高背壓供熱技術(shù)的技術(shù)風(fēng)險及經(jīng)濟效益分析

徐 正，霍玉龍

(1.中國電建集團河北省電力勘測設(shè)計研究院有限公司，石家莊 050031;2.河北省電力勘測設(shè)計工程技術(shù)研究中心， 石家莊 050031)

0 引 言

隨著節(jié)能減排要求日益嚴峻，為了滿足減少火力發(fā)電廠燃煤量的要求，電廠余熱利用成為趨勢，因此火電廠乏汽的利用受到了廣泛關(guān)注[1]。

高背壓供熱技術(shù)又稱低真空循環(huán)水供熱技術(shù)，是將汽輪機低壓缸排汽壓力提高，從而使排汽溫度提高，加熱進入汽輪機凝汽器的熱網(wǎng)循環(huán)水，使其供熱。也就是使凝汽器成為供熱系統(tǒng)的熱網(wǎng)加熱器，充分利用機組排汽的汽化潛熱加熱熱網(wǎng)循環(huán)水，將冷源損失降低，提高機組的循環(huán)熱效率。采用該方法供熱能夠在不增加機組規(guī)模的前提下，回收冷源損失，增加了供熱量，增大了供熱面積[2]。

目前中國很多機組進行了高背壓供熱改造，如青島電廠(300 MW機組)、石家莊裕華電廠(300 MW機組)、黃臺7號機組、金橋2號機組、包二2號機組、濟寧5號機組、榆次3號機組、太鋼1號、2號機組、鹿華1號機組、古交2號機組、德州1號機組等。其中，有濕冷機組的“雙轉(zhuǎn)子互換”高背壓供熱改造，也有空冷機組的“加裝熱網(wǎng)凝汽器”的高背壓供熱改造。這些電廠改造工程的成功投運，為高背壓供熱技術(shù)的設(shè)計提供了許多可借鑒經(jīng)驗[3]。

從空冷汽輪機的特性、高背壓供熱改造的特點等方面入手研究，利用電廠空冷汽輪機高背壓穩(wěn)定運行、低背壓時可以高效發(fā)電、具有較廣闊的背壓運行范圍的特點，提出了“空冷汽輪機+濕冷+高背壓供熱”的技術(shù)路線，以提高電廠的熱效率，增加供熱面積，具有較好的經(jīng)濟效益[4]。

在水源相對匱乏的地區(qū)，純凝機組應(yīng)采用空冷技術(shù)(冷卻構(gòu)筑物為直接空冷島或間接空冷塔)；而對于供熱機組，若有可利用的中水資源，應(yīng)優(yōu)先選擇濕冷構(gòu)筑物，若水資源有限，冷卻構(gòu)筑物采用空冷，仍然可以采用高背壓供熱技術(shù)。

簡言之，只要是北方地區(qū)的熱電聯(lián)產(chǎn)機組，汽輪機應(yīng)選擇“空冷汽輪機”(一種低壓缸葉片短而且厚的汽輪機，可以在較寬的背壓范圍內(nèi)運行)，而冷卻構(gòu)筑物可以是濕冷構(gòu)筑物，也可以是空冷構(gòu)筑物，甚至是干濕聯(lián)合冷卻構(gòu)筑物。

文章重點論述“空冷汽輪機+濕式冷卻+高背壓供熱”這一方案中存在的風(fēng)險、經(jīng)濟效益、社會效益等。主要是考慮到熱電聯(lián)產(chǎn)項目多建設(shè)在城市近郊，有中水可利用，而濕冷構(gòu)筑物的效率高于空冷構(gòu)筑物的效率，工程經(jīng)濟性好。

1 空冷汽輪機+濕冷+高背壓技術(shù)

1.1 系統(tǒng)原理

常規(guī)抽凝供熱機組，汽輪機選型為濕冷、單抽或雙抽汽輪機。采暖季時，中壓缸排汽至熱網(wǎng)加熱器，加熱熱網(wǎng)回水。為防止汽輪機低壓缸超溫，中壓缸的排汽不能全部送至熱網(wǎng)加熱器，必須有一部分蒸汽進入低壓缸，在低壓缸內(nèi)做功后，由凝汽器凝結(jié)成凝結(jié)水。

與傳統(tǒng)的“純凝發(fā)電+分散供熱”熱電分產(chǎn)技術(shù)相比，抽凝機組熱電聯(lián)產(chǎn)提高了能源的利用率。但是仍然有能源浪費，分析如下。

1)以某350 MW等級的抽凝供熱機組為例，采暖季時，低壓缸進汽173.939 t/h，6、7、8段抽汽共計53 t/h，排入凝汽器的乏汽量為117 t/h，同時給水泵汽輪機的乏汽排至凝汽器中69 t/h，則共計189.739 t/h左右的乏汽熱量排放至大氣中，浪費低品質(zhì)熱能。

2)中壓缸排汽壓力為0.4～0.5 MPa，與低壓缸排汽壓力0.005～0.05 MPa相比，仍具有做功能力，僅在熱網(wǎng)加熱器中換熱，浪費中等品質(zhì)的熱能。

3)非采暖季時，汽輪機在環(huán)境平均溫度比較高的情況下純凝運行，實際運行工況偏離設(shè)計工況(設(shè)計工況為全年平均氣象條件)，汽輪機純凝發(fā)電的熱耗較高[5]。

而“空冷汽輪機+濕冷+高背壓供熱”的技術(shù)方案，可以解決上述抽凝機組存在的問題。采暖季“空冷汽輪機+高背壓供熱”方式運行，乏汽充分回收利用，且原來送至熱網(wǎng)加熱器中的500 t/h中壓缸排汽，進入低壓缸，繼續(xù)做功，最大限度地利用了蒸汽的能量；非采暖季“空冷汽輪機+濕冷構(gòu)筑物”純凝發(fā)電，由于濕冷構(gòu)筑物的效率高，汽輪機實際運行的背壓在6～11 kPa之內(nèi)，在該技術(shù)選型的“空冷汽輪機”的設(shè)計背壓附近變動，整個非采暖季的熱耗低于(至少不會大幅高于)濕冷汽輪機的熱耗。

因此，該技術(shù)在全運行年均具有較好的經(jīng)濟優(yōu)勢。其高背壓供熱的原理如圖1所示。

圖1 高背壓供熱系統(tǒng)Fig.1 High back pressure heating system

換言之，高背壓供熱技術(shù)實質(zhì)是“凝背機”，即采暖季背壓供熱發(fā)電、非采暖季純凝發(fā)電。

1.2 技術(shù)創(chuàng)新點

以往設(shè)計中，空冷機組采取空冷構(gòu)筑物配套空冷汽輪機、濕冷機組配套選擇自然通風(fēng)冷卻塔配套濕冷汽輪機的裝機方式[6]。而“低壓轉(zhuǎn)子互換”技術(shù)，采暖季用短葉片低壓轉(zhuǎn)子、非采暖季采用長葉片轉(zhuǎn)子，每年需打開汽輪機低壓缸，不僅增加檢修工作量，反復(fù)拆裝低壓缸也為機組安全運行埋下隱患[7]。

采用“空冷汽輪機+濕冷”的技術(shù)方案，是充分利用“空冷汽輪機”和“濕冷”各自的優(yōu)勢。眾所周知，空冷汽輪機具有運行背壓范圍廣、末級葉片抗沖擊能力強等優(yōu)點；唯一的缺點是在較低背壓(6 kPa以下)下運行時，熱耗不能隨背壓的降低而降低。但是，正如前文所述，高背壓供熱機組的實際運行背壓，全年都比較高，不會出現(xiàn)低背壓的運行環(huán)境(純凝、抽凝機組低背壓運行工況出現(xiàn)在環(huán)境溫度低的采暖季節(jié))。而“濕冷構(gòu)筑物”無論是從初投資還是運行電耗方面考慮，均低于“空冷構(gòu)筑物”，比如，以2臺350 MW機組為例，濕冷循環(huán)水系統(tǒng)的總投資約為6 000萬元，配置4臺循環(huán)水泵總功率為6 800 kW；而直接空冷機組空冷島投資約為9 000萬元，空冷島風(fēng)機總功率為9 600 kW；且由于空冷構(gòu)筑物冷卻效率低，空冷機組煤耗量比濕冷機組高大約12～17 g/(kW·h)[8]。

對于純凝發(fā)電的空冷機組(即空冷汽輪機+空冷構(gòu)筑物)而言，夏季環(huán)境溫度高，機組運行背壓范圍為25～35 kPa(極端工況45 kPa)；冬季環(huán)境溫度低時，機組運行背壓范圍為6～7 kPa(且需要對空冷島采取防凍措施)。

而對于所提技術(shù)而言，夏季采用濕冷循環(huán)水系統(tǒng)，提供的冷卻水溫度低于32 ℃，機組實際運行背壓低于11 kPa；春秋季的實際運行背壓6～7 kPa；冬季高背壓供熱時背壓40～55 kPa。

1.3 技術(shù)關(guān)鍵點

熱網(wǎng)回水溫度過高時，用熱網(wǎng)回水冷卻汽輪機乏汽，可能導(dǎo)致汽輪機運行背壓超過極限背壓，從而引起跳機事故；熱網(wǎng)回水溫度過高，機組背壓高，從而凝結(jié)水溫度過高，超過精處理裝置中樹脂的耐受溫度，會導(dǎo)致樹脂失效，頻繁更換，凝結(jié)水水質(zhì)無法保證[9]。

所以，熱網(wǎng)回水溫度是決定高背壓供熱技術(shù)的關(guān)鍵因素。應(yīng)控制熱網(wǎng)回水溫度，且應(yīng)設(shè)置一定的熱網(wǎng)回水超溫的應(yīng)急響應(yīng)措施，保證機組安全運行。

2 技術(shù)應(yīng)用的風(fēng)險分析

2.1 各相關(guān)技術(shù)設(shè)備成熟性分析

2.1.1 空冷汽輪機

目前，中國北方地區(qū)多采用空冷機組，包括直接空冷機組和間接空冷機組，無論是哪種冷卻形式的機組均有300 MW級機組成熟應(yīng)用的案例。而且機組的“設(shè)計背壓”在9～20 kPa范圍內(nèi)，雖然所提技術(shù)采用“空冷汽輪機+濕式冷卻塔”為國內(nèi)先例，但是，間接空冷汽輪機組僅是冷卻塔采用間接干冷塔、冷卻水采用閉式除鹽水；對比該技術(shù)中，非采暖季采用開式循環(huán)冷卻水、濕式冷卻塔，采暖季采用熱網(wǎng)循環(huán)水，從本質(zhì)上講沒有區(qū)別。

2.1.2 雙壓凝汽器

目前，中國大型(600 MW及以上)火力發(fā)電機組多采用雙背壓凝汽器(又稱雙壓凝汽器)，而中小型(350 MW及以下)均為單背壓凝汽器(又稱單壓凝汽器)。《電力工程水務(wù)設(shè)計手冊》中指出，當冷卻水溫度高于21 ℃時，采用多壓凝汽器是有利的[10]。此外，《電站凝汽設(shè)備和冷卻系統(tǒng)》中指出，美國建設(shè)新電站時有這樣的意見：冷卻水溫度超過20 ℃、單機功率在300 MW以上的汽輪機都要采用多(雙)背壓運行。目前，國外大功率汽輪機中20%～30%采用多壓凝汽器，日本甚至在125 MW汽輪機中也有采用多壓凝汽的成功經(jīng)驗[11]。

從原理上說，只要有2個排汽口，就可以做成雙壓凝汽器，雖然國內(nèi)300 MW等級的機組的凝汽器均為單殼體、雙流程、單背壓凝汽器，但是通過設(shè)置隔壓板等一系列措施，可以改造成單殼體的雙壓凝汽器[12]。

2.1.3 耐高溫樹脂

國內(nèi)已經(jīng)有多個“低壓缸轉(zhuǎn)子互換”技術(shù)改造工程，均在應(yīng)用。“低壓缸轉(zhuǎn)子互換”技術(shù)中的凝結(jié)水溫度達到70 ℃左右，而技改工程中多采用耐高溫樹脂，從目前應(yīng)用的情況來看，這些特殊的耐高溫樹脂并沒有導(dǎo)致凝結(jié)水水質(zhì)變差，也沒有導(dǎo)致樹脂使用壽命變短等問題，因此并無技術(shù)風(fēng)險，安全可靠[13]。

2.2 安全運行分析

2.2.1 熱網(wǎng)回水超溫

從目前“低壓缸轉(zhuǎn)子互換”技術(shù)改造項目的運行情況來看，熱網(wǎng)循環(huán)水的回水超溫是必須要妥善解決的問題。例如，裕華熱電工程，城市熱網(wǎng)歸電廠所有，電廠可以根據(jù)回水情況，通過二次網(wǎng)來調(diào)節(jié)一次熱網(wǎng)回水溫度。而若城市的熱網(wǎng)不受“電廠”控制，熱網(wǎng)回水超溫對機組安全運行存在很大的威脅[14]。

一般熱電廠距城市邊緣大約10 km距離，在城市熱網(wǎng)中設(shè)置溫度監(jiān)測點，將實時的溫度數(shù)據(jù)送至電廠內(nèi)，并作為運行人員重點關(guān)注內(nèi)容，一旦溫度升高至報警溫度，啟動廠內(nèi)的備用冷卻水系統(tǒng)，對熱網(wǎng)回水進行降溫，可以保證機組安全運行[15]。

2.2.2 熱網(wǎng)供水溫度調(diào)節(jié)

在采暖初期及末期，環(huán)境溫度比較高，可以采取熱網(wǎng)回水經(jīng)凝汽器加熱后直接送出(80 ℃左右)，而此時可以達到發(fā)電、供熱的最大效益；在天氣寒冷時，需要熱網(wǎng)供水溫度達到100 ℃左右，此時可以采取“串聯(lián)加熱”模式，即減少進入低壓缸的汽量，增加五段抽汽量至熱網(wǎng)加熱器，降低機組發(fā)電負荷，提高供熱量，這種模式下凝汽量的減少對應(yīng)著冷卻倍率的增大，若回水溫度不變，相應(yīng)的背壓下降；若回水溫度升高，由于冷卻倍率的增大對控制背壓不超過機組極限背壓有增益作用[16]。

需要注意的是，當進入低壓缸的蒸汽量較少時，汽輪機的極限背壓也會下降，所以，應(yīng)對該工況進行設(shè)計校核。若計算的背壓超過該低壓缸流量所對應(yīng)的背壓，應(yīng)對熱網(wǎng)回水進行降溫，丟棄少量“低品質(zhì)”的熱能，以保證機組的安全運行[17]。

2.2.3 精處理樹脂故障

按照目前“低壓缸轉(zhuǎn)子互換”技術(shù)改造項目的應(yīng)用情況來看，精處理裝置設(shè)“2用1備+2倉儲備用”，這種備用模式是安全的，可以保證機組在采暖季的正常運行。

為了防止樹脂過快失效，可設(shè)置一座容積為1 000 m3左右的緩沖水箱及一個“水水換熱器”，凝結(jié)水自冷卻之后，再進精處理裝置中處理。所述的自冷卻系統(tǒng)如圖2所示。

圖2 凝結(jié)水自冷卻降溫系統(tǒng)Fig.2 Self-cooling system of condensate

系統(tǒng)中緩沖水箱為“熱緩沖水箱”，防止因水水換熱器端差而導(dǎo)致的熱平衡紊亂，緩沖水箱主要為溫度調(diào)節(jié)作用，防止凝結(jié)水溫度劇烈波動。圖2中進出水水換熱器的溫度為原理性示意，因換熱器具有一定端差，不可能達到低溫介質(zhì)的出水溫度與高溫介質(zhì)的進水溫度相等。且需要在緩沖水箱處散失掉一定熱量，才能保證進入精處理裝置的凝結(jié)水不至于超溫[18]。

熱緩沖水箱的容積以及換熱器的端差未經(jīng)過詳細的經(jīng)濟比較，僅是原理性的論述。

雖然該方案增加了投資、增加了凝結(jié)水泵的阻力損失且凝結(jié)水有熱損失，但從機組安全角度來考慮不失為一種可靠的方案。

2.3 其他風(fēng)險分析

2.3.1 汽輪機廠的制造能力

某350 MW空冷汽輪機的功率曲線如圖3所示。該機組的設(shè)計背壓為14 kPa，阻塞背壓為8 kPa；VWO工況，在40 kPa時功率為360 MW，35 kPa時功率為364 MW，可以通過提高該機組在采暖季的功率，降低其在非采暖季的功率，非采暖季降負荷，也可以降低阻塞背壓(阻塞背壓：在進汽流量和參數(shù)一定的情況下，汽輪機的功率隨著背壓的降低而增加，當背壓降至某一值時，功率不會再增加，此時的背壓就叫作阻塞背壓。在這種工況下，汽輪機末級出口軸向排汽達到臨界狀態(tài)，末級出口壓力達到極限值，功率達最大值，熱耗達最低值。不同的進汽流量和參數(shù)有不同的阻塞背壓值)[19]。

圖3 某350 MW超臨界機組的功率Fig.3 Power of a 350 MW supercritical unit

因此，有適合該技術(shù)所需的6～60 kPa安全高效運行的汽輪機，用于高背壓供熱。

2.3.2 創(chuàng)新最差結(jié)果分析

1) 全年熱耗是否會較高。空冷機組熱耗高的根本原因是冷卻構(gòu)筑物的投資高、冷卻效率低(冷卻極限為干球溫度，大大高于濕冷構(gòu)筑物的冷卻極限-濕球溫度)。該技術(shù)方式為：夏季為濕冷系統(tǒng)，熱耗低于同類型空冷純凝機組夏季的熱耗(甚至可以低于空冷機組在冬季運行時的熱耗)；而采暖季最壞的結(jié)果是與常規(guī)抽凝機組一樣的抽汽、凝汽模式運行，但是，由于采暖季常規(guī)抽凝機組的低壓缸的通流量很低，低壓缸的出力僅有14 MW，整個低壓缸對機組出力的貢獻非常小，而且在背壓較低時，背壓下降對機組出力的增加非常有限。空冷汽輪機，其120 t/h的乏汽通流量的情況下，阻塞背壓也隨之下降，出力與常規(guī)濕冷汽輪機的抽凝工況相差不大。因此，全年熱耗不會比常規(guī)的抽凝機組高。

2)機組檢修量是否會較高。空冷汽輪機的末級葉片短、強度大、厚度大，而濕冷機組的葉片長，彎扭風(fēng)險、斷折風(fēng)險更大，而空冷汽輪機的報警背壓一般為60 kPa，該技術(shù)中的熱網(wǎng)循環(huán)水以及電廠循環(huán)冷卻水的溫度變化幅度遠沒有空冷機組劇烈，而且在高背壓供熱期間，循環(huán)冷卻水系統(tǒng)處于隨時待命狀態(tài)，可以保證機組安全運行。

3)建設(shè)工期是否會延期。該技術(shù)中均為常規(guī)成熟設(shè)備的優(yōu)化組合配置，使其更加適合“熱電聯(lián)產(chǎn)”機組的實際運行模式，技術(shù)有工程實例。

值得說明的是，如為了進一步提升機組的性能，采用雙壓凝汽器、低壓缸轉(zhuǎn)子非對稱結(jié)構(gòu)(高壓汽室短末葉，低壓汽室長末葉)則需要汽輪機廠家在軸系推力、凝汽器隔板、凝結(jié)水輸移等方面進行專題設(shè)計研究，會增加主機設(shè)備設(shè)計耗時。

3 效益分析

3.1 社會效益分析

3.1.1 降低碳排放，減少霧霾

目前，節(jié)能減排形勢壓力很大，該技術(shù)比常規(guī)濕冷抽凝機組的優(yōu)勢明顯，高背壓機組的乏汽可充分利用，采暖供熱蒸汽的品質(zhì)低，屬于余熱的回收利用。

采用高背壓供熱方案，保守估計2臺350 MW機組年節(jié)煤3.8×104t/年，相應(yīng)的減少碳粉塵2.584×104t/年，減少CO2排放9.472×104t/年，減少SO2排放0.285×104t/年，減少NOx排放0.1425×104t/年，環(huán)保效果明顯。

3.1.2 降低耗水量，改善生態(tài)

2臺350 MW常規(guī)抽凝機組在采暖季的耗水量為620 m3/h，而高背壓供熱時，可以節(jié)約循環(huán)水系統(tǒng)的損失164 m3/h，不僅節(jié)省了水資源費(約94萬元/年)，更利于水資源的合理分配使用，促進國民經(jīng)濟的可持續(xù)發(fā)展。

3.2 經(jīng)濟效益分析

3.2.1 按增加供熱面積計算

采用高背壓供熱機組，有189.739 t/h(含主機及小機排汽)的乏汽用于供熱，按照焓差2 600 kJ/kg、運行小時數(shù)2 880 h計算，多供熱量189 739×2 600×2 800/106= 13 812 932 GJ，按照30元/GJ估算，采暖季收益為4 144萬元/年。

采暖季：高背壓供熱機組發(fā)電煤耗約為160 g/(kW·h)(保守計算)，運行2 880 h，發(fā)電功率按330 MW估算；常規(guī)抽凝機組的供熱工況的發(fā)電煤耗約為195 g/(kW·h)，運行2 880 h，發(fā)電功率按280 MW估算(因抽汽供熱，低壓缸進汽減少，發(fā)電不能達到額定功率350 MW)。

非采暖季：空冷汽輪機的熱耗按THA工況修正至7 kPa后的熱耗為8 000 kJ/(kW·h)(保守計算)折算煤耗約為294g/kW·h，運行2 934 h，發(fā)電功率按350 MW估算；濕冷機組按照THA工況修正至7 kPa后的熱耗為7 710 kJ/(kW·h)折算煤耗約為283 g/(kW·h)，運行3 345 h，發(fā)電功率按350 MW估算。

高背壓供熱技術(shù)：假定1號機為常規(guī)抽凝機組、2號機為高背壓供熱機組。主要因為熱網(wǎng)循環(huán)水量的限制，很難將2臺機組都設(shè)為高背壓供熱。

2號機采暖季發(fā)電耗煤量：(160×330 000×2 880+195×280 000×2 880)/106=30.93×104t。

2號機非采暖季發(fā)電耗煤量：(294×350 000×2 934+283×350 000×3 345)/106=63.32×104t。

2號機全年耗發(fā)電耗煤量=30.93×104+63.32×104=94.25×104t。

1號機采暖季發(fā)電耗煤量：(195×280 000×2 880×2)/106=31.449 6×104t。

1號機非采暖季發(fā)電耗煤量：(283×350 000×3 345×2)/106=66.26×104t。

1號機全年耗煤量=31.4496×104+66.26×104=97.71×104t。

按照690元/噸的煤價考慮，則高背壓技術(shù)的年發(fā)電收益為690×(97.71-94.25)=2 390萬元/年。

綜上所述，采用空冷汽輪機高背壓供熱發(fā)電技術(shù)比常規(guī)的抽凝機組的收益增加4 144+2 390=6 534萬元/年。

3.2.2 按供熱面積不變計算

電廠建設(shè)初期，實際采暖供熱面積可能比較小，按照高背壓供熱和抽凝機組供應(yīng)相同的采暖熱負荷進行經(jīng)濟效益估算如下。

為了便于計算，假定2號機高背壓供熱機組不抽汽，1號機常規(guī)抽凝機組減少抽汽189.739 t/h，1號機在采暖季對應(yīng)增加出力22 MW考慮(抽凝工況，按照焓降計算，排汽121.156 t/h時，低壓缸的出力僅有14 MW)。

1號機的采暖季的發(fā)電量增加，使得非采暖季的運行小時數(shù)降為3 164 h。

2號機采暖季發(fā)電耗煤量：(160×330 000×2 880+195×302 000×2 880)/106=32.166 72×104t。

2號機非采暖季發(fā)電耗煤量：(294×350 000×2 934+283×350 000×3 164)/106=61.530 28×104t。

2號機全年耗煤量=32.166 72×104t+61.530 28×104t=93.697×104t。

按照690元/噸的煤價考慮，則高背壓技術(shù)的年發(fā)電收益為690×(97.71-93.697)=2 768.97萬元/年。

值得說明的是，非采暖季機組的運行受環(huán)境溫度影響較大，其煤耗實際為變化值，保守計算，將兩臺機組中的一臺空冷汽輪機的煤耗按294 g/(kW·h)計算，另一臺濕冷汽輪機的煤耗按283 g/(kW·h)計算。如按照機組夏季電負荷高峰期出力高考慮，空冷汽輪機的煤耗低于濕冷汽輪機的煤耗。

3.2.3 經(jīng)濟效益分析總結(jié)

從上文中的分析可以看出，無論是否有充足的采暖熱負荷，設(shè)置1臺空冷汽輪機，用于高背壓供熱，均可帶來可觀的經(jīng)濟收益，主要是由于機組可以在采暖季時多發(fā)電(環(huán)境溫度低時，機組煤耗低)，在年利用小時一定的情況下，非采暖的利用小時數(shù)相應(yīng)縮短，從而降低了全年的煤耗量。此外，抽凝機組所抽五段汽，屬于高品質(zhì)蒸汽，用于加熱熱網(wǎng)回水，浪費能源。

綜上所述，采用空冷汽輪機高背壓供熱發(fā)電聯(lián)產(chǎn)技術(shù)(一臺高背壓供熱，一臺常規(guī)抽凝)，保守估計，年收益比兩臺常規(guī)抽凝機組增加2 768.97～6 534萬元/年。

4 結(jié) 語

1)空冷汽輪機+濕冷+高背壓供熱技術(shù)創(chuàng)新風(fēng)險較低，最不利情況比常規(guī)抽凝機組效益高。

2)熱網(wǎng)回水溫度高及凝結(jié)水溫度高均可采取技術(shù)措施，降低運行風(fēng)險。

3)應(yīng)用該技術(shù)保守估計，2臺350 MW機組年收益可以增加2 768.97～6 534萬元/年。

4)該技術(shù)已獲國家發(fā)明專利授權(quán)，受知識產(chǎn)權(quán)保護。