300 MW 供熱機組凝抽背改造技術和經濟性分析

許青云

（華電電力科學研究院有限公司 浙江杭州 310030）

0 引言

國家能源局發布的數據顯示， 近年來我國發電結構進一步優化，火電設備容量增長率低位徘徊，而風電、太陽能等清潔能源，設備繼續保持快速增長［1］。 隨著非水的可再生能源裝機容量和發電量的迅速攀升， 相應發電量的消納壓力進一步向傳統煤機組轉移，燃煤機組調峰壓力日益增大。 隨著城市建設的不斷發展和人口的快速擴張，城市供熱需求逐年攀升，供熱缺口進一步擴大，城市熱源建設和擴展已嚴重，滯后于供熱需求和城市發展的需要， 因此對當前已經運行的燃煤機組供熱能力提出了新的要求［2］。 傳統熱電聯產機組受制于熱電比，無法深度調峰， 導致當前熱電聯產機組供熱需求的增長和發電調峰的矛盾日益突出。

近年來， 新型凝抽背供熱技術開始興起并逐漸在國內部分電廠推廣實施［3-6］，新型凝抽背供熱技術可以打破低壓缸最小進汽流量的限制并大幅提高機組的熱電比， 從而在相同熱負荷需求的情況下，降低機組的電負荷，提高機組的調峰運行能力。 其最大的優勢在于不改造汽輪機本體的情況下，實現汽輪機從抽汽、純凝、背壓工況的隨時切換，在最大程度減少機組冷端損失的情況下，實現汽輪機全工況運行。

本文對某市A 發電公司某300 MW 供熱機組進行， 凝抽背改造的合理性和可行性進行分析。 相關分析結果表明，機組進行新型凝抽背供熱技術可顯著提高機組的調峰能力、 供熱能力和供熱經濟性。

1 機組概況

1.1 機組基本情況

A 發電公司位于某市東部， 是該市東部城區主力供熱熱源?，F共有4 臺機組，其中1 號、2 號機組為一期2×135 MW 純凝機組， 分別于2002 年8 月和12 月投產， 后均增容為145 MW 機組，1 號、2 號機組相繼于2012 年和2016 年進行了高背壓供熱改造。 3 號、4 號機組為二期2×300 MW 熱電聯產機組，分別于2006 年8 月和12 月投產，后增容為335 MW 機組，單機額定抽汽量330 t/h，最大抽汽量為330 t/h，抽汽參數為0.5 MPa（a），267 ℃。3 號機組和4 號機組又分別于2017 年和2018年進行了連通管打孔抽汽改造， 改造后3 號機組和4 號機組的供熱抽汽能力均從從330 t/h 提升至500 t/h。 2019 年，A 發電公司又對3 號機組進行了凝抽背（又稱切低壓缸技術）供熱改造，改造后3 號機供熱抽汽能力從500 t/h 提升至640 t/h。

表1 改造前全廠各機組供熱能力

本次擬進行凝抽背供熱改造的機組為該發電公司4 號機組，4 號機組汽輪機為上海汽輪機廠設計制造的亞臨界300 MW 中間再熱抽汽凝汽式汽輪機， 機組型號C312/305-16.67/0.5/538/538，原設計采暖抽汽量約330 t/h。 原抽汽系統設計為從汽輪機5 號抽汽口引出2 根DN700 的抽汽母管后合并為1根DN1200 的抽汽母管。后又在中低壓連通管進行打孔抽汽改造， 打孔抽汽后， 抽汽管道加汽輪機5 號抽合計抽汽量達到500 t/h，打孔抽汽母管為1 根DN900 的管道。

凝抽背改造前后汽輪機的主要技術規范見表2。

表2 4 號機組改前主要技術規范

1.2 供熱市場情況

A 發電公司2019 年實際承擔供熱區域供熱面積約2 900萬m2。 根據供熱區域調查統計分析，A 發電公司供熱區域主要包括甲乙2 個片區：其中甲片區2019—2020 年供熱季實供面積約900 萬m2，預計2020—2021 年新增實際供熱面積約340萬m2，2021—2022 年采暖季預估新增用熱面積500 萬m2；乙片區2019—2020 年供熱季實供面積約1000 萬m2，2020—2021 年采暖季預估新增用熱面積395 萬m2，2021—2022 年采暖季預估新增用熱面積342 萬m2。

A 發電公司2019 年全廠供熱能力為1 238.5 MW，可供面積3 096.25 萬m2，當前剩余供熱能力78.5 MW。 按規劃2020年供熱區域預計新增供熱面積735 萬m2， 而A 發電公司在3號、4 號機均切缸的情況下全廠最大供熱能力為1 340 MW，可接帶的供熱區域供熱面積上限為3 350 萬m2。 考慮機組實際能力，2020 年機組無法接帶全部預計新增供熱面積，機組能承受的新增供熱負荷上限為180 MW，對應新增供熱面積上限為450 萬m2。 扣除全廠當前剩余的78.5 MW 供熱能力，下一年機組能承受的供熱負荷缺口為101.5 MW。

2 凝抽背供熱技術

2.1 技術原理

凝抽背供熱技術，可以在低壓轉子不脫離、整體軸系始終同頻運轉的情況下，通過中低壓缸連通管新加裝的全密封、零泄漏的液壓蝶閥啟閉動作實現低壓缸進汽與不進汽的靈活切換，不進汽時將全部中壓排汽，引出供熱。 同時為縮短微量漏氣在低壓缸內的滯留時間，防止鼓風超溫的危險發生，需將極小流量的冷卻蒸汽引入低壓缸，并開啟低壓缸噴水減溫系統，以保證低壓缸在高真空條件下的安全“空轉”長期運行。 主要優點是投資少，機組靈活性較好，可根據需要隨時進行抽汽、背壓工況切換， 機組調峰能力強。 缺點是背壓工況排汽壓力高，對機組出力影響大。

2.2 主要改造內容

新型凝抽背改造主要包括更換中低壓缸聯通管， 更換可全關LCV 蝶閥，增加低壓缸旁路冷卻系統，后缸噴水減溫系統改造，供熱抽汽管道擴容［7-8］：

（1） 改造中低壓缸連通管和更換連通管供熱抽汽調整LCV 蝶閥。 改造連通管（改造的連通管要求留出靠低壓缸上方處的豎直管直段1 m），將原中低壓缸聯通管LCV 蝶閥進行更換， 新LCV 蝶閥需要實現可全關斷零泄漏功能， 閥門尺寸DN1400，采用液壓方式控制。

（2）設置低壓缸旁路冷卻系統。 微量的漏氣在缸內流動性能較差，易產生鼓風超溫危險，因此需要適量的并且是少量的冷卻蒸汽，以進入低壓缸進行冷卻，帶走鼓風熱量，同時開啟排汽缸噴水減溫系統，降低缸溫，以防止因超溫膨脹導致的脹差超限、軸振異常等危險。

旁路汽源溫度不宜高，溫度太高則起不到冷卻的效果，因此推薦采用機組中壓缸的排汽作為冷卻汽源， 從中壓排汽管道上抽出適量冷卻蒸汽進入低壓缸，帶走缸內鼓風熱。

（3）排汽缸噴水減溫系統改造。 凝抽背改造后，應嚴格控制后缸減溫噴水量， 過多噴水會導致低壓末級葉片因蒸汽汽流回流沖刷而損傷葉片， 因此需要對噴水減溫系統噴水量進行精確控制。

（4）低壓缸末級、次末級加裝溫度監測。 機組切缸背壓運行時，低壓缸內存在少量蒸汽鼓風的現象無法完全消除。 為了保證汽輪機低壓缸部分的安全運行，對汽輪機末級、次末級溫度進行監測非常必要， 由于原機組低壓缸僅在排汽處加裝了溫度測量裝置， 因此必須在末級、 次末級均裝設溫度監測裝置，安裝位置應在兩級動葉后。

（5）4 號機打孔抽汽母管擴容。 2017 年4 號機打孔抽汽改造后，中低壓缸連通管處加裝有DN900 的打孔抽汽管道，同時與3 號機中低壓缸連通管打孔抽汽DN1200 管道合并為1 根DN1600 的管道送往首站。 在4 號機切缸情況下，需要將4 號機DN900 的打孔抽汽母管更換DN1200 的管道， 并更換打孔抽汽管道上的相應閥門，包括逆止閥、快關閥、調節閥。

3 改造后機組供熱能力、調峰能力和經濟性分析

3.1 凝抽背改造供熱能力分析

機組改造前后采暖抽汽溫度、壓力保持不變，當前機組中排額定采暖抽汽能力500 t/h， 折算的供熱負荷362.5 MW，供熱量1 305 GJ/h；改造機組中排額定采暖抽汽能力提升至640 t/h，即供熱抽汽能力提升了140 t/h，折算增加供熱負荷101.5 MW，供熱量365.4 GJ/h。 從表3 可知，改造后4 號機組的最大供熱能力提升至464 MW， 供熱量1670.4 GJ/h，4 號機組理論可接待供熱面積提升至1 160 萬m2， 相比上一供熱季將可多接帶253.75 萬m2供熱面積。

3.2 凝抽背改造調峰能力分析

新型凝抽背供熱改造后，低壓缸進汽量大幅減少，機組熱電比大幅提升。 當供熱負荷為145 MW、240 MW 和360 MW 3種工況條件下，對比核算了鍋爐最小出力（Qmin）、鍋爐額定出力（Qnom）以及切缸（Qqg）改造后對機組調峰能力的影響［2］。 改造對機組調峰能力影響情況見圖1 所示。 相比于改造前鍋爐最小出力（Qmin）工況，保證對外供熱負荷不變的條件下切缸改造后可使發電功率下降約73.5 MW， 機組的調峰能力顯著提升。

表3 改造前后4 號機組供熱能力對比

3.3 凝抽背改造經濟性分析

在進行經濟性分析時， 以供熱面積優先由1 號至3 號機發揮最大能力接帶、超出部分由4 號機接帶的原則進行考慮。1 號、2 號機經過高背壓供熱改造， 供熱能力均為206 MW；3號機組于2019 年進行了凝抽背供熱改造，2019—2020 年供熱季投入供熱運行，改造后3 號機組切缸供熱能力464 MW。 供熱面積優先由1 號至3 號機發揮最大能力接帶，超出部分由4號機接帶的原則進行考慮。 針對3 號、4 號機組來說是指切缸部分的負荷分配， 在3 號、4 號機組抽凝運行能夠滿足熱負荷需求的情況下原則上不考慮切缸運行， 只有在抽凝運行已不能滿足負荷需求的極寒天氣下方考慮切缸運行。 分配原則是先由3 號機組切缸運行， 當其達到最大切缸負荷464 MW 時則考慮4 號機組投入切缸運行。 以此作為邊界條件核算4 號機切缸天數和計算熱經濟性， 核算后4 號機采暖季切缸運行8.9 d。

圖1 改造前、后調峰能力

表4 經濟性分析表

改造后在保證4 號機全年發電量不變的情況下， 依據熱平衡圖對采暖供熱經濟性進行分析，計算結果如表4 所示。 在設計工況下，在2020-2021 采暖季，A 發電公司采暖季發電熱耗率從上一年的6 752.00 kJ/kWh 降至6 487.49 kJ/kWh，采暖季發電煤耗從上一年的254.46 g/kWh 降至244.50 g/kWh，全年可節約標煤0.99 萬t，全廠年熱電比增加3.64%，4 號機組全年平均發電煤耗下降5.29 g/kWh；從2021—2022 年供熱季及以后，全廠供熱負荷相比上一個供熱季開始保持不變，改造后的經濟性和上一年保持一致，具體結果見表4。

4 結語

通過以上分析可知，凝抽背改造技術是適合該發電公司4號機組供熱能力提升的改造技術， 進行凝抽背背改造后的效果較好。

（1）供熱能力方面：在保證供熱蒸汽溫度、壓力不變的條件下， 通過凝抽背改造可使4 號機組增加供熱抽汽能力提升140 t/h，對應供熱能力為101.5 MW，熱量為365.4 GJ/h。 改造后4 號機組的最大供熱能力提升至464 MW， 供熱量1 670.4 GJ/h，4 號機組理論可接待供熱面積提升至1 160 萬m2， 相比上一供熱季將可多接帶253.75 萬m2供熱面積。

（2）調峰能力方面：以改造前鍋爐最小出力工況對比，如外供熱負荷保持不變， 凝抽背改造后可使機組發電功率下降約73.5 MW，機組供熱期調峰能力顯示提升。

（3）節能方面：機組凝抽背改造后，在設計工況下，預計2020—2021 年采暖季， 全廠年熱電比增加3.63%，4 號機組全年平均發電煤耗下降5.29 g/kWh。