330 MW燃煤机组工业供热中增加背压式汽轮发电机组的改造

2020-11-27周传文

发电设备 2020年6期

许啸, 唐磊, 周传文, 杨锐

(中国能源建设集团湖南省电力设计院有限公司，长沙 410096)

随着国内环保压力逐步增大，企业自备锅炉存在效率低、安全隐患大、管理不集中以及环保监控不全面等问题，不符合目前国家产业政策。集中式供热能满足企业的用热需要，同时又能有效降低能源消耗和污染物排放，是提升企业经济效益和社会效益的有效途径[1-2]。

国内某电厂有4台330 MW亚临界、一次再热、凝汽式燃煤机组，并设有1条蒸汽供热管道(1.4 MPa、400 ℃、180 t/h)向电厂周边用热企业提供工业用蒸汽。电厂只能通过高温再热蒸汽减温减压的方式来满足用热企业所需的蒸汽参数和流量要求，系统运行经济性较差。为落实相关国家政策，预计到2020年底该电厂对外供热量将增加到380 t/h，若仍采用高温再热蒸汽减温减压的对外供热方案，将进一步加剧电厂蒸汽“高品低用”的情况，造成大量能源浪费。在对外供热蒸汽系统中采用背压式汽轮机(简称背压机)代替减温减压器，能有效回收蒸汽余压余热，实现能源的梯级利用[3-5]。

因此，该电厂对2台330 MW机组供热系统进行改造，增设背压机代替减温减压器作为供热的常规方式，原减温减压器作为供热的备用手段。此次改造实现供热蒸汽的能量梯级利用，大幅度降低了机组的供电煤耗，使机组经济指标达到先进水平，实现电厂的经济效益、社会效益以及环保效益“三赢”。笔者对该电厂背压机工业供热改造及类似项目提出设计及运行的重点，并进行综合经济分析。

1 工业蒸汽供热改造方案及节能分析

1.1 工业蒸汽供热系统改造方案

不同于采暖供热机组，工业蒸汽供热有着热负荷波动大、供热蒸汽参数高、供热蒸汽流量大等特点。选择合适、科学的供热改造方案能有效合理地提高电厂的能源利用率和经济效益。常规的供热改造方式有4种：汽缸或管道开孔抽汽直接供热，增设压力匹配器，增设减温减压器，增设背压机。

1.1.1 汽缸或管道开孔抽汽直接供热方案

汽缸或管道开孔抽汽适用于主机运行稳定、抽汽流量较低的供热改造工程，该方案有造价低、系统简单等优点。但是当供热抽汽量较大时，汽缸或管道开孔难以实现。主机负荷不稳定时为了能满足用热企业对蒸汽参数的要求，需要选用高于供热蒸汽压力的抽汽级开孔，在主机正常运行时工业抽汽会产生节流损失造成能量浪费。

1.1.2 增设压力匹配器方案

采用压力匹配器[6-7]可以减少高品位能量的损失，同时满足末端用户蒸汽参数的需求，适合流量大、负荷稳定的供热工况。但是该方案对负荷稳定性要求较高，当出现高、低压蒸汽压差不在压力匹配器适用范围内时，压力匹配器将无法有效地混合蒸汽。

1.1.3 增设减温减压器方案

再热系统增设减温减压器对外供热对于供热流量变化适应性强，能匹配绝大多数的高中压工业蒸汽供热需要，且对原发电机组影响较小。但是该方案通过喷水和节流强行将高品质蒸汽降低到供热参数，极大地造成能量的浪费，一般仅用作为紧急备用措施或调峰手段。

1.1.4 增设背压机方案

在供热蒸汽管道上配套1台背压机，利用主机的高温再热蒸汽驱动，背压机排汽匹配供热参数。该方案能充分利用高温再热蒸汽的余热余压，对于高参数机组、大流量、低参数供热项目具有较明显的优势。

1.2 能量损耗分析

针对该电厂供热蒸汽流量大、参数高等特点，适用的供热改造方案有增设压力匹配器方案、增设减温减压器方案和增设背压机方案。虽然供热改造提高了机组能源利用效率，但是供热系统中不可避免地存在蒸汽的“高品低用”情况，导致能量损耗。

1.2.1 增设压力匹配器方案

压力匹配器高压蒸汽拟采用高温再热蒸汽(3.588 MPa、541 ℃)，低压蒸汽拟采用中低压连通管蒸汽(0.92 MPa、368 ℃)，引射系数为1.57，则高压蒸汽质量流量qm1=70 t/h，低压蒸汽质量流量为qm2=110 t/h。

可用能E的计算公式[8-9]如下：

E=(h1-h0)-T0×(s1-s0)

(1)

式中：h1为蒸汽比焓，kJ/kg；h0为环境状态下蒸汽比焓，kJ/kg；T0为环境温度，K；s1为蒸汽比熵，kJ/(kg·K)；s0为环境状态下蒸汽比熵，kJ/(kg·K)。

计算得出：高压蒸汽可用能E1=946.3 kJ/kg；低压蒸汽可用能E2=568.8 kJ/kg；供热蒸汽可用能E3=645.5 kJ/kg。

单位时间的可用能损失ΔE的计算公式如下：

ΔE=qm1×E1+qm2×E2-qm3×E3

(2)

式中：qm3为供热蒸汽质量流量，t/h。

计算得出：采用增设压力匹配器方案，ΔE=12.62 GJ/h，全年能量损失为88 344.1 GJ。

1.2.2 增设减温减压器方案

采用增设减温减压器方案需要抽取高温再热蒸汽165 t/h，减温水采用凝结水，需要15 t/h。根据第1.2.1节计算公式可得，该方案ΔE=39.94 GJ/h，全年能量损失为279 600 GJ。

1.2.3 背压机方案

采用增设背压机方案，背压机本身基本不存在能量损失，仅需要在排汽口加装用于调整温度的减温器，背压机在给定工况下的排汽参数为1.4 MPa、 449 ℃，此时需要减温水7 t/h。根据第1.2.1节计算公式可得，该方案ΔE=6.7 GJ/h，全年能量损失为47 151 GJ。

1.2.4 分析汇总

3种供热方案具体分析见表1。

表1 3种供热改造方案比较分析表

综上所述，3种供热改造方案在技术方面对于大流量工业蒸汽供热改造各有优势。增设背压机方案虽然受占地、投资等因素影响较大，但是其节能效果尤为明显，经济收益良好，因此该电厂工业蒸汽供热改造采用增设背压机方案。

2 330 MW机组背压机供热改造设计

2.1 设计原则

(1) 满足原用户和新增用户蒸汽参数要求，可完全取代原减温减压器并留有余量。

(2)主机本体不做较大改动，汽缸末级叶片强度[10]等改动应得到主机制造厂许可。

(3) 管线布置不影响原设备的运行和检修维护。

2.2 热力系统设计

增设的背压机布置在该电厂2台330 MW机组汽轮机房固定端外新建的双层背压机房内。抽取该2台330 MW机组高温再热蒸汽共同驱动1台20 MW背压机，其排汽接入厂内分汽缸，用于对外供热。背压机原则性热力系统图见图1。

G—发电机；M—电动阀。

背压机不设旁路，原减温减压器热备用作为背压机跳闸时的备用汽源。汽轮发电机组发出的电接入2台机组6 kV厂用电系统。

2.2.1 主机技术条件

新增背压机为下排汽，单轴、单缸、反动式背压机，运行方式为滑压运行，以热定电，进汽方式为全周进汽、节流调节方式，主要参数见表2。

表2 背压机主要参数

表2(续)

背压机采用QF20-2型空冷发电机，无刷励磁，发电机主要参数见表3。

表3 背压机发电机主要参数

2.2.2 主机负荷与背压机运行工况

该工程为高背压供热，主机所能提供的蒸汽压力直接影响到背压机的出力，该机组进汽质量流量、输出功率与进汽压力的关系曲线见图2。

图2 背压机进汽质量流量、输出功率与进汽压力的关系曲线

在背压机选型时根据供热负荷和主机运行负荷拟定了数个工况，由于背压机进汽压力随主机热段压力变化而变化，因此背压机采用滑压运行方式。背压机设计以2台主机在240 MW，进汽参数为2.4 MPa、538 ℃、222.2 t/h，背压机发电机端出力为8 MW作为机组的设计工况、额定工况和性能考核工况；以2台主机在315 MW，进汽参数为3.3 MPa、538 ℃、347.1 t/h，背压机发电机端出力为20 MW作为机组的最大能力工况。根据历年主机负荷和供热负荷的变化情况拟定了其他变工况和单主机运行工况，见表4。

表4 主机负荷与背压机运行工况分析表

2.2.3 背压机进汽系统

背压机进汽管道采用2-1-2布置方式，由2台机组分别抽取一部分高温再热蒸汽合并后接至背压机的2个主汽阀进口。为保证2台机组再热蒸汽压力匹配，支管在并入母管前设有调节阀。

2.2.4 背压机排汽系统

背压机排汽管道从2个排汽口接出，经减温后分别接至分汽缸。排汽管道止回阀前设有安全阀，止回阀设有暖管旁路。

2.3 背压机启动方式研究

背压机汽源为2台330 MW机组的高温再热蒸汽，需要电厂主机稳定运行后才能启动背压机，待背压机排汽压力满足要求后再对外供热。此时高温再热蒸汽温度高达535 ℃，强行暖机将对背压机寿命造成影响。根据已有情况，采用分汽缸蒸汽倒暖方式：稍开排汽电动阀、打开排汽逆止阀旁路电动阀，使分汽缸蒸汽倒流入汽缸；通过控制背压机本体疏水阀开度控制温升；当汽轮机本体各部分温度满足要求即可退出倒暖。

进汽管道通过开启高温再热蒸汽段至背压机进汽段管道疏水及背压机主汽阀阀壳疏水进行暖管。采用高温再热蒸汽段至背压机进汽段电动阀控制暖管速度。

背压机在热态启动时(即汽轮机转子温度大于204 ℃)，可省去机组暖机过程，需要注意选择投用轴封冷却风机的时机，若未出现轴封冒汽的现象，应在机组带负荷后投用，防止冷空气通过启动排汽阀倒入汽轮机，否则应严密监视汽轮机缸温变化。其他过程和背压机冷态启动相同。