空冷汽輪機改造高背壓供熱技術經濟性分析

山西大唐國際云岡熱電有限責任公司 張繼斌 任高

空冷汽輪機改造高背壓供熱技術經濟性分析

山西大唐國際云岡熱電有限責任公司 張繼斌 任高

針對云岡熱電公司2臺直接空冷機組高背壓改造，文中從設計關鍵要點、安全措施及經濟效益等多方面進行研究，提出了技術改造方案，通過核算，其經濟效益十分顯著。鑒于目前一次供熱網回水溫度較高，若能進一步降低一次網回水溫度，節能效果將更為顯著。

直接空冷；汽輪機；高背壓供熱；技術改造；節能減排

前言

汽輪機高背壓乏汽供熱是利用汽輪機的冷源損失而發展起來的一項節能環保技術，是通過提高汽輪機的排汽壓力和排汽溫度，利用汽輪機的乏汽加熱熱網回水，從而達到回收汽輪機乏汽余熱，節約汽輪機高品質供熱的目的。由于高背壓供熱利用了汽輪機的冷源損失，機組發電標煤耗遠低于抽汽供熱汽輪機，電廠經濟效益較好。因此，回收乏汽余熱的高背壓供熱方式具有廣泛的應用前景，已引起國內外學者的廣泛關注。同時，按照“關于印發《熱電聯產管理辦法》的通知”（發改能源[2016]617號）和“十一五”規劃熱電聯產重點工作要求，一是鼓勵各地建設背壓熱電聯產機組和各種全部利用汽輪機乏汽熱量的熱電聯產方式滿足用熱需求。二是開展電力市場地區背壓熱電聯產機組暫不參與市場競爭，所發電量全額優先上網并按政府定價結算等相關政策規定。為落實國家節能減排政策，建設環境友好型和資源節約型企業，特別是隨著大同市供熱量需求的不斷增加，供熱面積已從九十年末的300萬平方米到達2016年5000萬平方米。并且，供熱負荷仍以每年 500-1000萬平方米的速度迅速增長，原有的供熱系統的供熱能力已不能滿足外網的要求，電廠如不進行供熱改造，就很難拓展供熱市場，巨大的供熱效益將無法獲得。因此，改造為高背壓供熱汽輪機已是迫在眉睫。更主要的是高背壓機組的改造實施為進一步減少大同市二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物和煙塵等污染物的排放，保持大同市碧水藍天，是發電企業義不容辭的責任。

1 高背壓汽輪機供熱改造設想

利用凝汽余熱供熱一方面可提高熱源供熱能力，另一方面可降低熱源供熱能耗。目前，常見的凝汽余熱利用方式主要有吸收式熱泵和直接抽汽換熱兩種。利用吸收式熱泵技術回收凝汽余熱已在電廠應用，該技術受抽汽壓力、乏汽以及熱網循環水溫度等因素影響。對于常規熱電聯產供熱系統，一次網回水溫度通常40-60℃左右，熱電廠提供的抽汽壓力通常在0.2-0.4MPa，且乏汽壓力通常較低，由于熱泵升溫幅度受到限制。另外，吸收式熱泵需要驅動用蒸汽，相當于部分的回收了電廠的凝汽余熱。

圖1 機組高背壓供熱原則性系統圖

為滿足大同市快速增長的熱負荷需求，擬對汽輪機進行高背壓供熱改造。供熱改造完成后，采暖期機組按高背壓循環水供熱方式運行，其他機組仍按原抽汽供熱方式運行；高背壓改造后的汽輪機在采暖期采用高背壓供熱，汽輪機排汽背壓按 40kPa設計，供熱初、末寒期背壓按30kPa運行；45-55℃熱網回水作為凝汽器的冷卻循環水，在凝汽器中被汽輪機排汽加熱至 72℃，直接供大同市熱網。極寒期熱網循環水經凝汽器加熱至72℃后，需要進入熱網加熱器進行尖峰加熱至90-105℃后，向城市熱力網供熱。非采暖期汽輪機采用純凝低壓轉子，凝汽器切換到原設計空冷風機冷卻狀態，汽輪機排汽參數恢復到原設計參數，形成低背壓，即汽輪機按原純凝工況運行。因此，從整體節能、電廠經濟和減少污染物排放等社會效應長遠考慮，結合電廠實際運行情況，以高背壓低壓轉子不換為前提，本可行性研究以主機高背壓供熱改造作為主推方案。

2 設備概況

2×220MW汽輪機型式：三缸雙排汽、超高壓、中間再熱、一級可調抽汽、空冷供熱凝汽式汽輪機。2×300MW汽輪機型式：亞臨界、一次中間再熱、單軸、兩缸兩排汽直接空冷、供熱凝汽式汽輪機。熱網加熱站概況：大同市熱網供水設計溫度120/55℃（在二級換熱站增加熱泵系統后實際105/45-52℃）；一、二期5臺熱網循環泵和四臺加熱器；4臺汽機實現集中供熱1050MW，其中一期達到430MW，二期達到620MW，提供大同市2400萬m2的供熱需求。熱泵機組概況：配置的4臺吸收式熱泵機組，工程總投資1.79億元。一期/二期熱泵：循環水流量：3350/5395t/h；制熱量207/248MW、回收余熱量118/153 MW、熱網水額定出口溫度91/77℃、熱網水最大出口溫度95/95℃、蒸汽耗量130/136t/h、汽機背壓＜15/15 kPa。特別是熱泵技術在市內二級熱力站布置安裝104臺吸收式換熱機組，與首站內乏汽改造項目配套構建大溫差供熱系統，供熱區域嚴寒期一次網供水溫度115℃，將本電廠供熱區域內的熱網回水溫度由60℃降低到40℃，一次網供回水溫差由55℃增加至75℃，使管網熱力輸送能力提高了36%。達到不增加熱源點和主管網建設而增加供熱能力目的，共增加供熱面積889萬m2，相當于少建設兩臺300MW集中供熱機組或10臺80t/h采暖鍋爐。同時，回收這部分余熱低位熱值相當于每年節約標準煤25.4萬噸，減排二氧化碳65.61萬噸，減排二氧化硫0.89萬噸，減排煙塵3.8萬噸，減排灰渣1.5萬噸，為大同市供熱環保作出了突出貢獻。

圖2 高背壓+熱泵+抽汽供熱流程圖

表1 高背壓循環水供熱計算表

3 2×200MW汽輪機高背壓改造經濟分析

本工程設計方案在200MW直接空冷機組的汽機房A列外設置循環水供熱凝汽器，凝汽器面積核算約9300m2，在冬季供熱時，汽輪機排汽一部分或全部切換至凝汽器，利用汽輪機乏汽供熱。凝汽器凝結水自流至排汽裝置熱井。凝汽器殼程頂部設抽真空口，接現有抽真空系統。循環水量15000-17200t/h，供熱管網回水先至供熱凝汽器，在供熱初末期，由供熱凝汽器出口直接對外供熱。其進/出口溫度為45/65.5℃，200MW汽輪機排汽背壓30.5kPa。寒冷期汽輪機排汽背壓40kPa，供熱凝汽器出口的熱水，再進入熱泵或熱網加熱器，進行再次加熱，供水溫度提高到80（93）℃。嚴寒冷期汽輪機排汽背壓40kPa，供熱凝汽器出口的熱水，再進入熱泵和熱網加熱器，進行再次加熱，供水溫度提高到115℃。設置供熱凝汽器后，在凝汽器供熱時，至空冷島的蒸汽量減少，在冬季空冷島的防凍問題加劇，需要對至空冷島的關斷閥嚴密監視，并及時將疏水排出，以避免凍裂。

表2 熱泵和抽汽供熱計算表

3.1 機組供熱基礎數據

根據大同市氣象條件、本項目供熱量按照《城鎮供熱管網設計規范》要求等，選取或計算出冬季供熱基礎數據。按照采暖期天數：180天；采暖室內/室外計算溫度：18/-20℃；采暖期平均室外溫度：-6.2℃；采暖期運行小時數/供熱利用小時數：4320/2751h；最大/最小熱指標：50/17.1 W/m2；平均熱指標：31.8W/m2；工程供熱面積：2400萬m2相關參數；核算出設計/平均/最小熱負荷：1200/764/410.5MW。

3.2 冬季供熱時段劃分及供回水溫度

根據大同市氣象條件、供熱實際情況（參數）、參考其他城市實際供熱參數，將大同市冬季供熱分為四個時段：日平均環境溫度初末期（2.5（0～5）℃）、較寒冷期（-1.5（0～-2.5）℃）、寒冷期（-5（-2.5～-7.5）℃）和嚴寒期（-10（-7.5～-12.5）℃）相關參數，確定出四個時段供/回水溫度（65/40℃、75/40℃、95/40℃、110/40℃）、供熱時間（800 h、950 h、1250 h、1320 h）。同時，寒冷期（-5℃）與采暖期平均室外溫度（-6.2℃）接近，則取平均熱負荷764MW；供熱初末期按最小熱負荷410MW；供熱嚴寒期取設計熱負荷1200MW；供熱較寒冷期取最小熱負荷與平均熱負荷之間數值（587MW）。以上數據全部為分析選取，非規定或計算值（即可根據實際情況討論修改）。

3.3 高背壓循環水供熱計算

按熱網循環水量17200t/h考慮，2×200MW機組各設高背壓供熱凝汽器，其計算結果如下：

由表1可以得出如下結果∶

（1）汽輪機THA工況（611.1t/h，背壓16kPa）時發電功率200MW，按在THA工況進汽量不變，背壓由16kPa提高為30.5（40kPa），此時一臺機少發電量為8.1（13.1）MW，背壓提高發電標煤耗增加約13.4（22.2）g/kWh。

（2）高背壓供熱后200MW機組發電標煤耗總減少：初末期129g/kWh、較寒冷期134g/kWh、寒冷期98.3g/kWh、嚴寒期98.3g/kWh，冬季平均降低111.9g/ kWh。

（3）初末期全部高背壓循環水供熱410MW(1476GJ/ h)；

（4）較寒冷期高背壓循環水供熱438MW(1577GJ/ h)。另外需要熱泵供162MW（583.3GJ/h），熱泵驅動用蒸汽量160.3t/h，熱泵余熱回收乏汽量104t/h；

（5）寒冷期高背壓循環水供熱338MW(1217GJ/ h)。另外需要熱泵供422MW（1520GJ/h），熱泵驅動用蒸汽量417.7t/h，熱泵余熱回收乏汽量272t/h；熱泵驅動用蒸汽主要由300MW機組提供。

（6）嚴寒期高背壓循環水供熱338MW(1217GJ/ h)。另外需要熱泵和抽汽供862MW（3103GJ/h）。已安裝的熱泵供熱能力為455MW（一期207 MW、二期248 MW），熱泵驅動用蒸汽量450t/h，熱泵余熱回收乏汽量291t/h；需要熱網加熱（抽汽供熱）407MW，需要抽汽量576t/h；熱泵驅動用蒸汽和熱網加熱抽汽蒸汽主要由300MW機組提供。

3.4 熱泵和抽汽供熱計算

按照三種不同供熱時段核算，熱泵和抽汽供熱計算結果見表2。

3.5 高背壓循環水供熱與抽汽供熱比較

表3 抽汽量和抽汽后少做功計算表

兩臺機組高背壓循環水供熱，如果采用汽輪機抽汽供熱（與循環水供相同的熱量），需要的抽汽量和抽汽后少做功比較，其計算結果如見表3。

3.6 高背壓循環水供熱與抽汽供熱經濟性計算

按照四種不同供熱時段，高背壓循環水供熱與抽汽供熱經濟性分析計算結果如見表4。

表4 高背壓循環水供熱與抽汽供熱經濟性計算表

按假定兩臺200MW機組，增設高背壓循環水供熱凝汽器，一臺機組凝汽器設計供熱能力按420MW（乏汽量326t/h），凝汽器面積9300m2,背壓由16kPa提高到40kPa（供熱初末期按30.5 kPa），汽輪機不需要改造，只增設供熱凝汽器及相關系統。不含稅上網電價按0.28元/kWh計算，則高背壓循環水供熱比抽汽供熱（供熱量已扣除熱泵供熱量），在一個冬季總收益6492.6萬元（與抽汽供熱比較，未考慮投資及貸款利息等）。同時，根據汽輪機背壓運行曲線，機組負荷在80%負荷（160MW）時的報警背壓為42.5kPa，所以，只要負荷≥80%負荷，汽輪機背壓在40kPa下運行是安全的。

4 高背壓供熱汽輪機與熱泵經濟效益對比分析

通過理論核算，2×200MW高背壓供熱汽輪機改造后發電煤耗比純凝（THA）降低111.9g/kWh，比2015年熱泵運行一期機組發電煤耗253.4g/kWh降低約38.7g/ kWh,按照標煤單價445元/噸，發電量1058897.14MWh核計算，節約標煤量4.1萬噸，可得獲多經濟效益約1824.5萬元，扣除增加投資凝汽器和供熱管道費用靜態投資（不計利息等費用）約5000萬元，估計2.74年即可回收成本，改造高背壓機組經濟效益十分明顯。

5 2×300MW汽輪機高背壓改造經濟分析

按照于200MW機組計算相同的程序，根據大同市氣象條件、按照《城鎮供熱管網設計規范》相關規定、四個不同供熱時段供回水溫度等參數，按熱網循環水量15000-17200t/h考慮，在3、4號汽輪機300MW的機組各設高背壓供熱凝汽器，高背壓供熱汽輪機與熱泵經濟效益對比分析結果如下：

（1）2×300MW高背壓供熱汽輪機改造后比2015年熱泵運行二期機組發電煤耗243.6 g/kWh降低約25g/ kWh,按照標煤單價425元/噸，發電量1368360MWh核計算，節約標煤量3.42萬噸，可得獲多經濟效益約1453.5萬元，扣除增加投資凝汽器和供熱管道費用靜態投資（不計利息等費用）約6000萬元，估計4.13年即可回收成本，改造高背壓機組經濟效益十分明顯。

（2）由于循環水量約17200t/h，背壓提高利用乏汽量525-681t/h，分攤在一臺機組上，其與機組排汽量比例，200MW機組占比較小，即背壓提高對于200MW機組的經濟性更好，建議工程計劃優先改造200MW機組。

6 結論

根據山西大唐國際云岡熱電有限責任公司實際運行情況，本報告方案對主機高背壓供熱改造可行性進行了初步分析研究，并與其他供熱方案進行比較，提出適合云岡公司的改造技術方案，并就工程節能收益、設計、投資與運行費用估算等進行了分析，結論如下：

（1）空冷供熱機組采用雙轉子高背壓改造技術已日趨成熟，已投用的機組供熱運行安全可靠性良好，進行高背壓供熱改造，從技術上是可行的。

（2）本項目進行高背壓循環水供熱，比其它城市更具有優越性，主要是：在市內二級熱力站布置安裝104臺吸收式換熱機組，與首站內乏汽改造項目配套構建大溫差供熱系統，將本電廠供熱區域內的熱網回水溫度由60℃降低到40-55℃。回水溫度的降低，可充分利用汽輪機乏汽的熱能，使汽輪機背壓只提高到30-40kPa（對應飽和溫度69-76℃），即可以使熱網循環水溫度提高25℃。所以，本項目采用高背壓循環水供熱是極好的供熱方式。

綜上所述，此改造工程如能順利實施，將會對北方地區的220MW和300MW等級機組供熱改造起到很好的示范效應，具有廣闊的應用前景和極高的借鑒推廣價值。