小容量高参数背压机组在小型燃煤热电厂的应用

吴剑恒

（1福建省福能龙安热电有限公司 福建福鼎 355208；2（集美大学）福建省清洁燃烧与能源高效利用工程技术研究中心 福建厦门 361021）

0 引言

在电力产能过剩、环保压力加重的形势下，为提高全厂燃料利用效率、降低企业运行成本、提升核心竞争力、实现绿色低碳高质量发展，满足 《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020 ）》（发改能源〔2014〕2093 号）和《全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造工作方案》（环发〔2015〕164号）的要求，一些300 MW、600 MW甚至1000 MW纯凝机组陆续改造为热电联产机组，大型燃煤电厂趋于热电联产化，并采用长输热网技术扩大供热半径。李秉正等[1]分析国内首台超临界600 MW抽凝汽轮机组用于工业供热的安全性和经济性；张骞等[2]介绍超超临界1 030 MW纯凝机组进行高压供汽改造的6种方案。自从国务院《关于发布政府核准的投资项目目录（2014年本）的通知》（国发〔2014〕53号）将“企业投资燃煤背压热电项目核准”审批权从国家发展和改革委下放到省级政府投资主管部门核准后，以背压机组为主的中小型燃煤热电厂得到快速发展[3]，并向高温高 压及以上参数发展；江 海 林等[4]介 绍嵊州新中港热电厂率先建成高温高压130 t/h CFB锅炉和18 MW背压机组、国内首台高温超高压150 t/h CFB锅炉和20 MW背压机组的节能、环保等情况；吴剑恒[3]介绍带低真空回热的新型背压式汽轮机的技术特点和高温超高压19.1 MW新型背压式汽轮机组在福能龙安热电厂的应用效果；王志峰[5]研究传统50 MW机组（维持锅炉额定蒸发量220 t/h不变）新蒸汽参数从8.82 MPa/535℃提高到12.0 MPa/625℃的可行性和经济性；陈耀东等[6]介绍以嵊州新中港热电厂为代表的浙江部分热电厂将中压、次高压机组改造为高温高压、超高压机组的成功经验，优化全背压机组配置使背压机组负荷率长期高于80%运行，成为与燃气可比的中国特色燃煤环保热电分布式能源；赵长红等[7]研究4个典型地区新建燃煤背压机组的经济性，认为影响机组内部收益率的主要因素是当地燃煤价格。以上均是建设经验、运行情况的总结，而对小容量（装机容量不大于50 MW）高参数（高温高压及以上参数）背压机组的理论研究和经济分析较少。本文从热力学原理着手，研究影响汽轮机效率的因素，分析比较中压、次高压、高压、超高压、亚临界等参数的特性，重点比较高压、超高压机组的优缺点，从理论、技术、制造、经济等方面探讨小容量高参数背压机组的可行性和合理性，介绍小容量高参数背压机组在小型燃煤热电厂的应用实践及其效果，为建设小容量高参数背压机组提供切实可行的理论依据和实践佐证。

1 理论可行性

根据热力学原理[8]和水蒸汽性质[9]，提高新蒸汽参数和降低排汽参数均可提高汽轮机组的容量和效率。分散型工业园区内的热用户主要应用饱和水蒸汽发生相变释放出来的汽化潜热为设备/工艺提供热源并利用水蒸汽相变过程温度不变的特性来实现温度精确控制[10-11]，为园区集中供热的背压机组排汽压力由热用户生产工艺的最大用汽压力加上热网阻力确定，供汽温度一般为该供汽压力对应的饱和温度加上20～40℃的过热度。

根据热力学卡诺循环和水蒸汽朗肯循环原理[8]，提高新蒸汽温度与压力均为提高汽轮机效率的有效途径，其中提高新蒸汽温度是最直接、最高效的途径，且温度提高对机组效率的贡献高于压力提高对机组效率的贡献[12]。提高新蒸汽温度，必须提高蒸汽系统受热面及管道所用金属材料的耐高温性能，即需减少价格较低的铁素体钢的使用比例、增加价格高的奥氏体钢的使用比例，甚至使用价格昂贵的镍基高温合金，导致建设成本增加，且依赖于高温金属材料的发展水平；因此，提高新蒸汽温度需权衡建设成本增加与全厂燃料利用效率提高所带来的收益。维持新蒸汽温度不变、仅提高新蒸汽压力时，只需提高承压受热面及管道的强度，仅增加管道壁厚而无需改变其材质，但受热面金属消耗量呈指数关系增加[12]，投资也随之增加。所以，需综合考虑技术可行性和经济合理性，按一定比例同时提高新蒸汽压力和温度，合理选择与优化配置机组的新蒸汽参数，见表1[12-15]。随着材料技术的进步和加工工艺的提升，现役机组容量已远远低于推荐容量，如嵊州新中港热电厂1×20 MW＋1×15 MW高温超高压背压机组已运行8年多，福能龙安热电厂1×17 MW＋1×19.1 MW高温超高压背压机组和石狮热电厂1台20 MW高温超高压抽汽背压机组均已运行3年多，节能效果和经济效益均十分显著，表明小容量背压机组向高参数发展并经受多年的实践验证。

2 技术可行性

我国是一个“多煤少油缺气”的国家，决定了以煤炭为主要一次能源的能源消费方式。2019年煤炭消费量占能源消费总量的57.7%，也决定了燃煤电厂处于主导地位的格局。2019年我国6MW及以上煤电机组容量为1 040.63 GW，占全国全口径装机容量2 010.66 GW的51.8%，并向大容量、超临界和超超临界参数快速发展，1 000 MW超超临界机组的总数量居世界第一[16]。同时，我国在超临界和超超临界机组的设计、制造、安装和运行方面也积累大量、丰富的经验，拥有完善的设计体系、先进的制造装备和工艺技术[12]。对于小容量高参数背压机组，需重点考虑提高新蒸汽参数后的锅炉受热面优化布置、汽轮机设计制造等。

由水和蒸汽的性质[9]可知：随着压力升高，水蒸汽饱和温度升高，饱和蒸汽总焓值略微升高，汽化潜热降低，不同参数锅炉各受热面吸热份额见表2。

从表2可知，随着新蒸汽参数的提高，蒸发吸热份额不断降低，过热吸热份额逐步提升。提高新蒸汽参数，锅炉需要布置更多的过热器受热面。借鉴大容量高参数锅炉[17]的经验，优化汽水介质流程、锅炉受热面布置，将屏式过热器作为中温过热器布置在炉膛上部，蒸汽流程为：锅筒→汽冷式旋风分离器（CFB锅炉）→包墙过热器→低温过热器→一级喷水减温器→中温（屏式）过热器→二级喷水减温器→高温过热器→集汽集箱。以高温超高压CFB锅炉为例，可在炉膛上部布置12Cr1MoVG/GB5310材质的中温屏式过热器，尾部竖井烟道布置包墙过热器 （材质20 G/GB5310或15CrMoVG/GB5310）、高温对流过热器（大部分材质为12Cr1MoVG/GB5310，出口部分为P91）、低温对流过热器 （材质20G/GB5310或15CrMoVG/GB5310），使超高压锅炉整体布置、高度与高压锅炉基本一致，锅炉成本增加不大[18]。

小型热电厂背压机组的容量一般不大于50 MW，进汽量不大于300 t/h。提高汽轮机进汽参数，将降低进汽的比容（见表3）、减小汽轮机的容积流量，可通过增加转速或减小节径的方式来缩小通流面积，以保证小容量高参数背压机组的效率[15]。

从表3可知，在排汽压力0.78 MPa的情况下，提高新蒸汽参数，背压汽轮机组的通流效率提高、蒸汽焓降增大、发电能力增加。与高压机组相比，新蒸汽温度同为535℃的超高压、亚临界机组的新蒸汽焓值分别降低43.8 kJ/kg、86.2 kJ/kg，但蒸汽焓降分别增加54.5 kJ/kg、84.0 kJ/kg，汽轮机通流效率分别增加1.82%、2.74%，单位质量蒸汽发电功率分别增加15.1 W/kg、23.3 W/kg。因此，在同等锅炉容量、相同给水温度的条件下，锅炉耗煤量减少、机组发电量增加，经济效益非常可观。同时，随着新蒸汽压力的提高，单位发电功率汽耗率减少且斜率逐渐减缓，排汽温度不断降低且降幅逐步增大，排汽过热度减小，排汽焓值降低。需根据热用户用汽的流量、压力、温度等选择经济合理的新蒸汽参数，使背压机组的排汽参数尤其排汽温度尽可能匹配（略高）用户参数，以最大限度将蒸汽焓值转化为高品质的电能。这也是中压、次高压机组改造为高温高压、超高压机组取得低能耗、高效率、高效益的主要原因。

表2 不同参数锅炉各受热面吸热份额

表3 不同参数背压汽轮机组技术参数对比

3 经济合理性

小容量背压机组采用高参数，在降低生产成本、提高售电收入、增强企业竞争力的同时，较复杂的热力系统需增加初投资、提升给水品质，提高运行、维修人员技术素质和技能水平，增加运行、维修费用，安全要求也高。因此，本文侧重比较高温高压背压机组与高温超高压背压机组的经济合理性，见表4和表5。需要说明的是，供热能力、压力、温度均相同且满足工业园区热用户生产需要，锅炉效率取91%，管道效率取99%，用常规超临界燃煤机组供电标煤耗限值288 g/kWh计算超高压背压机组多供电量的经济性指标。若用2019年我国6 MW及以上煤电机组的供电标煤耗306.4 g/kWh[16]计算，则经济效益更佳（见表4和下段括号中数据）。

表4 高温高压背压机组与高温超高压背压机组的经济指标比较分析表

从表4可知，在供热量相同的条件下，由于高温超高压背压机组将更多的蒸汽焓值转化为高品质的电能，需要消耗煤量来弥补排汽温度较低所带来的供热量减少；与高温高压背压机组相比，2个项目采用高温超高压背压机组可分别增加供电量64.47 GWh/a、41.90 GWh/a，供电标煤耗率分别降低15.65 g/kWh、7.70 g/kWh；计算补偿电量后，高温超高压背压机组可节省标煤 13.8（15.0） kt/a、5.8（6.6） kt/a，全厂燃料利用效率分别提高 2.77%（3.00%）、1.90%（2.15%），节能效果、经济效益和社会效益均十分显著。

从表5可知，高温超高压背压机组的初投资虽然略高，却在1年多可收回，长期运营经济效益更佳。

4 应用情况

我国小型热电厂背压机组趋向小容量高参数，浙江部分热电厂在21世纪初普遍采用次高压机组，再逐步采用高温高压、超高压参数，即满足污染物超低排放、又实现节能高效。嵊州新中港热电厂2004年建成1套高温高压130 t/h CFB锅炉和18 MW背压机组，2011年建成1套高温超高压150 t/h CFB锅炉和20 MW背压机组，2012年将原有机组改造为1套高温超高压95 t/h CFB锅炉和15 MW背压机组，创造了供电标煤耗率159 g/kWh的优异业绩，正在建设1套亚临界再热220 t/h CFB锅炉和40 MW背压机组；石狮热电厂2014年建成1台高温超高压145 t/h CFB锅炉[19]，2017年建成1台高温超高压20 MW抽汽背压机组，2019年度的燃料综合利用率达到86.5%，正在建设1套高温超高压240 t/h CFB锅炉和35 MW新型背压式汽轮机组；福能龙安热电厂2017年投运高温超高压17 MW背压机组、19.1 MW新型背压式汽轮机组，2019年度的燃料综合利用率为85.8%；晋南热电厂2020年投运2台高温超高压30 MW抽汽背压机组；漳州市角美、莆田市东峤正在分别建设高温超高压150 t/h CFB锅炉和配套背压机组。以上机组的实际运行（或设计）发电标煤耗均小于168 g/kWh、供热标煤耗均小于38.4 kg/GJ，全厂燃料利用效率大于84%，为当地的节能降耗、污染物减排、清洁生产和区域可持续、高质量发展起到积极的作用。

表5 高温高压背压机组与高温超高压背压机组的投资与收益比较分析表