试验，测定机组的发电能力、供热能力和机组性能，见表1。

各工况试验方案如下。

(1)严格按照系统隔离清单对热力系统进行仔细隔离，并检查、确认。

(2)进行系统补水，调整除氧器水箱水位、凝汽器热井水位至较高值，各加热器水位保持正常、稳定，停止补水。试验期间，除氧器水箱水位、热井水位变化幅度稳定，避免剧烈波动。

(3)调整锅炉燃烧情况，在试验持续时间内保持稳定。试验期间，如非必须，不对机炉进行与试验无关的操作。

(4)调整机组运行参数，使其满足试验要求，参数需维持稳定，其偏差及波动值符合试验规程要求。

(5)调整高压主蒸汽调节阀的开度，使之满足试验要求，同时记录各调节阀的开度值。

(6)关闭取样阀等。

(7)确认分布式控制系统(DCS)测点正常工作，试验记录人员按指定位置就位。

(8)按统一时间开始试验并记录。

(9)试验期间，对于无法隔离的热力系统明漏量，采用人工容积法进行测量。

3.2 汽轮机经济性分析

本文主要针对各工况下汽轮机热耗率、发电煤耗、高压缸效率和中压缸效率进行对比分析。其中汽轮机效率根据热平衡图计算。

表2表明，提升机组背压后，由于汽轮机乏汽热量被热网有效利用后，机组发电煤耗显著下降，200 MW左右发电煤耗最低。当提升机组背压后，同时中压缸抽部分采暖蒸汽时，供热末期(220 MW)发电煤耗低于不抽采暖蒸汽时供热末期(180 MW)的发电煤耗。数据表明，汽轮机乏汽热量吸收可有效降低机组煤耗，采暖抽汽越多，机组煤耗下降越多。高背压额定供热工况和寒冷天气(300 MW)对比表明，相同工况下，热网回水温度越低，机组煤耗越低，因此充分利用热网供水热量，有效降低热网回水温度，对机组的发电煤耗影响较大。

对比汽轮机实际热耗值和设计热耗值、发电煤耗实际值和发电煤耗设计值，为了更直观分析，作出差值对比图如图2、图3所示。其中，汽轮机热耗差值=汽轮机实际热耗-汽轮机设计热耗，发电煤耗差值=发电煤耗设计值-发电煤耗实际值。

对比所有工况下机组发电煤耗试验结果可以看出：改造后汽轮机发电煤耗明显下降，节能效果显著。考核试验工况下机组发电煤耗下降了118.246 g/(kW·h)，完全达到了节能降耗的预期目的。

通过综合对比分析发现，高背压改造后机组折算总供热量为513.16 MW，增加了189.32 MW的供热量，增加可供热面积378.58万m2，超过了“增加供热量186.53 MW”的预期目标。经过折算，整个供热期可节约标准煤55 882.09 t，经济效益显著提高。

表2 各工况试验结果Tab.2 Testing results of each working condition

图2 汽轮机实际热耗与设计热耗的差值Fig.2 Difference between the actual heat consumption and the designed heat consumption of the gas turbine

图3 发电煤耗实际值与设计值的差值Fig.3 Difference between actual coal consumption and designed coal consumption for power generation

4 结束语

采用双温区凝汽器高背压供热技术后，机组供热能力有所提高，能够满足供热负荷增加需求。同时，可以实现纯凝、抽汽供热、高背压供热3种运行方式的切换，使供热机组能够连续运行，增加了机组调节的灵活性。本次改造既挖掘了机组节能降耗的潜力，又能够保证机组安全稳定运行，可为大容量机组高背压运行提供技术参考。