當前主流供熱改造技術的靈活性及經濟性分析

付懷仁，包偉偉，張 敏，吳水木，吳文景

(1.國家電投集團東北電力有限公司，沈陽 110179; 2.國家電投集團中央研究院，北京 102209；3.中電投東北能源科技有限公司，沈陽 110181)

近年來，我國東北地區(qū)風電、光伏等新能源裝機容量迅速增長，但是由于該地區(qū)火電比重大，快速靈活調峰的電源少，因此電網的調峰問題突出[1]。特別是在冬季，我國北方地區(qū)火電處在供熱期，風電處在大風期，這一矛盾導致電網調峰問題更加突出，棄風情況經常發(fā)生。為解決電網調峰的實際困難，已經有不少區(qū)域電網出臺了火電調峰輔助服務的獎勵政策，運用市場手段驅動火電機組進行靈活性改造，提升機組的調峰能力，降低機組的運行負荷，參與電網的深度調峰，從而解決電網調峰困難的問題[2]。

在這一政策性因素刺激下，不少火電機組開始進行供熱靈活性及深度調峰改造，以獲取更高的經濟效益。在國家能源局等政府主管部門的主導下，2016年第一批靈活性改造示范項目進行了實施，取得了良好的效果[3-5]。截至目前，已經有多家電廠完成了火電機組的供熱靈活性改造，比如華能臨河電廠率先完成了切缸改造及試運行，國家電投燕山湖電廠率先完成了600 MW等級機組雙背壓低真空供熱改造，等等[6]。

最近幾年供熱改造技術取得了長足的進步，并仍在不斷發(fā)展。由于技術種類繁多，各種技術在靈活性、經濟性方面各有優(yōu)劣，因此，每種技術的改造效果并不相同。目前，行業(yè)內的研究主要集中在單一技術的討論上，尚未有不同技術在同一對象應用效果的綜合比較。為此，筆者以300 MW機組為例，以最小技術出力為靈活性的評價指標，單位標煤產值為經濟性的評價指標，對該機組應用不同技術的情況進行詳細的論述及分析，以供廣大同行參考。

1 機組簡介

300 MW機組為一次中間再熱、單軸、兩缸兩排汽、反動、凝汽式汽輪機。該機型于上世紀80年代末從美國西屋公司引進，由上海汽輪機廠負責制造。后哈汽與上汽交換了技術并各自進行了國產優(yōu)化設計，但西屋公司原設計的主要特點均得到了保留。在以下論述中，筆者以哈汽機組為研究對象。

該機組的主要蒸汽參數(shù)為16.7 MPa、538 ℃、538 ℃，早期參數(shù)多為16.67 MPa、537 ℃、537 ℃，設置一次中間再熱以及8級回熱抽汽，回熱加熱器具體為3個高壓加熱器、1個除氧器以及4個低壓加熱器，加熱器疏水為逐級自流布置，高加疏水匯入除氧器，低加疏水匯入凝汽器。給水泵驅動采用汽驅方案，一般設置2臺50%鍋爐最大連續(xù)運行工況(BMCR)的汽動給水泵和1臺30%BMCR的電動給水泵。汽輪機采用噴嘴調節(jié)及復合滑壓運行方式，機組型號為N300-16.7/538/538。

汽輪機為高中壓合缸結構，通流部分共設置36級葉片。其中高壓通流設置1個調節(jié)級和12個壓力級，中壓通流設置9個壓力級，低壓缸共設置2×7個壓力級。末級葉片平均直徑為2 600 mm，高度為900 mm。100%負荷工況下高壓通流部分效率設計值為85%，中壓通流部分效率設計值為92%，低壓缸效率設計值為88%，整機內效率達到88%。其主要技術參數(shù)見表1。

隨著國內電力工業(yè)市場形勢的發(fā)展變化，單純依靠發(fā)電已經不能滿足電廠對于經濟利益的追求，追求產品的多元化成為很多電廠發(fā)展的目標。特別是在北方地區(qū)，冬季的采暖需求更是為電廠提供了大量的供熱市場。發(fā)展集中供熱，是符合我國國情， 實現(xiàn)節(jié)能減排的重要措施。因此， 從2005年左右開始，許多早期投產的300 MW機組陸續(xù)開始進行供熱改造。

表1 汽輪機主要技術參數(shù)

早期供熱改造主要采用的技術是基于連通管打孔抽汽的中間抽汽供熱技術，該技術是把純凝發(fā)電機組改為熱電聯(lián)產機組的一種基本技術。經過這一批改造工作，原北方地區(qū)純凝發(fā)電機組基本上都已改為熱電聯(lián)產機組。同時，主機廠也向市場推出了專門的供熱機組，不同的是將抽汽口從連通管轉移到中壓缸，并將抽汽壓力降低至更符合供熱需要的等級。隨著近年供熱技術的發(fā)展進步，中間抽汽供熱技術已經不能滿足時代的要求，許多新的供熱技術不斷出現(xiàn)，并獲得了迅速發(fā)展，供熱技術的靈活性及經濟性均得到了很大提升，以下將一一論述。

2 中間抽汽供熱

中間抽汽供熱技術是指在凝汽式汽輪機的某個中間級后引出抽汽管道，接至熱網加熱器，實現(xiàn)采暖供熱目的。中間抽汽可以從機組的冷再、熱再、四段、中排等位置抽出。對于采暖抽汽，綜合考慮采暖供熱對蒸汽參數(shù)的要求以及抽汽對汽輪機及鍋爐運行安全的影響，從中排抽汽是最為合理的方案。正因如此，從汽輪機中低壓連通管打孔抽汽成為目前最常用的中間抽汽供熱改造方式。

連通管打孔抽汽供熱改造的主要內容為：在中壓缸與低壓缸的連通管上開孔，順著汽流方向在開孔后的管道上加裝蝶閥，通過蝶閥調整抽汽壓力。在抽汽管道上依次加裝安全閥、逆止閥、快關調節(jié)閥以及截止閥，通過調節(jié)閥調整抽汽量。為了保證抽汽后低壓缸仍然具有足夠的冷卻蒸汽量，抽汽蝶閥一般都設計有最小的通流能力，即在蝶閥全關后仍然具有一定的流量?？梢?，采用這種供熱方式，需更換中低壓連通管、增設抽汽蝶閥、快關調節(jié)閥等閥門及相應的管道等。不考慮熱網首站相關的改造費用，汽輪機本體改造費用約為500萬元。

該機組在最大進汽工況時中壓缸的排汽流量約為740 t/h，排汽溫度約為340 ℃。該機組低壓缸的最小冷卻流量約為140 t/h，因此理論上最大可以從中排抽出約600 t/h蒸汽。但是實際上，由于蒸汽是通過連通管抽出的，抽汽管的管徑受到連通管管徑限制。如果設計抽汽量大，則抽汽管的流速相應就較高，容易造成管系振動。因此廠家一般都會限制抽汽量，實際允許的抽汽量一般在400 t/h左右。該機組進行中間抽汽供熱的熱力數(shù)據(jù)見表2。

表2 中間抽汽供熱主要熱力數(shù)據(jù)

由表2可見，該機組在最大進汽工況下，抽汽壓力為0.80 MPa，抽汽溫度為325 ℃，抽汽量為400 t/h。疏水溫度按80 ℃計算，供熱量約為308 MW，供熱指標按照50 W/m2計算，可滿足的供熱面積能達到616萬m2。按照管道效率99%，鍋爐效率90%計算，該工況的標煤消耗量約為100 t/h，按照電價0.3元/(kW·h)，熱價40元/GJ計算，該工況的產值為11.6萬元/h，標煤的產值為1154元/t。此工況的排汽量為206 t/h，高于低壓缸最小冷卻流量。由于低壓缸冷卻流量充足，對于308 MW的熱負荷，采用這種供熱技術，機組的出力可降低到約197 MW，仍能滿足供熱要求，相應的負荷率為66%。

該機組原設計額定工況中排壓力為0.89 MPa，因此采暖抽汽壓力設計為0.80 MPa，這一壓力對應的飽和溫度為170 ℃。采暖供熱需要的溫度一般為120 ℃左右，因此，這一品質的蒸汽對于采暖來說仍有些浪費。一般常見的做法是在蒸汽進入熱網首站前，先通過一個小背壓機，背壓機的背壓可以設計為0.2 MPa左右，以便充分利用蒸汽的做功能力。小背壓機的效率按78%計算，小發(fā)電機的效率按85%計算，可以多發(fā)出23.6 MW的電功率，供熱工況的熱耗可降低573 kJ/(kW·h)，標煤的產值可增加到1 224元/t，機組的經濟性將進一步提高。

該機組采用這種供熱方式，在保證供熱的情況下，可以在最小技術出力與最大電出力之間調峰，即機組可以在197 MW到238 MW之間調峰，具有一定的運行靈活性。在此范圍內，由于電出力增加而多出的蒸汽可進入低壓缸，放出的熱量最終被循環(huán)水吸收，帶到冷卻塔而排放到大氣中，不存在熱量過剩的問題，可見運行比較靈活。綜上分析，這種技術的優(yōu)點是技術成熟、投資少、運行靈活，缺點是抽汽品質過高、不經濟，另外由于存在管系振動問題，抽汽量受限制，機組的供熱能力未達到最大化。

3 低真空供熱

低真空供熱技術，又稱高背壓供熱技術，通過將汽輪機排汽壓力提高到一定范圍(一般約18 kPa以上)，利用排汽余熱加熱熱網循環(huán)水，實現(xiàn)采暖供熱[8]。該技術早期應用在150 MW等級及以下的小型濕冷機組的改造上，目前已經在300 MW機組上取得了大規(guī)模應用，甚至在600 MW機組上有成功應用的案例。早期設計背壓在30 kPa左右，排汽溫度約72 ℃，現(xiàn)在設計背壓已達到55 kPa左右，排汽溫度超過100 ℃，排汽已經處于過熱狀態(tài)。

汽輪機在低真空供熱工況下運行時，排汽壓力升高，排汽容積流量減小，低壓缸末級可能出現(xiàn)鼓風過熱現(xiàn)象，這會導致排汽溫度持續(xù)升高，這是低真空供熱對主機影響最大的一個問題。對于常規(guī)的濕冷機組，必須對汽輪機的低壓缸進行改造，更換較短的末級葉片，以適應低真空運行的要求。根據(jù)汽輪機本體改造方案的不同，改造方案分為應急方案、單轉子方案、雙轉子方案。

應急方案一般將原轉子末級去掉，直接利用原轉子進行低真空供熱，缺點是非采暖季運行時需要重新裝配末級葉片，這樣易對葉根造成損傷。單轉子方案重新設計1根可以兼顧冬季供熱與夏季發(fā)電的新轉子，末葉長度600 mm左右，這樣在非采暖季就不用更換轉子，可以節(jié)省檢修時間，缺點是非采暖季運行時末葉容易阻塞，因此背壓較高，經濟性差。雙轉子方案重新設計1根適應冬季供熱的轉子，特點是級數(shù)減少，末級葉片變短至300 mm左右，缺點是非采暖季須換回原轉子，需要揭缸檢修。一般的低真空供熱改造都選用雙轉子方案，少數(shù)選用單轉子方案。

可見，低真空供熱改造的主要改造內容為：改造低壓通流、加固凝汽器、改造小汽輪機、增設冷卻器及相應的管道、閥門。其中汽輪機本體改造費用約2 000萬元。對于該機組，結合最近幾年低真空供熱技術的發(fā)展情況，按雙轉子方案設計，將低真空供熱壓力設定為45 kPa，相應的機組末葉選用長度為350 mm的葉片，低壓通流由原設計的7級改為6級。按此方案，該機組進行低真空供熱的熱力數(shù)據(jù)見表3。

表3 低真空供熱主要熱力數(shù)據(jù)

由表3可見，該機組在最大進汽工況下，最大排汽量為640 t/h，排汽放熱量約為400 MW，可滿足的供熱面積能達到800萬m2，比中間抽汽供熱提高約30%。按照同樣的條件計算，該工況的標煤消耗量為100 t/h，產值為14.4萬元/h，單位標煤的產值為1 433元/t，比中間抽汽供熱提高約24%。可見，采用這種供熱技術，機組的供熱能力以及經濟效益均獲得大幅提高。對于相同的熱負荷，在不考慮供熱溫度，僅考慮供熱量相等的情況下，機組的最小技術出力為210 MW，相應的負荷率為70%，比中間抽汽供熱升高約4個百分點。這是因為該技術供熱蒸汽的品質相對較低，同等熱量的情況下需要更多的蒸汽量，因此對應的負荷率相應較高。

采用這種供熱技術，機組可實現(xiàn)兩種供熱方式。在初末供熱期，外界所需的供熱溫度不高，此時可完全由汽輪機排汽將熱網循環(huán)水加熱到所需的供熱溫度，即可完成對外供熱，這就是純低真空供熱方式。在嚴寒供熱期，外界熱負荷增加，所需的供熱溫度升高。當供熱溫度超過純低真空供熱方式所能達到的最高供熱溫度之后，除采用汽輪機排汽對熱網循環(huán)水進行加熱之外，還須采用采暖抽汽對其進行二次加熱，這樣才可達到外界所需的供熱溫度，滿足供熱要求，即低真空抽汽聯(lián)合供熱方式。關于這兩種方式的供熱特性的論述詳見文獻[7]。綜上分析，這種供熱方式的優(yōu)點是經濟性好，供熱能力大，供熱方式多樣，缺點是以熱定電，靈活性差，供熱溫度低，嚴寒期時難以獨立供熱。

4 背壓供熱

背壓供熱改造技術，是將純凝發(fā)電機組改造成為背壓供熱機組的一種技術。通過將汽輪機中低壓連通管堵死，將中壓排汽全部接入熱網加熱器，加熱熱網循環(huán)水，實現(xiàn)采暖供熱。背壓供熱改造目前有2種實現(xiàn)方式，一是行業(yè)俗稱的“光軸”技術；二是最近兩年特別熱門的“切缸技術”，或稱為“低壓缸零出力技術”。

4.1 光軸技術

早期背壓供熱改造一般通過光軸改造技術實現(xiàn)，該技術主要應用在200 MW等級機組上，例如十里泉電廠、海拉爾電廠等。這種機組的共同特點就是設備老舊，煤耗高，夏季基本上處于“趴窩”狀態(tài)，只有冬季才開機供熱，因此改為光軸不影響夏季發(fā)電。近年來，隨著電力市場的發(fā)展，該技術在部分300 MW機組也有采用。這些年的發(fā)展證實了該技術相對成熟可靠，風險低，且有了大量的應用業(yè)績。

光軸技術改造是指將中低壓連通管蝶閥堵死，中排蒸汽基本上全部被抽往熱網加熱器的改造方案。為了防止低壓轉子鼓風，需更換原低壓轉子，重新設計一根不帶葉片的低壓轉子，用于將高中壓轉子的扭矩傳遞至發(fā)電機。由于這根轉子僅有主軸而沒有葉片，因此稱俗稱“光軸”。光軸不但要能很好地傳遞扭矩，還需具有合適的質量、剛度，才不會對原軸系力學特性產生較大的影響。汽輪機本體改造費用約1 200萬元。本文所述機組采用光軸技術，進行背壓供熱的熱力數(shù)據(jù)見表4。

表4 背壓供熱主要熱力數(shù)據(jù)

由表4可見，該機組在最大進汽工況下，中壓排汽量最大可達到660 t/h，扣除20 t/h低壓冷卻蒸汽量，剩余640 t/h，排汽放熱量約為510 MW，可滿足的供熱面積達到1 020萬m2，比中間抽汽供熱提高約66%?？梢姡捎眠@種供熱技術，機組的供熱能力大幅提高。按同等價格計算，該工況的標煤消耗量為100 t/h，產值為13萬元/h，標煤的產值為1 296元/t，比中間抽汽供熱提高約12%。對于相同的熱負荷，在不考慮供熱溫度，僅考慮相等供熱量的情況下，機組的最小技術出力為82 MW，相應的負荷率為27%，比中間抽汽供熱降低約39個百分點。

可見，采用這種供熱技術，機組的經濟效益比低真空供熱下降，這主要是因為機組的電功率減少。雖然機組的供熱量大幅增加，但是電功率下降到190 MW，下降明顯。雖然總的熱量利用率仍然高達86%，高于中間抽汽供熱，與低真空供熱基本持平，但是產品的熱電比有很大不同。這種技術的熱電比為2.7，比低真空供熱增加了130%，因此對經濟性造成了很大的影響。

如果考慮到目前電力市場對于深度調峰輔助服務有電價補貼政策，按這一政策計算的話，經濟效益會有很大不同。以東北電力市場為例，在采暖期，熱電聯(lián)產機組負荷在48%以下，相應的電價補貼高達1元/(kW·h)，負荷在48%以上則不但沒有補貼，還有罰款。按此電價計算，背壓供熱的經濟效益會有大幅增加，標煤的產值將增加到2 423元/t，效果非常明顯，這也是背壓供熱近年來獲得大幅發(fā)展的主要原因。

4.2 切缸技術

光軸供熱改造技術雖然效果很好，但是同時改造成本較高。對此，國內電力行業(yè)學習德國、丹麥等先進國家在這方面的經驗，近幾年發(fā)展出了切缸技術，由西安熱工研究院有限公司于2016年底首先在臨河電廠進行了短暫試驗，在行業(yè)內引起了很大反響。近兩年，國內有多家電廠，如延吉電廠、東方電廠等陸續(xù)進行了切缸改造，切缸改造的范圍逐漸從200 MW機組擴大到300 MW機組。據(jù)了解，某電廠600 MW機組也已進行切缸改造，切缸技術的發(fā)展可謂十分迅猛。

切缸技術的目的和光軸技術是一樣的，也是達到背壓供熱，但是在措施上是直接切除低壓進汽，而不更換低壓轉子，因此汽輪機本體基本不作改動，改造的成本大大降低。但是由于此時低壓轉子完全運行在鼓風狀態(tài)，冷卻蒸汽不足，鼓風的熱量會使得末級出口溫度超過150℃，這給機組的安全穩(wěn)定運行帶來風險。同時，切缸技術還面臨著葉片安全性的考驗及水蝕等風險。切缸技術的改造內容為：末級、次末級增加溫度測點，以便實時監(jiān)控；為防止動葉出口根部渦流對葉片的沖刷，對末葉進行強化處理；通入少量蒸汽，增加冷卻蒸汽管道。

可見，切缸技術可以達到和光軸技術幾乎一樣效果。其優(yōu)點是改造成本低，汽輪機本體基本不動，增加輔助設備以及葉片噴涂的費用約為300萬元，比光軸技術少很多。缺點是存在一定的技術風險，目前還在繼續(xù)發(fā)展，綜合效果還需實踐檢驗。

5 旁路供熱

上述供熱技術具體的性能雖然不同，但是都存在著最小技術出力的限制，低于這一數(shù)值，就無法帶滿熱負荷，保證供熱。特別是低真空供熱技術和背壓供熱技術，還存在著以熱定電運行方式的限制，即在供熱工況下，由于供熱匹配的問題，熱負荷一定時，電負荷就是一定的，因此機組又無法再帶調峰負荷，即無法實現(xiàn)真正的熱電解耦。很多電廠只能利用1臺機組帶供熱，另1臺機組帶調峰的辦法解決。

對此，有學者提出鍋爐帶供熱的解決思路，即完全由鍋爐帶熱負荷，供熱蒸汽與發(fā)電蒸汽在爐端即分離，也不再進入汽輪機做功，因此就可以實現(xiàn)真正的熱電解耦[9]。為實現(xiàn)這一思路，其中一個辦法就是利用汽輪機高低壓旁路，將部分鍋爐蒸汽依次通過“高壓旁路”、“低壓旁路” 抽出，而不再經過汽輪機，用來實現(xiàn)采暖供熱，因此稱旁路供熱[10]。

該技術不直接從主汽抽汽的原因是這樣會造成鍋爐過熱器與再熱器熱量分布極不均勻，容易造成再熱器超溫而影響鍋爐的安全運行。因此考慮到對鍋爐換熱的影響，采用兩級旁路實現(xiàn)采暖抽汽，這與常規(guī)的熱再抽汽、冷再抽汽不同?？梢姡捎眠@一供熱技術，既可以解決中間抽汽供熱調峰能力不足的問題，又可以解決低真空供熱、背壓供熱以熱定電運行不靈活的問題，真正實現(xiàn)熱電解耦。該技術需要新增旁路抽汽管道及閥門，汽輪機本體無須進行改造。設備投資成本約800萬元。該機組按此方案，采用旁路供熱技術的熱力數(shù)據(jù)見表5。

表5 旁路供熱主要熱力數(shù)據(jù)

由表5可見，在30%負荷工況下，旁路抽汽量按300 t/h計算，抽汽壓力取0.4 MPa，該機組排汽放熱量約為270 MW。旁路抽汽量的取值主要受再熱蒸汽系統(tǒng)的流速影響，這是因為在低負荷工況運行時，由于再熱蒸汽壓力低，容積流量大，因此再熱蒸汽系統(tǒng)的阻力會明顯增加，這對汽輪機的軸向推力有一定影響。采用這種供熱技術，在保證機組供熱能力的前提下，電出力可直接降低到鍋爐最低穩(wěn)燃負荷，如果不考慮鍋爐穩(wěn)燃的話，可以降至更低。

按照管道效率99%、鍋爐效率90%計算，該工況的標煤消耗量為65 t/h，按同等價格計算，該工況的產值為6.6萬元/h，標煤的產值為1 004元/t，比中間抽汽供熱降低約13%?？梢娺@種技術的經濟性較差。這是因為該技術的供熱完全由鍋爐自帶，而汽輪機工況其實與30%THA工況差別不大，特別是機側的冷端損失仍然存在。在該工況下，冷端損失達到112 MW，仍然約占蒸汽在鍋爐吸熱量(扣除外供熱量)的55%。

因此，如果不考慮深度調峰政策電價補貼的話，這種技術仍然是不經濟的。同樣以東北市場為例，如果考慮到電價補貼，則標煤的產值可提高到1 828元/t，低于背壓供熱方式，但是高于低真空供熱及中間抽汽供熱方式。考慮到將來供熱機組的靈活性水平整體提高，電價補貼的標準將進一步提高，30%負荷率調峰補貼有望增加，則這種技術可能有更高的經濟收益。綜上所述，這種技術的優(yōu)點是可實現(xiàn)更高程度的熱電解耦，機組負荷可降低至20%～30%，改造對汽輪機主機影響??；缺點是蒸汽品質過高，經濟性不好。

6 結 論

本文以300 MW機組為例，對其應用中間抽汽供熱、低真空供熱、背壓供熱以及旁路供熱等供熱技術的技術原理、改造方案以及技術優(yōu)缺點等進行了詳細的論述，對其供熱能力、供熱工況熱耗、單位標煤產值等經濟性指標進行了計算，基于同等熱負荷，對不同供熱技術的最小技術出力進行了計算。結果表明：旁路供熱方式的靈活性最好；不考慮調峰輔助服務電價補貼時，低真空供熱方式的經濟性最好；考慮電價補貼后，背壓供熱方式的經濟性最好。