高背压供热技术的技术风险及经济效益分析

2020-03-17霍玉龙

黑龙江电力 2020年6期

徐正，霍玉龙

(1.中国电建集团河北省电力勘测设计研究院有限公司，石家庄 050031;2.河北省电力勘测设计工程技术研究中心，石家庄 050031)

0 引言

随着节能减排要求日益严峻，为了满足减少火力发电厂燃煤量的要求，电厂余热利用成为趋势，因此火电厂乏汽的利用受到了广泛关注[1]。

高背压供热技术又称低真空循环水供热技术，是将汽轮机低压缸排汽压力提高，从而使排汽温度提高，加热进入汽轮机凝汽器的热网循环水，使其供热。也就是使凝汽器成为供热系统的热网加热器，充分利用机组排汽的汽化潜热加热热网循环水，将冷源损失降低，提高机组的循环热效率。采用该方法供热能够在不增加机组规模的前提下，回收冷源损失，增加了供热量，增大了供热面积[2]。

目前中国很多机组进行了高背压供热改造，如青岛电厂(300 MW机组)、石家庄裕华电厂(300 MW机组)、黄台7号机组、金桥2号机组、包二2号机组、济宁5号机组、榆次3号机组、太钢1号、2号机组、鹿华1号机组、古交2号机组、德州1号机组等。其中，有湿冷机组的“双转子互换”高背压供热改造，也有空冷机组的“加装热网凝汽器”的高背压供热改造。这些电厂改造工程的成功投运，为高背压供热技术的设计提供了许多可借鉴经验[3]。

从空冷汽轮机的特性、高背压供热改造的特点等方面入手研究，利用电厂空冷汽轮机高背压稳定运行、低背压时可以高效发电、具有较广阔的背压运行范围的特点，提出了“空冷汽轮机+湿冷+高背压供热”的技术路线，以提高电厂的热效率，增加供热面积，具有较好的经济效益[4]。

在水源相对匮乏的地区，纯凝机组应采用空冷技术(冷却构筑物为直接空冷岛或间接空冷塔)；而对于供热机组，若有可利用的中水资源，应优先选择湿冷构筑物，若水资源有限，冷却构筑物采用空冷，仍然可以采用高背压供热技术。

简言之，只要是北方地区的热电联产机组，汽轮机应选择“空冷汽轮机”(一种低压缸叶片短而且厚的汽轮机，可以在较宽的背压范围内运行)，而冷却构筑物可以是湿冷构筑物，也可以是空冷构筑物，甚至是干湿联合冷却构筑物。

文章重点论述“空冷汽轮机+湿式冷却+高背压供热”这一方案中存在的风险、经济效益、社会效益等。主要是考虑到热电联产项目多建设在城市近郊，有中水可利用，而湿冷构筑物的效率高于空冷构筑物的效率，工程经济性好。

1 空冷汽轮机+湿冷+高背压技术

1.1 系统原理

常规抽凝供热机组，汽轮机选型为湿冷、单抽或双抽汽轮机。采暖季时，中压缸排汽至热网加热器，加热热网回水。为防止汽轮机低压缸超温，中压缸的排汽不能全部送至热网加热器，必须有一部分蒸汽进入低压缸，在低压缸内做功后，由凝汽器凝结成凝结水。

与传统的“纯凝发电+分散供热”热电分产技术相比，抽凝机组热电联产提高了能源的利用率。但是仍然有能源浪费，分析如下。

1)以某350 MW等级的抽凝供热机组为例，采暖季时，低压缸进汽173.939 t/h，6、7、8段抽汽共计53 t/h，排入凝汽器的乏汽量为117 t/h，同时给水泵汽轮机的乏汽排至凝汽器中69 t/h，则共计189.739 t/h左右的乏汽热量排放至大气中，浪费低品质热能。

2)中压缸排汽压力为0.4～0.5 MPa，与低压缸排汽压力0.005～0.05 MPa相比，仍具有做功能力，仅在热网加热器中换热，浪费中等品质的热能。

3)非采暖季时，汽轮机在环境平均温度比较高的情况下纯凝运行，实际运行工况偏离设计工况(设计工况为全年平均气象条件)，汽轮机纯凝发电的热耗较高[5]。

而“空冷汽轮机+湿冷+高背压供热”的技术方案，可以解决上述抽凝机组存在的问题。采暖季“空冷汽轮机+高背压供热”方式运行，乏汽充分回收利用，且原来送至热网加热器中的500 t/h中压缸排汽，进入低压缸，继续做功，最大限度地利用了蒸汽的能量；非采暖季“空冷汽轮机+湿冷构筑物”纯凝发电，由于湿冷构筑物的效率高，汽轮机实际运行的背压在6～11 kPa之内，在该技术选型的“空冷汽轮机”的设计背压附近变动，整个非采暖季的热耗低于(至少不会大幅高于)湿冷汽轮机的热耗。

因此，该技术在全运行年均具有较好的经济优势。其高背压供热的原理如图1所示。

图1 高背压供热系统Fig.1 High back pressure heating system

换言之，高背压供热技术实质是“凝背机”，即采暖季背压供热发电、非采暖季纯凝发电。

1.2 技术创新点

以往设计中，空冷机组采取空冷构筑物配套空冷汽轮机、湿冷机组配套选择自然通风冷却塔配套湿冷汽轮机的装机方式[6]。而“低压转子互换”技术，采暖季用短叶片低压转子、非采暖季采用长叶片转子，每年需打开汽轮机低压缸，不仅增加检修工作量，反复拆装低压缸也为机组安全运行埋下隐患[7]。

采用“空冷汽轮机+湿冷”的技术方案，是充分利用“空冷汽轮机”和“湿冷”各自的优势。众所周知，空冷汽轮机具有运行背压范围广、末级叶片抗冲击能力强等优点；唯一的缺点是在较低背压(6 kPa以下)下运行时，热耗不能随背压的降低而降低。但是，正如前文所述，高背压供热机组的实际运行背压，全年都比较高，不会出现低背压的运行环境(纯凝、抽凝机组低背压运行工况出现在环境温度低的采暖季节)。而“湿冷构筑物”无论是从初投资还是运行电耗方面考虑，均低于“空冷构筑物”，比如，以2台350 MW机组为例，湿冷循环水系统的总投资约为6 000万元，配置4台循环水泵总功率为6 800 kW；而直接空冷机组空冷岛投资约为9 000万元，空冷岛风机总功率为9 600 kW；且由于空冷构筑物冷却效率低，空冷机组煤耗量比湿冷机组高大约12～17 g/(kW·h)[8]。

对于纯凝发电的空冷机组(即空冷汽轮机+空冷构筑物)而言，夏季环境温度高，机组运行背压范围为25～35 kPa(极端工况45 kPa)；冬季环境温度低时，机组运行背压范围为6～7 kPa(且需要对空冷岛采取防冻措施)。

而对于所提技术而言，夏季采用湿冷循环水系统，提供的冷却水温度低于32 ℃，机组实际运行背压低于11 kPa；春秋季的实际运行背压6～7 kPa；冬季高背压供热时背压40～55 kPa。

1.3 技术关键点

热网回水温度过高时，用热网回水冷却汽轮机乏汽，可能导致汽轮机运行背压超过极限背压，从而引起跳机事故；热网回水温度过高，机组背压高，从而凝结水温度过高，超过精处理装置中树脂的耐受温度，会导致树脂失效，频繁更换，凝结水水质无法保证[9]。

所以，热网回水温度是决定高背压供热技术的关键因素。应控制热网回水温度，且应设置一定的热网回水超温的应急响应措施，保证机组安全运行。

2 技术应用的风险分析

2.1 各相关技术设备成熟性分析

2.1.1 空冷汽轮机

目前，中国北方地区多采用空冷机组，包括直接空冷机组和间接空冷机组，无论是哪种冷却形式的机组均有300 MW级机组成熟应用的案例。而且机组的“设计背压”在9～20 kPa范围内，虽然所提技术采用“空冷汽轮机+湿式冷却塔”为国内先例，但是，间接空冷汽轮机组仅是冷却塔采用间接干冷塔、冷却水采用闭式除盐水；对比该技术中，非采暖季采用开式循环冷却水、湿式冷却塔，采暖季采用热网循环水，从本质上讲没有区别。

2.1.2 双压凝汽器

目前，中国大型(600 MW及以上)火力发电机组多采用双背压凝汽器(又称双压凝汽器)，而中小型(350 MW及以下)均为单背压凝汽器(又称单压凝汽器)。《电力工程水务设计手册》中指出，当冷却水温度高于21 ℃时，采用多压凝汽器是有利的[10]。此外，《电站凝汽设备和冷却系统》中指出，美国建设新电站时有这样的意见：冷却水温度超过20 ℃、单机功率在300 MW以上的汽轮机都要采用多(双)背压运行。目前，国外大功率汽轮机中20%～30%采用多压凝汽器，日本甚至在125 MW汽轮机中也有采用多压凝汽的成功经验[11]。

从原理上说，只要有2个排汽口，就可以做成双压凝汽器，虽然国内300 MW等级的机组的凝汽器均为单壳体、双流程、单背压凝汽器，但是通过设置隔压板等一系列措施，可以改造成单壳体的双压凝汽器[12]。

2.1.3 耐高温树脂

国内已经有多个“低压缸转子互换”技术改造工程，均在应用。“低压缸转子互换”技术中的凝结水温度达到70 ℃左右，而技改工程中多采用耐高温树脂，从目前应用的情况来看，这些特殊的耐高温树脂并没有导致凝结水水质变差，也没有导致树脂使用寿命变短等问题，因此并无技术风险，安全可靠[13]。

2.2 安全运行分析

2.2.1 热网回水超温

从目前“低压缸转子互换”技术改造项目的运行情况来看，热网循环水的回水超温是必须要妥善解决的问题。例如，裕华热电工程，城市热网归电厂所有，电厂可以根据回水情况，通过二次网来调节一次热网回水温度。而若城市的热网不受“电厂”控制，热网回水超温对机组安全运行存在很大的威胁[14]。

一般热电厂距城市边缘大约10 km距离，在城市热网中设置温度监测点，将实时的温度数据送至电厂内，并作为运行人员重点关注内容，一旦温度升高至报警温度，启动厂内的备用冷却水系统，对热网回水进行降温，可以保证机组安全运行[15]。

2.2.2 热网供水温度调节

在采暖初期及末期，环境温度比较高，可以采取热网回水经凝汽器加热后直接送出(80 ℃左右)，而此时可以达到发电、供热的最大效益；在天气寒冷时，需要热网供水温度达到100 ℃左右，此时可以采取“串联加热”模式，即减少进入低压缸的汽量，增加五段抽汽量至热网加热器，降低机组发电负荷，提高供热量，这种模式下凝汽量的减少对应着冷却倍率的增大，若回水温度不变，相应的背压下降；若回水温度升高，由于冷却倍率的增大对控制背压不超过机组极限背压有增益作用[16]。

需要注意的是，当进入低压缸的蒸汽量较少时，汽轮机的极限背压也会下降，所以，应对该工况进行设计校核。若计算的背压超过该低压缸流量所对应的背压，应对热网回水进行降温，丢弃少量“低品质”的热能，以保证机组的安全运行[17]。

2.2.3 精处理树脂故障

按照目前“低压缸转子互换”技术改造项目的应用情况来看，精处理装置设“2用1备+2仓储备用”，这种备用模式是安全的，可以保证机组在采暖季的正常运行。

为了防止树脂过快失效，可设置一座容积为1 000 m3左右的缓冲水箱及一个“水水换热器”，凝结水自冷却之后，再进精处理装置中处理。所述的自冷却系统如图2所示。

图2 凝结水自冷却降温系统Fig.2 Self-cooling system of condensate

系统中缓冲水箱为“热缓冲水箱”，防止因水水换热器端差而导致的热平衡紊乱，缓冲水箱主要为温度调节作用，防止凝结水温度剧烈波动。图2中进出水水换热器的温度为原理性示意，因换热器具有一定端差，不可能达到低温介质的出水温度与高温介质的进水温度相等。且需要在缓冲水箱处散失掉一定热量，才能保证进入精处理装置的凝结水不至于超温[18]。

热缓冲水箱的容积以及换热器的端差未经过详细的经济比较，仅是原理性的论述。

虽然该方案增加了投资、增加了凝结水泵的阻力损失且凝结水有热损失，但从机组安全角度来考虑不失为一种可靠的方案。

2.3 其他风险分析

2.3.1 汽轮机厂的制造能力

某350 MW空冷汽轮机的功率曲线如图3所示。该机组的设计背压为14 kPa，阻塞背压为8 kPa；VWO工况，在40 kPa时功率为360 MW，35 kPa时功率为364 MW，可以通过提高该机组在采暖季的功率，降低其在非采暖季的功率，非采暖季降负荷，也可以降低阻塞背压(阻塞背压：在进汽流量和参数一定的情况下，汽轮机的功率随着背压的降低而增加，当背压降至某一值时，功率不会再增加，此时的背压就叫作阻塞背压。在这种工况下，汽轮机末级出口轴向排汽达到临界状态，末级出口压力达到极限值，功率达最大值，热耗达最低值。不同的进汽流量和参数有不同的阻塞背压值)[19]。

图3 某350 MW超临界机组的功率Fig.3 Power of a 350 MW supercritical unit

因此，有适合该技术所需的6～60 kPa安全高效运行的汽轮机，用于高背压供热。

2.3.2 创新最差结果分析

1) 全年热耗是否会较高。空冷机组热耗高的根本原因是冷却构筑物的投资高、冷却效率低(冷却极限为干球温度，大大高于湿冷构筑物的冷却极限-湿球温度)。该技术方式为：夏季为湿冷系统，热耗低于同类型空冷纯凝机组夏季的热耗(甚至可以低于空冷机组在冬季运行时的热耗)；而采暖季最坏的结果是与常规抽凝机组一样的抽汽、凝汽模式运行，但是，由于采暖季常规抽凝机组的低压缸的通流量很低，低压缸的出力仅有14 MW，整个低压缸对机组出力的贡献非常小，而且在背压较低时，背压下降对机组出力的增加非常有限。空冷汽轮机，其120 t/h的乏汽通流量的情况下，阻塞背压也随之下降，出力与常规湿冷汽轮机的抽凝工况相差不大。因此，全年热耗不会比常规的抽凝机组高。

2)机组检修量是否会较高。空冷汽轮机的末级叶片短、强度大、厚度大，而湿冷机组的叶片长，弯扭风险、断折风险更大，而空冷汽轮机的报警背压一般为60 kPa，该技术中的热网循环水以及电厂循环冷却水的温度变化幅度远没有空冷机组剧烈，而且在高背压供热期间，循环冷却水系统处于随时待命状态，可以保证机组安全运行。

3)建设工期是否会延期。该技术中均为常规成熟设备的优化组合配置，使其更加适合“热电联产”机组的实际运行模式，技术有工程实例。

值得说明的是，如为了进一步提升机组的性能，采用双压凝汽器、低压缸转子非对称结构(高压汽室短末叶，低压汽室长末叶)则需要汽轮机厂家在轴系推力、凝汽器隔板、凝结水输移等方面进行专题设计研究，会增加主机设备设计耗时。

3 效益分析

3.1 社会效益分析

3.1.1 降低碳排放，减少雾霾

目前，节能减排形势压力很大，该技术比常规湿冷抽凝机组的优势明显，高背压机组的乏汽可充分利用，采暖供热蒸汽的品质低，属于余热的回收利用。

采用高背压供热方案，保守估计2台350 MW机组年节煤3.8×104t/年，相应的减少碳粉尘2.584×104t/年，减少CO2排放9.472×104t/年，减少SO2排放0.285×104t/年，减少NOx排放0.1425×104t/年，环保效果明显。

3.1.2 降低耗水量，改善生态

2台350 MW常规抽凝机组在采暖季的耗水量为620 m3/h，而高背压供热时，可以节约循环水系统的损失164 m3/h，不仅节省了水资源费(约94万元/年)，更利于水资源的合理分配使用，促进国民经济的可持续发展。

3.2 经济效益分析

3.2.1 按增加供热面积计算

采用高背压供热机组，有189.739 t/h(含主机及小机排汽)的乏汽用于供热，按照焓差2 600 kJ/kg、运行小时数2 880 h计算，多供热量189 739×2 600×2 800/106= 13 812 932 GJ，按照30元/GJ估算，采暖季收益为4 144万元/年。

采暖季：高背压供热机组发电煤耗约为160 g/(kW·h)(保守计算)，运行2 880 h，发电功率按330 MW估算；常规抽凝机组的供热工况的发电煤耗约为195 g/(kW·h)，运行2 880 h，发电功率按280 MW估算(因抽汽供热，低压缸进汽减少，发电不能达到额定功率350 MW)。

非采暖季：空冷汽轮机的热耗按THA工况修正至7 kPa后的热耗为8 000 kJ/(kW·h)(保守计算)折算煤耗约为294g/kW·h，运行2 934 h，发电功率按350 MW估算；湿冷机组按照THA工况修正至7 kPa后的热耗为7 710 kJ/(kW·h)折算煤耗约为283 g/(kW·h)，运行3 345 h，发电功率按350 MW估算。

高背压供热技术：假定1号机为常规抽凝机组、2号机为高背压供热机组。主要因为热网循环水量的限制，很难将2台机组都设为高背压供热。

2号机采暖季发电耗煤量：(160×330 000×2 880+195×280 000×2 880)/106=30.93×104t。

2号机非采暖季发电耗煤量：(294×350 000×2 934+283×350 000×3 345)/106=63.32×104t。

2号机全年耗发电耗煤量=30.93×104+63.32×104=94.25×104t。

1号机采暖季发电耗煤量：(195×280 000×2 880×2)/106=31.449 6×104t。

1号机非采暖季发电耗煤量：(283×350 000×3 345×2)/106=66.26×104t。

1号机全年耗煤量=31.4496×104+66.26×104=97.71×104t。

按照690元/吨的煤价考虑，则高背压技术的年发电收益为690×(97.71-94.25)=2 390万元/年。

综上所述，采用空冷汽轮机高背压供热发电技术比常规的抽凝机组的收益增加4 144+2 390=6 534万元/年。

3.2.2 按供热面积不变计算

电厂建设初期，实际采暖供热面积可能比较小，按照高背压供热和抽凝机组供应相同的采暖热负荷进行经济效益估算如下。

为了便于计算，假定2号机高背压供热机组不抽汽，1号机常规抽凝机组减少抽汽189.739 t/h，1号机在采暖季对应增加出力22 MW考虑(抽凝工况，按照焓降计算，排汽121.156 t/h时，低压缸的出力仅有14 MW)。

1号机的采暖季的发电量增加，使得非采暖季的运行小时数降为3 164 h。

2号机采暖季发电耗煤量：(160×330 000×2 880+195×302 000×2 880)/106=32.166 72×104t。

2号机非采暖季发电耗煤量：(294×350 000×2 934+283×350 000×3 164)/106=61.530 28×104t。

2号机全年耗煤量=32.166 72×104t+61.530 28×104t=93.697×104t。

按照690元/吨的煤价考虑，则高背压技术的年发电收益为690×(97.71-93.697)=2 768.97万元/年。

值得说明的是，非采暖季机组的运行受环境温度影响较大，其煤耗实际为变化值，保守计算，将两台机组中的一台空冷汽轮机的煤耗按294 g/(kW·h)计算，另一台湿冷汽轮机的煤耗按283 g/(kW·h)计算。如按照机组夏季电负荷高峰期出力高考虑，空冷汽轮机的煤耗低于湿冷汽轮机的煤耗。

3.2.3 经济效益分析总结

从上文中的分析可以看出，无论是否有充足的采暖热负荷，设置1台空冷汽轮机，用于高背压供热，均可带来可观的经济收益，主要是由于机组可以在采暖季时多发电(环境温度低时，机组煤耗低)，在年利用小时一定的情况下，非采暖的利用小时数相应缩短，从而降低了全年的煤耗量。此外，抽凝机组所抽五段汽，属于高品质蒸汽，用于加热热网回水，浪费能源。

综上所述，采用空冷汽轮机高背压供热发电联产技术(一台高背压供热，一台常规抽凝)，保守估计，年收益比两台常规抽凝机组增加2 768.97～6 534万元/年。