当前主流供热改造技术的灵活性及经济性分析

付怀仁，包伟伟，张 敏，吴水木，吴文景

(1.国家电投集团东北电力有限公司，沈阳 110179; 2.国家电投集团中央研究院，北京 102209；3.中电投东北能源科技有限公司，沈阳 110181)

近年来，我国东北地区风电、光伏等新能源装机容量迅速增长，但是由于该地区火电比重大，快速灵活调峰的电源少，因此电网的调峰问题突出[1]。特别是在冬季，我国北方地区火电处在供热期，风电处在大风期，这一矛盾导致电网调峰问题更加突出，弃风情况经常发生。为解决电网调峰的实际困难，已经有不少区域电网出台了火电调峰辅助服务的奖励政策，运用市场手段驱动火电机组进行灵活性改造，提升机组的调峰能力，降低机组的运行负荷，参与电网的深度调峰，从而解决电网调峰困难的问题[2]。

在这一政策性因素刺激下，不少火电机组开始进行供热灵活性及深度调峰改造，以获取更高的经济效益。在国家能源局等政府主管部门的主导下，2016年第一批灵活性改造示范项目进行了实施，取得了良好的效果[3-5]。截至目前，已经有多家电厂完成了火电机组的供热灵活性改造，比如华能临河电厂率先完成了切缸改造及试运行，国家电投燕山湖电厂率先完成了600 MW等级机组双背压低真空供热改造，等等[6]。

最近几年供热改造技术取得了长足的进步，并仍在不断发展。由于技术种类繁多，各种技术在灵活性、经济性方面各有优劣，因此，每种技术的改造效果并不相同。目前，行业内的研究主要集中在单一技术的讨论上，尚未有不同技术在同一对象应用效果的综合比较。为此，笔者以300 MW机组为例，以最小技术出力为灵活性的评价指标，单位标煤产值为经济性的评价指标，对该机组应用不同技术的情况进行详细的论述及分析，以供广大同行参考。

1 机组简介

300 MW机组为一次中间再热、单轴、两缸两排汽、反动、凝汽式汽轮机。该机型于上世纪80年代末从美国西屋公司引进，由上海汽轮机厂负责制造。后哈汽与上汽交换了技术并各自进行了国产优化设计，但西屋公司原设计的主要特点均得到了保留。在以下论述中，笔者以哈汽机组为研究对象。

该机组的主要蒸汽参数为16.7 MPa、538 ℃、538 ℃，早期参数多为16.67 MPa、537 ℃、537 ℃，设置一次中间再热以及8级回热抽汽，回热加热器具体为3个高压加热器、1个除氧器以及4个低压加热器，加热器疏水为逐级自流布置，高加疏水汇入除氧器，低加疏水汇入凝汽器。给水泵驱动采用汽驱方案，一般设置2台50%锅炉最大连续运行工况(BMCR)的汽动给水泵和1台30%BMCR的电动给水泵。汽轮机采用喷嘴调节及复合滑压运行方式，机组型号为N300-16.7/538/538。

汽轮机为高中压合缸结构，通流部分共设置36级叶片。其中高压通流设置1个调节级和12个压力级，中压通流设置9个压力级，低压缸共设置2×7个压力级。末级叶片平均直径为2 600 mm，高度为900 mm。100%负荷工况下高压通流部分效率设计值为85%，中压通流部分效率设计值为92%，低压缸效率设计值为88%，整机内效率达到88%。其主要技术参数见表1。

随着国内电力工业市场形势的发展变化，单纯依靠发电已经不能满足电厂对于经济利益的追求，追求产品的多元化成为很多电厂发展的目标。特别是在北方地区，冬季的采暖需求更是为电厂提供了大量的供热市场。发展集中供热，是符合我国国情， 实现节能减排的重要措施。因此， 从2005年左右开始，许多早期投产的300 MW机组陆续开始进行供热改造。

表1 汽轮机主要技术参数

早期供热改造主要采用的技术是基于连通管打孔抽汽的中间抽汽供热技术，该技术是把纯凝发电机组改为热电联产机组的一种基本技术。经过这一批改造工作，原北方地区纯凝发电机组基本上都已改为热电联产机组。同时，主机厂也向市场推出了专门的供热机组，不同的是将抽汽口从连通管转移到中压缸，并将抽汽压力降低至更符合供热需要的等级。随着近年供热技术的发展进步，中间抽汽供热技术已经不能满足时代的要求，许多新的供热技术不断出现，并获得了迅速发展，供热技术的灵活性及经济性均得到了很大提升，以下将一一论述。

2 中间抽汽供热

中间抽汽供热技术是指在凝汽式汽轮机的某个中间级后引出抽汽管道，接至热网加热器，实现采暖供热目的。中间抽汽可以从机组的冷再、热再、四段、中排等位置抽出。对于采暖抽汽，综合考虑采暖供热对蒸汽参数的要求以及抽汽对汽轮机及锅炉运行安全的影响，从中排抽汽是最为合理的方案。正因如此，从汽轮机中低压连通管打孔抽汽成为目前最常用的中间抽汽供热改造方式。

连通管打孔抽汽供热改造的主要内容为：在中压缸与低压缸的连通管上开孔，顺着汽流方向在开孔后的管道上加装蝶阀，通过蝶阀调整抽汽压力。在抽汽管道上依次加装安全阀、逆止阀、快关调节阀以及截止阀，通过调节阀调整抽汽量。为了保证抽汽后低压缸仍然具有足够的冷却蒸汽量，抽汽蝶阀一般都设计有最小的通流能力，即在蝶阀全关后仍然具有一定的流量。可见，采用这种供热方式，需更换中低压连通管、增设抽汽蝶阀、快关调节阀等阀门及相应的管道等。不考虑热网首站相关的改造费用，汽轮机本体改造费用约为500万元。

该机组在最大进汽工况时中压缸的排汽流量约为740 t/h，排汽温度约为340 ℃。该机组低压缸的最小冷却流量约为140 t/h，因此理论上最大可以从中排抽出约600 t/h蒸汽。但是实际上，由于蒸汽是通过连通管抽出的，抽汽管的管径受到连通管管径限制。如果设计抽汽量大，则抽汽管的流速相应就较高，容易造成管系振动。因此厂家一般都会限制抽汽量，实际允许的抽汽量一般在400 t/h左右。该机组进行中间抽汽供热的热力数据见表2。

表2 中间抽汽供热主要热力数据

由表2可见，该机组在最大进汽工况下，抽汽压力为0.80 MPa，抽汽温度为325 ℃，抽汽量为400 t/h。疏水温度按80 ℃计算，供热量约为308 MW，供热指标按照50 W/m2计算，可满足的供热面积能达到616万m2。按照管道效率99%，锅炉效率90%计算，该工况的标煤消耗量约为100 t/h，按照电价0.3元/(kW·h)，热价40元/GJ计算，该工况的产值为11.6万元/h，标煤的产值为1154元/t。此工况的排汽量为206 t/h，高于低压缸最小冷却流量。由于低压缸冷却流量充足，对于308 MW的热负荷，采用这种供热技术，机组的出力可降低到约197 MW，仍能满足供热要求，相应的负荷率为66%。

该机组原设计额定工况中排压力为0.89 MPa，因此采暖抽汽压力设计为0.80 MPa，这一压力对应的饱和温度为170 ℃。采暖供热需要的温度一般为120 ℃左右，因此，这一品质的蒸汽对于采暖来说仍有些浪费。一般常见的做法是在蒸汽进入热网首站前，先通过一个小背压机，背压机的背压可以设计为0.2 MPa左右，以便充分利用蒸汽的做功能力。小背压机的效率按78%计算，小发电机的效率按85%计算，可以多发出23.6 MW的电功率，供热工况的热耗可降低573 kJ/(kW·h)，标煤的产值可增加到1 224元/t，机组的经济性将进一步提高。

该机组采用这种供热方式，在保证供热的情况下，可以在最小技术出力与最大电出力之间调峰，即机组可以在197 MW到238 MW之间调峰，具有一定的运行灵活性。在此范围内，由于电出力增加而多出的蒸汽可进入低压缸，放出的热量最终被循环水吸收，带到冷却塔而排放到大气中，不存在热量过剩的问题，可见运行比较灵活。综上分析，这种技术的优点是技术成熟、投资少、运行灵活，缺点是抽汽品质过高、不经济，另外由于存在管系振动问题，抽汽量受限制，机组的供热能力未达到最大化。

3 低真空供热

低真空供热技术，又称高背压供热技术，通过将汽轮机排汽压力提高到一定范围(一般约18 kPa以上)，利用排汽余热加热热网循环水，实现采暖供热[8]。该技术早期应用在150 MW等级及以下的小型湿冷机组的改造上，目前已经在300 MW机组上取得了大规模应用，甚至在600 MW机组上有成功应用的案例。早期设计背压在30 kPa左右，排汽温度约72 ℃，现在设计背压已达到55 kPa左右，排汽温度超过100 ℃，排汽已经处于过热状态。

汽轮机在低真空供热工况下运行时，排汽压力升高，排汽容积流量减小，低压缸末级可能出现鼓风过热现象，这会导致排汽温度持续升高，这是低真空供热对主机影响最大的一个问题。对于常规的湿冷机组，必须对汽轮机的低压缸进行改造，更换较短的末级叶片，以适应低真空运行的要求。根据汽轮机本体改造方案的不同，改造方案分为应急方案、单转子方案、双转子方案。

应急方案一般将原转子末级去掉，直接利用原转子进行低真空供热，缺点是非采暖季运行时需要重新装配末级叶片，这样易对叶根造成损伤。单转子方案重新设计1根可以兼顾冬季供热与夏季发电的新转子，末叶长度600 mm左右，这样在非采暖季就不用更换转子，可以节省检修时间，缺点是非采暖季运行时末叶容易阻塞，因此背压较高，经济性差。双转子方案重新设计1根适应冬季供热的转子，特点是级数减少，末级叶片变短至300 mm左右，缺点是非采暖季须换回原转子，需要揭缸检修。一般的低真空供热改造都选用双转子方案，少数选用单转子方案。

可见，低真空供热改造的主要改造内容为：改造低压通流、加固凝汽器、改造小汽轮机、增设冷却器及相应的管道、阀门。其中汽轮机本体改造费用约2 000万元。对于该机组，结合最近几年低真空供热技术的发展情况，按双转子方案设计，将低真空供热压力设定为45 kPa，相应的机组末叶选用长度为350 mm的叶片，低压通流由原设计的7级改为6级。按此方案，该机组进行低真空供热的热力数据见表3。

表3 低真空供热主要热力数据

由表3可见，该机组在最大进汽工况下，最大排汽量为640 t/h，排汽放热量约为400 MW，可满足的供热面积能达到800万m2，比中间抽汽供热提高约30%。按照同样的条件计算，该工况的标煤消耗量为100 t/h，产值为14.4万元/h，单位标煤的产值为1 433元/t，比中间抽汽供热提高约24%。可见，采用这种供热技术，机组的供热能力以及经济效益均获得大幅提高。对于相同的热负荷，在不考虑供热温度，仅考虑供热量相等的情况下，机组的最小技术出力为210 MW，相应的负荷率为70%，比中间抽汽供热升高约4个百分点。这是因为该技术供热蒸汽的品质相对较低，同等热量的情况下需要更多的蒸汽量，因此对应的负荷率相应较高。

采用这种供热技术，机组可实现两种供热方式。在初末供热期，外界所需的供热温度不高，此时可完全由汽轮机排汽将热网循环水加热到所需的供热温度，即可完成对外供热，这就是纯低真空供热方式。在严寒供热期，外界热负荷增加，所需的供热温度升高。当供热温度超过纯低真空供热方式所能达到的最高供热温度之后，除采用汽轮机排汽对热网循环水进行加热之外，还须采用采暖抽汽对其进行二次加热，这样才可达到外界所需的供热温度，满足供热要求，即低真空抽汽联合供热方式。关于这两种方式的供热特性的论述详见文献[7]。综上分析，这种供热方式的优点是经济性好，供热能力大，供热方式多样，缺点是以热定电，灵活性差，供热温度低，严寒期时难以独立供热。

4 背压供热

背压供热改造技术，是将纯凝发电机组改造成为背压供热机组的一种技术。通过将汽轮机中低压连通管堵死，将中压排汽全部接入热网加热器，加热热网循环水，实现采暖供热。背压供热改造目前有2种实现方式，一是行业俗称的“光轴”技术；二是最近两年特别热门的“切缸技术”，或称为“低压缸零出力技术”。

4.1 光轴技术

早期背压供热改造一般通过光轴改造技术实现，该技术主要应用在200 MW等级机组上，例如十里泉电厂、海拉尔电厂等。这种机组的共同特点就是设备老旧，煤耗高，夏季基本上处于“趴窝”状态，只有冬季才开机供热，因此改为光轴不影响夏季发电。近年来，随着电力市场的发展，该技术在部分300 MW机组也有采用。这些年的发展证实了该技术相对成熟可靠，风险低，且有了大量的应用业绩。

光轴技术改造是指将中低压连通管蝶阀堵死，中排蒸汽基本上全部被抽往热网加热器的改造方案。为了防止低压转子鼓风，需更换原低压转子，重新设计一根不带叶片的低压转子，用于将高中压转子的扭矩传递至发电机。由于这根转子仅有主轴而没有叶片，因此称俗称“光轴”。光轴不但要能很好地传递扭矩，还需具有合适的质量、刚度，才不会对原轴系力学特性产生较大的影响。汽轮机本体改造费用约1 200万元。本文所述机组采用光轴技术，进行背压供热的热力数据见表4。

表4 背压供热主要热力数据

由表4可见，该机组在最大进汽工况下，中压排汽量最大可达到660 t/h，扣除20 t/h低压冷却蒸汽量，剩余640 t/h，排汽放热量约为510 MW，可满足的供热面积达到1 020万m2，比中间抽汽供热提高约66%。可见，采用这种供热技术，机组的供热能力大幅提高。按同等价格计算，该工况的标煤消耗量为100 t/h，产值为13万元/h，标煤的产值为1 296元/t，比中间抽汽供热提高约12%。对于相同的热负荷，在不考虑供热温度，仅考虑相等供热量的情况下，机组的最小技术出力为82 MW，相应的负荷率为27%，比中间抽汽供热降低约39个百分点。

可见，采用这种供热技术，机组的经济效益比低真空供热下降，这主要是因为机组的电功率减少。虽然机组的供热量大幅增加，但是电功率下降到190 MW，下降明显。虽然总的热量利用率仍然高达86%，高于中间抽汽供热，与低真空供热基本持平，但是产品的热电比有很大不同。这种技术的热电比为2.7，比低真空供热增加了130%，因此对经济性造成了很大的影响。

如果考虑到目前电力市场对于深度调峰辅助服务有电价补贴政策，按这一政策计算的话，经济效益会有很大不同。以东北电力市场为例，在采暖期，热电联产机组负荷在48%以下，相应的电价补贴高达1元/(kW·h)，负荷在48%以上则不但没有补贴，还有罚款。按此电价计算，背压供热的经济效益会有大幅增加，标煤的产值将增加到2 423元/t，效果非常明显，这也是背压供热近年来获得大幅发展的主要原因。

4.2 切缸技术

光轴供热改造技术虽然效果很好，但是同时改造成本较高。对此，国内电力行业学习德国、丹麦等先进国家在这方面的经验，近几年发展出了切缸技术，由西安热工研究院有限公司于2016年底首先在临河电厂进行了短暂试验，在行业内引起了很大反响。近两年，国内有多家电厂，如延吉电厂、东方电厂等陆续进行了切缸改造，切缸改造的范围逐渐从200 MW机组扩大到300 MW机组。据了解，某电厂600 MW机组也已进行切缸改造，切缸技术的发展可谓十分迅猛。

切缸技术的目的和光轴技术是一样的，也是达到背压供热，但是在措施上是直接切除低压进汽，而不更换低压转子，因此汽轮机本体基本不作改动，改造的成本大大降低。但是由于此时低压转子完全运行在鼓风状态，冷却蒸汽不足，鼓风的热量会使得末级出口温度超过150℃，这给机组的安全稳定运行带来风险。同时，切缸技术还面临着叶片安全性的考验及水蚀等风险。切缸技术的改造内容为：末级、次末级增加温度测点，以便实时监控；为防止动叶出口根部涡流对叶片的冲刷，对末叶进行强化处理；通入少量蒸汽，增加冷却蒸汽管道。

可见，切缸技术可以达到和光轴技术几乎一样效果。其优点是改造成本低，汽轮机本体基本不动，增加辅助设备以及叶片喷涂的费用约为300万元，比光轴技术少很多。缺点是存在一定的技术风险，目前还在继续发展，综合效果还需实践检验。

5 旁路供热

上述供热技术具体的性能虽然不同，但是都存在着最小技术出力的限制，低于这一数值，就无法带满热负荷，保证供热。特别是低真空供热技术和背压供热技术，还存在着以热定电运行方式的限制，即在供热工况下，由于供热匹配的问题，热负荷一定时，电负荷就是一定的，因此机组又无法再带调峰负荷，即无法实现真正的热电解耦。很多电厂只能利用1台机组带供热，另1台机组带调峰的办法解决。

对此，有学者提出锅炉带供热的解决思路，即完全由锅炉带热负荷，供热蒸汽与发电蒸汽在炉端即分离，也不再进入汽轮机做功，因此就可以实现真正的热电解耦[9]。为实现这一思路，其中一个办法就是利用汽轮机高低压旁路，将部分锅炉蒸汽依次通过“高压旁路”、“低压旁路” 抽出，而不再经过汽轮机，用来实现采暖供热，因此称旁路供热[10]。

该技术不直接从主汽抽汽的原因是这样会造成锅炉过热器与再热器热量分布极不均匀，容易造成再热器超温而影响锅炉的安全运行。因此考虑到对锅炉换热的影响，采用两级旁路实现采暖抽汽，这与常规的热再抽汽、冷再抽汽不同。可见，采用这一供热技术，既可以解决中间抽汽供热调峰能力不足的问题，又可以解决低真空供热、背压供热以热定电运行不灵活的问题，真正实现热电解耦。该技术需要新增旁路抽汽管道及阀门，汽轮机本体无须进行改造。设备投资成本约800万元。该机组按此方案，采用旁路供热技术的热力数据见表5。

表5 旁路供热主要热力数据

由表5可见，在30%负荷工况下，旁路抽汽量按300 t/h计算，抽汽压力取0.4 MPa，该机组排汽放热量约为270 MW。旁路抽汽量的取值主要受再热蒸汽系统的流速影响，这是因为在低负荷工况运行时，由于再热蒸汽压力低，容积流量大，因此再热蒸汽系统的阻力会明显增加，这对汽轮机的轴向推力有一定影响。采用这种供热技术，在保证机组供热能力的前提下，电出力可直接降低到锅炉最低稳燃负荷，如果不考虑锅炉稳燃的话，可以降至更低。

按照管道效率99%、锅炉效率90%计算，该工况的标煤消耗量为65 t/h，按同等价格计算，该工况的产值为6.6万元/h，标煤的产值为1 004元/t，比中间抽汽供热降低约13%。可见这种技术的经济性较差。这是因为该技术的供热完全由锅炉自带，而汽轮机工况其实与30%THA工况差别不大，特别是机侧的冷端损失仍然存在。在该工况下，冷端损失达到112 MW，仍然约占蒸汽在锅炉吸热量(扣除外供热量)的55%。

因此，如果不考虑深度调峰政策电价补贴的话，这种技术仍然是不经济的。同样以东北市场为例，如果考虑到电价补贴，则标煤的产值可提高到1 828元/t，低于背压供热方式，但是高于低真空供热及中间抽汽供热方式。考虑到将来供热机组的灵活性水平整体提高，电价补贴的标准将进一步提高，30%负荷率调峰补贴有望增加，则这种技术可能有更高的经济收益。综上所述，这种技术的优点是可实现更高程度的热电解耦，机组负荷可降低至20%～30%，改造对汽轮机主机影响小；缺点是蒸汽品质过高，经济性不好。

6 结 论

本文以300 MW机组为例，对其应用中间抽汽供热、低真空供热、背压供热以及旁路供热等供热技术的技术原理、改造方案以及技术优缺点等进行了详细的论述，对其供热能力、供热工况热耗、单位标煤产值等经济性指标进行了计算，基于同等热负荷，对不同供热技术的最小技术出力进行了计算。结果表明：旁路供热方式的灵活性最好；不考虑调峰辅助服务电价补贴时，低真空供热方式的经济性最好；考虑电价补贴后，背压供热方式的经济性最好。