小容量高參數背壓機組在小型燃煤熱電廠的應用

吳劍恒

（1福建省福能龍安熱電有限公司 福建福鼎 355208；2（集美大學）福建省清潔燃燒與能源高效利用工程技術研究中心 福建廈門 361021）

0 引言

在電力產能過剩、環保壓力加重的形勢下，為提高全廠燃料利用效率、降低企業運行成本、提升核心競爭力、實現綠色低碳高質量發展，滿足 《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014—2020 ）》（發改能源〔2014〕2093 號）和《全面實施燃煤電廠超低排放和節能改造工作方案》（環發〔2015〕164號）的要求，一些300 MW、600 MW甚至1000 MW純凝機組陸續改造為熱電聯產機組，大型燃煤電廠趨于熱電聯產化，并采用長輸熱網技術擴大供熱半徑。李秉正等[1]分析國內首臺超臨界600 MW抽凝汽輪機組用于工業供熱的安全性和經濟性；張騫等[2]介紹超超臨界1 030 MW純凝機組進行高壓供汽改造的6種方案。自從國務院《關于發布政府核準的投資項目目錄（2014年本）的通知》（國發〔2014〕53號）將“企業投資燃煤背壓熱電項目核準”審批權從國家發展和改革委下放到省級政府投資主管部門核準后，以背壓機組為主的中小型燃煤熱電廠得到快速發展[3]，并向高溫高 壓及以上參數發展；江 海 林等[4]介 紹嵊州新中港熱電廠率先建成高溫高壓130 t/h CFB鍋爐和18 MW背壓機組、國內首臺高溫超高壓150 t/h CFB鍋爐和20 MW背壓機組的節能、環保等情況；吳劍恒[3]介紹帶低真空回熱的新型背壓式汽輪機的技術特點和高溫超高壓19.1 MW新型背壓式汽輪機組在福能龍安熱電廠的應用效果；王志峰[5]研究傳統50 MW機組（維持鍋爐額定蒸發量220 t/h不變）新蒸汽參數從8.82 MPa/535℃提高到12.0 MPa/625℃的可行性和經濟性；陳耀東等[6]介紹以嵊州新中港熱電廠為代表的浙江部分熱電廠將中壓、次高壓機組改造為高溫高壓、超高壓機組的成功經驗，優化全背壓機組配置使背壓機組負荷率長期高于80%運行，成為與燃氣可比的中國特色燃煤環保熱電分布式能源；趙長紅等[7]研究4個典型地區新建燃煤背壓機組的經濟性，認為影響機組內部收益率的主要因素是當地燃煤價格。以上均是建設經驗、運行情況的總結，而對小容量（裝機容量不大于50 MW）高參數（高溫高壓及以上參數）背壓機組的理論研究和經濟分析較少。本文從熱力學原理著手，研究影響汽輪機效率的因素，分析比較中壓、次高壓、高壓、超高壓、亞臨界等參數的特性，重點比較高壓、超高壓機組的優缺點，從理論、技術、制造、經濟等方面探討小容量高參數背壓機組的可行性和合理性，介紹小容量高參數背壓機組在小型燃煤熱電廠的應用實踐及其效果，為建設小容量高參數背壓機組提供切實可行的理論依據和實踐佐證。

1 理論可行性

根據熱力學原理[8]和水蒸汽性質[9]，提高新蒸汽參數和降低排汽參數均可提高汽輪機組的容量和效率。分散型工業園區內的熱用戶主要應用飽和水蒸汽發生相變釋放出來的汽化潛熱為設備/工藝提供熱源并利用水蒸汽相變過程溫度不變的特性來實現溫度精確控制[10-11]，為園區集中供熱的背壓機組排汽壓力由熱用戶生產工藝的最大用汽壓力加上熱網阻力確定，供汽溫度一般為該供汽壓力對應的飽和溫度加上20～40℃的過熱度。

根據熱力學卡諾循環和水蒸汽朗肯循環原理[8]，提高新蒸汽溫度與壓力均為提高汽輪機效率的有效途徑，其中提高新蒸汽溫度是最直接、最高效的途徑，且溫度提高對機組效率的貢獻高于壓力提高對機組效率的貢獻[12]。提高新蒸汽溫度，必須提高蒸汽系統受熱面及管道所用金屬材料的耐高溫性能，即需減少價格較低的鐵素體鋼的使用比例、增加價格高的奧氏體鋼的使用比例，甚至使用價格昂貴的鎳基高溫合金，導致建設成本增加，且依賴于高溫金屬材料的發展水平；因此，提高新蒸汽溫度需權衡建設成本增加與全廠燃料利用效率提高所帶來的收益。維持新蒸汽溫度不變、僅提高新蒸汽壓力時，只需提高承壓受熱面及管道的強度，僅增加管道壁厚而無需改變其材質，但受熱面金屬消耗量呈指數關系增加[12]，投資也隨之增加。所以，需綜合考慮技術可行性和經濟合理性，按一定比例同時提高新蒸汽壓力和溫度，合理選擇與優化配置機組的新蒸汽參數，見表1[12-15]。隨著材料技術的進步和加工工藝的提升，現役機組容量已遠遠低于推薦容量，如嵊州新中港熱電廠1×20 MW＋1×15 MW高溫超高壓背壓機組已運行8年多，福能龍安熱電廠1×17 MW＋1×19.1 MW高溫超高壓背壓機組和石獅熱電廠1臺20 MW高溫超高壓抽汽背壓機組均已運行3年多，節能效果和經濟效益均十分顯著，表明小容量背壓機組向高參數發展并經受多年的實踐驗證。

2 技術可行性

我國是一個“多煤少油缺氣”的國家，決定了以煤炭為主要一次能源的能源消費方式。2019年煤炭消費量占能源消費總量的57.7%，也決定了燃煤電廠處于主導地位的格局。2019年我國6MW及以上煤電機組容量為1 040.63 GW，占全國全口徑裝機容量2 010.66 GW的51.8%，并向大容量、超臨界和超超臨界參數快速發展，1 000 MW超超臨界機組的總數量居世界第一[16]。同時，我國在超臨界和超超臨界機組的設計、制造、安裝和運行方面也積累大量、豐富的經驗，擁有完善的設計體系、先進的制造裝備和工藝技術[12]。對于小容量高參數背壓機組，需重點考慮提高新蒸汽參數后的鍋爐受熱面優化布置、汽輪機設計制造等。

由水和蒸汽的性質[9]可知：隨著壓力升高，水蒸汽飽和溫度升高，飽和蒸汽總焓值略微升高，汽化潛熱降低，不同參數鍋爐各受熱面吸熱份額見表2。

從表2可知，隨著新蒸汽參數的提高，蒸發吸熱份額不斷降低，過熱吸熱份額逐步提升。提高新蒸汽參數，鍋爐需要布置更多的過熱器受熱面。借鑒大容量高參數鍋爐[17]的經驗，優化汽水介質流程、鍋爐受熱面布置，將屏式過熱器作為中溫過熱器布置在爐膛上部，蒸汽流程為：鍋筒→汽冷式旋風分離器（CFB鍋爐）→包墻過熱器→低溫過熱器→一級噴水減溫器→中溫（屏式）過熱器→二級噴水減溫器→高溫過熱器→集汽集箱。以高溫超高壓CFB鍋爐為例，可在爐膛上部布置12Cr1MoVG/GB5310材質的中溫屏式過熱器，尾部豎井煙道布置包墻過熱器 （材質20 G/GB5310或15CrMoVG/GB5310）、高溫對流過熱器（大部分材質為12Cr1MoVG/GB5310，出口部分為P91）、低溫對流過熱器 （材質20G/GB5310或15CrMoVG/GB5310），使超高壓鍋爐整體布置、高度與高壓鍋爐基本一致，鍋爐成本增加不大[18]。

小型熱電廠背壓機組的容量一般不大于50 MW，進汽量不大于300 t/h。提高汽輪機進汽參數，將降低進汽的比容（見表3）、減小汽輪機的容積流量，可通過增加轉速或減小節徑的方式來縮小通流面積，以保證小容量高參數背壓機組的效率[15]。

從表3可知，在排汽壓力0.78 MPa的情況下，提高新蒸汽參數，背壓汽輪機組的通流效率提高、蒸汽焓降增大、發電能力增加。與高壓機組相比，新蒸汽溫度同為535℃的超高壓、亞臨界機組的新蒸汽焓值分別降低43.8 kJ/kg、86.2 kJ/kg，但蒸汽焓降分別增加54.5 kJ/kg、84.0 kJ/kg，汽輪機通流效率分別增加1.82%、2.74%，單位質量蒸汽發電功率分別增加15.1 W/kg、23.3 W/kg。因此，在同等鍋爐容量、相同給水溫度的條件下，鍋爐耗煤量減少、機組發電量增加，經濟效益非?？捎^。同時，隨著新蒸汽壓力的提高，單位發電功率汽耗率減少且斜率逐漸減緩，排汽溫度不斷降低且降幅逐步增大，排汽過熱度減小，排汽焓值降低。需根據熱用戶用汽的流量、壓力、溫度等選擇經濟合理的新蒸汽參數，使背壓機組的排汽參數尤其排汽溫度盡可能匹配（略高）用戶參數，以最大限度將蒸汽焓值轉化為高品質的電能。這也是中壓、次高壓機組改造為高溫高壓、超高壓機組取得低能耗、高效率、高效益的主要原因。

表2 不同參數鍋爐各受熱面吸熱份額

表3 不同參數背壓汽輪機組技術參數對比

3 經濟合理性

小容量背壓機組采用高參數，在降低生產成本、提高售電收入、增強企業競爭力的同時，較復雜的熱力系統需增加初投資、提升給水品質，提高運行、維修人員技術素質和技能水平，增加運行、維修費用，安全要求也高。因此，本文側重比較高溫高壓背壓機組與高溫超高壓背壓機組的經濟合理性，見表4和表5。需要說明的是，供熱能力、壓力、溫度均相同且滿足工業園區熱用戶生產需要，鍋爐效率取91%，管道效率取99%，用常規超臨界燃煤機組供電標煤耗限值288 g/kWh計算超高壓背壓機組多供電量的經濟性指標。若用2019年我國6 MW及以上煤電機組的供電標煤耗306.4 g/kWh[16]計算，則經濟效益更佳（見表4和下段括號中數據）。

表4 高溫高壓背壓機組與高溫超高壓背壓機組的經濟指標比較分析表

從表4可知，在供熱量相同的條件下，由于高溫超高壓背壓機組將更多的蒸汽焓值轉化為高品質的電能，需要消耗煤量來彌補排汽溫度較低所帶來的供熱量減少；與高溫高壓背壓機組相比，2個項目采用高溫超高壓背壓機組可分別增加供電量64.47 GWh/a、41.90 GWh/a，供電標煤耗率分別降低15.65 g/kWh、7.70 g/kWh；計算補償電量后，高溫超高壓背壓機組可節省標煤 13.8（15.0） kt/a、5.8（6.6） kt/a，全廠燃料利用效率分別提高 2.77%（3.00%）、1.90%（2.15%），節能效果、經濟效益和社會效益均十分顯著。

從表5可知，高溫超高壓背壓機組的初投資雖然略高，卻在1年多可收回，長期運營經濟效益更佳。

4 應用情況

我國小型熱電廠背壓機組趨向小容量高參數，浙江部分熱電廠在21世紀初普遍采用次高壓機組，再逐步采用高溫高壓、超高壓參數，即滿足污染物超低排放、又實現節能高效。嵊州新中港熱電廠2004年建成1套高溫高壓130 t/h CFB鍋爐和18 MW背壓機組，2011年建成1套高溫超高壓150 t/h CFB鍋爐和20 MW背壓機組，2012年將原有機組改造為1套高溫超高壓95 t/h CFB鍋爐和15 MW背壓機組，創造了供電標煤耗率159 g/kWh的優異業績，正在建設1套亞臨界再熱220 t/h CFB鍋爐和40 MW背壓機組；石獅熱電廠2014年建成1臺高溫超高壓145 t/h CFB鍋爐[19]，2017年建成1臺高溫超高壓20 MW抽汽背壓機組，2019年度的燃料綜合利用率達到86.5%，正在建設1套高溫超高壓240 t/h CFB鍋爐和35 MW新型背壓式汽輪機組；福能龍安熱電廠2017年投運高溫超高壓17 MW背壓機組、19.1 MW新型背壓式汽輪機組，2019年度的燃料綜合利用率為85.8%；晉南熱電廠2020年投運2臺高溫超高壓30 MW抽汽背壓機組；漳州市角美、莆田市東嶠正在分別建設高溫超高壓150 t/h CFB鍋爐和配套背壓機組。以上機組的實際運行（或設計）發電標煤耗均小于168 g/kWh、供熱標煤耗均小于38.4 kg/GJ，全廠燃料利用效率大于84%，為當地的節能降耗、污染物減排、清潔生產和區域可持續、高質量發展起到積極的作用。

表5 高溫高壓背壓機組與高溫超高壓背壓機組的投資與收益比較分析表