机组供热技术路线及其影响分析

李国庆，秦 攀，徐 威

（中电华创（苏州） 电力技术研究有限公司，江苏 苏州 215123）

0 引言

到2018 年末，全国发电装机容量已经达到了1 900.12 GW，同比增加6.5%。其中，风电并网发电184.27 GW，比2017 年提高12.4%；太阳能并网发电174.33 GW，较2017 年增长33.7%，新能源发电装机合计358.60 GW，占比18.9%。新能源发电在全国装机容量中占据的份额越来越大，而新能源的不稳定性也对电网的稳定性提出了更高的要求[1-4]。

供热机组灵活性改造日益成为消纳新能源、实现深度调峰的重要手段。供热机组可选择的改造路线多种多样，且侧重点也不同。本文将对压力匹配器、蒸汽减温减压、低压缸零出力等供热技术进行介绍，并分析供热对机组运行的实际影响，为供热机组灵活性改造提供借鉴参考。

1 供热技术路线

1.1 压力匹配器

压力匹配器的工作原理是利用高压蒸汽流经喷嘴产生超音速喷射气流，引射低压蒸汽，使其压力升高到设定值，最后汇成一股蒸汽。压力匹配器按结构可分为不可调节型、可调节型、联调型以及多喷嘴型4 种[5]。

压力匹配器结构简单，可用部分低品质蒸汽替代高品质蒸汽，避免节流降压、喷水减温，经济性较好；但压力匹配器变工况性能较差，当高压蒸汽和低压蒸汽混合时，可能会发生高压蒸汽串入低压蒸汽的风险，且设备噪声大，要设置降噪罩壳。

1.2 蒸汽减温减压

减温减压装置是置于蒸汽母管和供热母管间的设备，利用节流降压、喷水减温，把高品质蒸汽参数降低至供热需求值[6]。限制供热机组调峰低限的主要条件是机组的最小安全容积流量，抽汽供热机组运行在最小发电出力情况时，其最小安全容积流量是个定值，如果供热需求增加，抽汽量升高，则最小发电出力也升高。发电的蒸汽量不会被供热的蒸汽量影响，仅受限于最小冷却蒸汽量，从而实现热电解耦。

蒸汽减温减压技术的主要优势是技术成熟，安全性高；系统简单，布置方便；控制精准，便于输出。然而对于高品质蒸汽，减温减压会导致熵增加，不可用能增加，经济性较差。

1.3 低压缸零出力

“低压缸零出力”又叫“低压缸切缸”，指的是中压缸排汽全部通过供热管道引出，仅保留少量的冷却蒸汽进入低压缸，带走转子叶片与内部工质摩擦产生的热量，从而实现低压缸不做功、零出力的工作方法[7]。低压缸零出力增加了机组深度调峰的能力，机组可以在抽、凝、背3 种运行方式下灵活切换，但改造的同时会导致高真空、低流量下的低压缸安全性问题（如叶片超温、水蚀、颤振） 等。

1.4 光轴改造技术

光轴机组结构如图1 所示，蒸汽经过中压缸后全部用于供热，而低压部分不存在叶片，只保留主轴。由于这根转子仅有主轴而没有叶片，因此称为“光轴”。光轴不但需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。机组在供暖期间以光轴方式工作，在非供暖期处于正常凝汽工况。光轴技术改造之后不存在低压转子叶片，蒸汽的焓值不会降低，供热效果明显提高[8]。

光轴技术能最大限度地回收利用排汽热，使电厂的采暖能力增强，但对轴的要求较高；本体改动大，改造成本高，而且需要停机进行转子切换；调节手段单一，负荷随外网热负荷而变化；鼓风加热明显。

1.5 高背压 （低真空） 改造技术

高背压供热是指在较高的背压下以排汽方式进行采暖的技术。机组高背压运行时背压压力升至50 kPa 以上，凝汽器的真空度降低，使得凝结水温度达到80～85 ℃，热网循环水出入水温依次为50 ℃及80 ℃左右。对于供热参数要求较高的机组，单纯提高背压无法满足热网循环水温度需求，因此除高背压（低真空） 改造外还需要进行其他技术改造，主要有单转子、双转子互换以及双背压3 种改造技术。单转子技术适用于夏季纯凝负荷不大、供热期供热量大的情况；双转子切换方式指在采暖期使用高背压转子，非供热期再恢复原装配的转子进行正常纯凝运行，避免机组出力以及效率受到影响；双背压改造技术适用于有2 个低压缸的直接空冷机组[9]。

高背压技术主要优点是余热利用，经济效益高；充分利用低品位热质，适合大流量、低热值供热；机组以背压方式运行，冷源损失小，效率高。其主要缺点有投资较大（很多需要设置小背压机），对供电有显著影响；灵活性较差，要求有一定规模且稳定的热负荷，以热定电；检修维护量较大。

1.6 热泵技术

吸收式热泵原理以机组的抽汽作为动力，回收循环水余热（低品质），用于热网水升温。该方式下的高品质热量包括利用的抽汽热量以及回收的循环水余热。热泵技术的优点是运行方式简单灵活，适用于温度需求不高的大流量供水，在生活采暖方面有较明显的经济收益。另外，部分循环水还能够进入冷却塔冷却，不需以热定电运行，对机组出力影响小，增加了一个热源点，对供热安全性有一定提升。其缺点是需新建厂房，占地面积较大，投资较大[10]。

1.7 储能技术

1.7.1 蓄热罐供热

蓄热罐按照冷水、热水的分层原理设计和工作，结构如图2 所示。当电网用电负荷高、供热负荷低时，将机组多供的热量储存起来；当电力负荷较低时，储热装置可将储存的热量释放出来满足供热需求，从而降低机组发电负荷。采用蓄热罐方案，扩大热点联产机组的运行负荷变化范围，使得机组在电负荷高热负荷低的白天进行热水储能，夜间用电负荷低供热负荷高时，用储能系统进行供热调峰，可以在保证供热负荷的情况下，提高机组运行的灵活性，使得热电联产机组参与调峰成为可能[11]。

1.7.2 固体蓄热电锅炉

在电网低谷调峰时段或风力发电的弃风电时段，接通高压开关，高压电发热体（电阻） 将电能转换为热能，同时被高温蓄能体吸收。固体蓄热块利用控制柜与热交换器相连，调整变频风机，可以实现热交换器连续不断地把固体蓄热块中的热量传递至热网循环水中[12]。

1.7.3 电极锅炉

电极锅炉的工作介质是具有电导特性的水，水的热阻比较大，能够把电能转换为热量。电极锅炉的介质参数和汽轮机抽汽参数相同，利用换热装置与热网循环水相连，达到汽轮机抽汽和电极锅炉匹配工作的要求[13]。

2 供热对机组运行的实际影响

2.1 对机组轴向推力的影响

机组的轴向推力是由压差造成的，这些压差存在于转子、轴封以及平衡活塞等部位，如果机组的工作介质参数变化后，各部位的压力差也会随之改变，导致轴向推力改变。比如，用高排抽汽供热，使得机组的正向推力降低，会导致整体的轴向推力趋于负值。要使机组安全稳定工作，不存在碰摩事故，就必须确保机组在正常工作时保持相当的正向轴向推力[14]。

2.2 对高压缸的影响

高排抽汽供热方式，使得抽汽部位周围隔板以及叶片的压力差变大，导致隔板承受的应力变大以及动叶的弯曲应力变大，因此高排抽汽供热需要将这些部件的强度考虑在内。在该供热方式下，高压缸末级叶片成了整个机组通流部分中最脆弱的部分，弯曲变形会最先达到极限。在此情况下，需保证高压缸排汽压力大于安全值。

2.3 低压末级鼓风问题

高排抽汽供热方式下，进入中压缸和低压缸的蒸汽减少，此时可能出现冷却流量不足现象。因为某一负荷下存在一个安全运行的最大抽汽量，如果在此工况下继续增大抽汽量，剩余的蒸汽流量将无法冷却叶片鼓风生成的热量，会增大叶片的应力；而低压缸叶片比中压缸叶片和高压缸叶片长，且越往后叶片越长，鼓风产生的热量越多，受高排抽汽影响越大[15]。

2.4 机组甩负荷安全性问题

甩负荷是热电联产机组安全稳定运行的最大威胁，因为机组容量越大其转子容积时间常数越小，但热电联产机组甩负荷后不利容积增加，动态超调量增加，一旦供热管路的阀门无法正常闭合，供热蒸汽会被反吸入汽轮机，造成更加严重的超速后果。所以，热电联产机组为了增加安全性，通常设置多层保护措施，抽汽供热管路上不但有逆止阀和截止阀，还设置调节阀，该调节阀具有响应迅速的特点，机组一旦发生甩负荷，逆止阀和调节阀会迅速响应，降低不利容积的危害。

2.5 对补水除氧系统的影响

对居民供暖情况下，热网加热闭式循环，介质损耗较少；工业供热情况下，仅有不到1/5 的工质被回收，或者由于工质不达标而外排，为了维持供热系统的稳定工作，就需补充大量的除盐水。标准状况下除盐水的含氧量在8 000×10-9g/mL左右，而补给水的含氧量在7×10-9g/mL 左右，两者数值相差较大。大量补水会使凝结水的含氧量大幅增加，增加设备的氧化速度，影响换热效果，因此在补水进入循环之前需进行除氧操作。

2.6 锅炉受热面影响

抽汽供热对锅炉受热面的影响主要有两方面。第一，对于高压抽汽供热机组，因为是以冷再蒸汽作为热源，经过再热器的介质流量减少，汽轮机负荷不改变情况下会使再热器壁温升高，大大增加了管道的疲劳损耗；第二，如果汽轮机负荷不变，而抽汽流量增大，会引起煤耗和烟气流量的改变，增加的烟气流量会增加屏式过热器的传热，严重时会使壁温超限，并引起减温水量增加[16]。

3 结束语

供热机组灵活性改造的方法很多，但每种技术针对的问题不尽相同，在供热机组灵活性改造方案选择时，需根据自身机组的实际情况以及电负荷、热负荷、改造成本、运行收益等情况进行综合考虑。