火力发电厂330 MW纯凝汽式机组供热改造研究

翟博

（内蒙古大唐国际托克托发电有限责任公司，内蒙古 呼和浩特 010000）

近年来，随着社会的不断发展，城市规模逐步扩张，新的建筑不断扩建，导致中国大部分地区，尤其是北方城市供热负荷需求大幅度增长[1]。然而，原有的供热机组所能提供的最大供热负荷，已难以满足城市的发展和人们的需求[2]。虽然可以通过新建或扩建供热热源来缓解这一问题，但是考虑到环保、成本、扩建场地等多方面原因，国家并不鼓励热源的新建及扩建。加之目前发电机组过剩，许多发电机组不能满负荷运行，甚至部分发电机组处于停机状态，因此将现有的发电机组改造为热电联产机组势在必行[3]。

中国凝汽式汽轮机改造为供热机组的案例最早可以追溯至20世纪70年代，由于当时经济水平相对落后，对热源需求较少，因此相应的改造案例较少。近年来随着经济水平的提高，人们对热负荷的需求也不断提升，掀起了纯凝机组改供热机组的浪潮。加之目前机组“大容量、高参数”的特点，供热改造的机组不仅仅局限于中小型机组，30万kW、60万kW甚至100万kW机组也在进行供热改造。目前纯凝机组改热电联产机组的方案主要有纯凝机组改背压供热方案、纯凝机组打孔抽汽供热改造方案、纯凝机组改低真空循环水供热方案[4-7]。其中纯凝机组打孔抽汽供热改造方案又分为调整抽汽和非调整抽汽2种[8]。

针对纯凝机组改供热机组的方案，国内外诸多专家在经济性、可行性和安全性方面做了深入研究，取得了较多成果。但每个改造方案均具有明显的特点，而每个机组运行状况不同，因此不具有普遍性。本文以某330 MW纯凝燃煤机组为例，结合机组运行参数及有关技术指标，通过现场试验，对机组供热改造后试验数据分析进行探讨，为该类机组实施供热改造提供参考依据。

1 改造方案

1.1 改造前机组概况

某电厂2×330 MW纯凝机组于2005年投产发电，机组型号为亚临界、一次中间再热、单轴、三缸双排汽、冷凝式汽轮机组，其主要参数如表1所示。

表1 改造前330 MW纯凝机组基本参数

1.2 供热系统

根据热负荷调研，主要用于该地区居民和企事业单位集中供热，综合采暖设计热指标为51.2 W/m2。为了能够保证用户供热效果，减少工程投资，降低运行成本，提高系统运行的安全可靠性，本工程供热系统主要采用三级管网系统。其系统构成为电厂供热首站→中继热力站→用户热力站→用户。结合国家有关规定及该地区供热实际情况以及当地用户需求，最终确定本项目供热介质为高温热水。

1.3 汽轮机改造方案

本次供热改造的重点是将原有的纯凝机组改造为供热机组，综合考虑节能效益、经济效益、安全效益、环保效益方面，最终确定在中低压缸连通管上打孔抽汽供采暖用汽，抽汽为可调整抽汽。

具体改造方案如下：①在中低压缸连通管上打孔抽汽，抽汽为可调整抽汽；②连通管重新设计，增设液控蝶阀，在连通管上蝶阀前加装抽汽管；③抽汽管路上设置1个气动逆止阀和1个快关阀；④对必需的机组控制系统进行相关改造。

为解决连通管段之间因热受力产生的膨胀，采用波纹膨胀节式连通管，通过波纹膨胀节的柔性来吸收热膨胀。连通管所受弯矩的大小，取决于膨胀节的柔性。同时为解决波纹膨胀节由内压而引起的巨大轴向力，需要在连通管上增加一组相同波数的膨胀节。

在安全性上，充分考虑到抽汽对中压缸末级叶片的影响，在叶片允许的承受范围之内，并保证了低压缸最小进汽流量，所以额定抽汽量为300 t/h，最大抽汽量为400 t/h是安全可靠的。

改造后，每台机组的采暖供热能力预期为300 t/h，正常供热时，单台机组共抽汽270.4 t/h，可满足3.558×106m2的供热面积，供热量为184.1 MW。如果其中一台机组故障时，另一台机组可满足100%的供热负荷需求。改造后单台机最大供热面积可达约7.98×106m2，即408.5 MW的供热量。

1.4 改造后机组概况

改造后330 MW调整抽气机组基本参数如表2所示。

表2 改造后330 MW调整抽气机组基本参数

1.5 汽轮机性能试验

机组性能试验参照GB 8117.2—2008《电站汽轮机热力性能试验验收规程》进行。水和水蒸汽以及其他性能参数将采用工业用水和水蒸汽热力性质计算公式IAPWS-IF97计算得到。流量测量主要参照国家标准GB/T 2624—2006《用安装在圆形截面管道中的差压装置测量满管流体流量》。分别测得机组改造后供电负荷为285 MW、250 MW和165 MW的工况下抽汽量分别为100 t/h、125 t/h和200 t/h的抽汽量下的机组参数。

2 试验数据分析

2.1 机组热耗变化特性

3种试验工况不同供热抽汽量下的热耗如图1所示。从图1中可以看出，在机组负荷不变的情况下，随着供热抽汽量的增大，热耗反而降低；在机组供热抽汽量不变的情况下，随着机组负荷的降低，热耗反而升高。

图1 采暖抽汽流量与热耗的关系

这是由于发电负荷和供热抽汽量的变化会导致热电比的变化，进而对热耗产生一定的影响。抽汽凝汽式汽轮机产生的电量可以认为由机组抽汽部分发电和凝汽部分发电2个部分组成。当机组发电负荷固定的情况下，供热抽汽量增大，系统补水量也会增加，这会造成发电量增加，如果生产运行时发电量固定，机组抽汽部分发电份额增大，则机组凝汽部分的发电份额就可以减少，机组热电比增大，最终使机组热耗降低。当供热抽汽量固定的情况下，发电负荷的降低，最终导致了机组热耗降低。

2.2 机组汽耗变化特性

3种试验工况不同供热抽汽量下的汽耗如图2所示。从图2中可以看出，在发电负荷不变的情况下，随着供热抽汽量的增大，汽耗随之增大；在供热抽汽量相同的情况下，随着发电负荷的升高，汽耗反而降低。汽轮机汽耗的影响因素有很多，比如蒸汽压力、蒸汽温度以及凝汽器真空度等。当汽轮机蒸汽压力降低，而其他运行条件不变时，机组做功能力降低，为了维持负荷和转速，汽轮机进汽流量势必要增加，并且还会造成非调节级各级级前压力升高，而蒸汽在末级叶片中焓降增大，因此末几级的负荷就会增加。若蒸汽压力降低较多时，汽轮机的的叶片应力以及转子承受的压力就会急剧增大，发生断叶片的可能性就会增大，同时增大汽轮机的汽耗量，末几级过负荷最为严重，轴向推力也相应增大，甚至超过轴承的承载能力。

图2 采暖抽汽流量与汽耗的关系

当蒸汽温度发生变化时，同样会对汽耗发生影响。提高蒸汽温度，相同压力下的单位质量的工质循环净功增大，循环热效率提高，汽耗降低，对整个装置有利。当蒸汽压力不变时，蒸汽温度降低，焓降就会减少，导致蒸汽做功减少，汽轮机汽耗增加，增大末几级的叶片的冲蚀，威胁机组的安全运行。

汽轮机内的凝汽器真空度升高，会使排汽压力和排汽温度同时降低，汽轮机的冷源损失就会减少。真空度越高，蒸汽中的热能转变为机械能的效率就越高，从而使汽耗量减少。如果真空度降低，就会导致排汽压力升高，排汽的温度也会随之升高，汽轮机的冷源损失就会增大。如果要维持汽轮机一定负荷，势必增加蒸汽流量，就会导致汽轮机汽耗量加大。因此，机组的汽耗是受多方面影响的，改造后的机组出现的规律趋势是多种因素共同作用的结果。

2.3 机组发电煤耗和供电煤耗变化特性

3种试验工况不同供热抽汽量下的发电煤耗和供电煤耗如图3和图4所示。由图中可以看出，发电煤耗与供热抽汽量之间的变化趋势和供电煤耗比与供热抽汽量之间的变化趋势相同。当发电负荷相同的情况下，机组发电煤耗和供电煤耗随着供热抽汽量的增大而降低；相同供热抽汽量的情况下，随着发电负荷的升高，机组发电煤耗和供电煤耗随之降低。

图3 采暖抽汽流量与发电煤耗的关系

图4 采暖抽汽流量与供电煤耗的关系

发电标准煤耗指火电厂每发1 kW·h电能所消耗的标煤量，是火电厂能源利用效率的主要指标。其计算公式为：发电标准煤耗=发电耗标煤量/发电量。而供电煤耗又称供电标准煤耗，是火电厂每向外提供1 kW·h电能平均耗用的标煤量。它是按照火电厂供电量计算的耗煤指标，是火电厂的重要考核指标之一。

影响机组煤耗的因素同样有很多，其中最主要的2个因素是机组的负荷率和汽轮机热耗。经过历史数据计算，汽轮机热耗每增加1%，供电煤耗也相对增加1%，在其他条件不变的情况下，汽轮机热耗降低，机组供电煤耗也相应降低[9-10]。通过分析机组汽耗的变化可知，当发电负荷相同的情况下，汽耗随着供热抽汽量的增大而增加。因此，当其他条件不变时，煤耗变化与热耗的变化规律相同。此外，相同供热抽汽量的情况下，机组负荷率越低，锅炉利用效率越低，进而使汽轮机热耗增加，厂用电率增加，造成煤耗增大。

但是就发电来说，汽机的抽汽被抽出对外供热，排入凝汽器的流量减少，热力循环的冷源损失降低，机组热耗下降，效率升高。抽出的蒸汽没有直接参与后面几级叶片的做功，也没有以回热方式传热到热力循环中。因此，在一定的主蒸汽流量或者机组热耗量下，供热抽汽量越大，发电煤耗和供电煤耗越低，热电厂的发电成本也就降得更低。

3 结论

本文通过汽轮机的性能试验获得了机组在典型工况下的各项关键性能参数，并对机组改造后的运行性能进行了相关分析。结果表明，在发电负荷相同的情况下，随着供热抽汽量的增大，热电比、供热分摊比、汽耗随之增大，热耗、机组发电煤耗和供电煤耗则随之降低；在供热抽汽量相同的情况下，随着发电负荷的升高，热电比、供热分摊比、汽耗、机组发电煤耗和供电煤耗随之降低，热耗则随之升高。