超臨界機組采暖抽汽余壓發(fā)電技術(shù)方案及經(jīng)濟性分析

成渫畏，王學(xué)棟

（1.華電集團有限公司山東公司，山東 濟南 250014；2.華電電力科學(xué)研究院有限公司，浙江 杭州 310030）

0 引言

目前，雖然新能源發(fā)電技術(shù)得到飛躍發(fā)展，但燃煤發(fā)電仍舊占據(jù)主導(dǎo)地位，截至2020 年年底，全國全口徑發(fā)電裝機容量22.02 億kW，其中火電裝機12.45 億kW，裝機占比56.54%，全國6 000 kW 及以上火電廠供電煤耗304.9 g/kWh，煤電機組仍是當前的耗煤大戶，節(jié)能減排的壓力巨大。隨著國家“碳達峰、碳中和”目標的提出，國家對燃煤火電機組高效清潔發(fā)電更加重視，陸續(xù)出臺的一系列政策引導(dǎo)和規(guī)范發(fā)電企業(yè)向高效、清潔發(fā)電方向發(fā)展，大容量純凝機組改集中供熱替代效率低小鍋爐、小熱電成為節(jié)能減排的有效手段，許多原設(shè)計純凝運行的機組改成熱電聯(lián)產(chǎn)機組。在火力發(fā)電機組中，燃料燃燒產(chǎn)生的熱量有一部分轉(zhuǎn)化為電能，而大量的熱量則作為廢熱流入環(huán)境，熱電聯(lián)產(chǎn)可以有效利用一部分廢熱，大大提高一次能源效率［1-3］。對于技改型的熱電聯(lián)產(chǎn)機組，限于原純凝機組的結(jié)構(gòu)特點，采暖抽汽往往來自汽輪機中壓缸排汽，而中壓缸排汽參數(shù)大多數(shù)情況下都遠高于采暖抽汽要求的參數(shù)，造成蒸汽做功能力的浪費。采暖抽汽在供熱前利用余壓發(fā)電，可以有效利用蒸汽壓降，實現(xiàn)能量梯級利用。

關(guān)于蒸汽余壓余熱利用，國內(nèi)外研究人員根據(jù)發(fā)電企業(yè)現(xiàn)場項目做過大量研究和分析，李瓊、唐星君、勞金旭和ZHAO 等研究了抽背式、抽凝式汽輪機組和背壓式汽輪機組聯(lián)合運行改造的技術(shù)路線、對機組發(fā)電負荷和廠用電率的影響［4-7］。王立功、李靖、王忠成等研究了抽凝機組帶背壓機組聯(lián)合運行，計算了主機抽汽量、熱耗率、廠用電率、煤耗率的變化，經(jīng)濟計算仍以主機為研究對象，沒有分析整套系統(tǒng)的經(jīng)濟性［8-10］。商永強研究了抽凝機組帶背壓機組運行增發(fā)電量銷售的經(jīng)濟收益，并從供熱量、發(fā)電量、煤耗率方面比較了傳統(tǒng)抽汽供熱改造方案與背壓機發(fā)電供熱方案的經(jīng)濟性［11］。趙盼龍研究利用再熱冷端、熱端抽汽帶供熱背壓機和引風(fēng)機汽動的技術(shù)路線和技術(shù)方案［12］。余炎等研究了對超臨界350 MW等級機組工業(yè)抽汽的需求，提出采用背壓式給水泵小汽輪機排汽對外供熱的研究方案［13］。潘杭萍等利用大型純凝汽輪機組的采暖抽汽帶底置式背壓汽輪機替代傳統(tǒng)的減溫減壓器，研究了主機負荷與底置式背壓汽輪機效率的關(guān)系［14］。

某廠兩臺超臨界670 MW 機組實施了抽汽供熱改造，采暖抽汽從中壓缸排汽口抽出。由于抽汽參數(shù)高、抽汽流量大，采暖抽汽首先進入大容積流量背壓式汽輪機發(fā)電，排汽再進入熱網(wǎng)加熱器加熱熱網(wǎng)循環(huán)水對外供熱，有效利用抽汽余壓，實現(xiàn)了能量的梯級利用。

1 汽輪機組抽汽余壓發(fā)電技術(shù)方案

1.1 超臨界汽輪機技術(shù)規(guī)范

超臨界670 MW 機組為超臨界、一次中間再熱、三缸四排汽、凝汽式汽輪機，型號為N670-24.2/566/566 型，為了滿足快速發(fā)展的居民采暖需要，提高供熱能力和供熱質(zhì)量，機組實施抽汽供熱改造，汽輪機改造后技術(shù)規(guī)范如表1所示。

表1 超臨界670 MW機組供熱改造后技術(shù)規(guī)范

1.2 背壓式汽輪機技術(shù)規(guī)范

背壓式汽輪機技術(shù)規(guī)范如表2所示。

表2 背壓式汽輪機技術(shù)規(guī)范

1.3 抽汽余壓發(fā)電系統(tǒng)連接方案

超臨界670 MW 機組進行采暖抽汽供熱改造，采用中低壓連通管上抽汽供熱的改造方案。在中、低壓缸連通管上開孔，通過蝶閥調(diào)整抽汽壓力，實現(xiàn)調(diào)整采暖抽汽量的目的，設(shè)計采暖抽汽壓力為1.0 MPa，抽汽溫度為355.5 ℃，最大抽汽量600 t/h，而熱網(wǎng)加熱器設(shè)計進汽參數(shù)為0.40 MPa、245.7 ℃。由于采暖抽汽參數(shù)較高、抽汽流量大，為了有效利用抽汽余壓，將大部分抽汽引入低參數(shù)、大容積流量背壓式汽輪機發(fā)電，排汽進入熱網(wǎng)加熱器；小部分引入小汽機拖動熱網(wǎng)循環(huán)水泵做功，做完功的蒸汽也排入熱網(wǎng)加熱器加熱熱網(wǎng)水。超臨界670 MW 機組從中低壓缸連通管上引出一根DN1000 的抽汽管道到熱網(wǎng)首站，進入熱網(wǎng)首站后分成3 根DN600 的蒸汽管道將采暖抽汽引入3 臺設(shè)計功率為6 MW 的背壓式汽輪機發(fā)電，產(chǎn)生的電量接入廠用電系統(tǒng)。背壓式汽輪機按單元制配置，汽輪機的排汽由DN1000 管道送入3 臺對應(yīng)的熱網(wǎng)加熱器加熱熱網(wǎng)水對外供熱。首站內(nèi)背壓機組進汽和熱網(wǎng)加熱器疏水系統(tǒng)均采用母管制，疏水經(jīng)疏水泵輸送回超臨界機組主凝結(jié)水管道。超臨界機組與背壓機組聯(lián)合運行供熱系統(tǒng)如圖1所示。

圖1 超臨界機組與背壓機組聯(lián)合運行供熱系統(tǒng)

2 聯(lián)合運行性能試驗

2.1 試驗方法

由于超臨界機組負荷和采暖抽汽量達不到額定值，確定超臨界機組帶2 臺背壓機組運行，1 臺背壓機組備用，進行超臨界機組與背壓機組的聯(lián)合性能試驗。超臨界機組退出AGC，保持每一試驗工況負荷穩(wěn)定；穩(wěn)定超臨界機組的主蒸汽和再熱蒸汽參數(shù)、抽汽參數(shù)與抽汽流量，穩(wěn)定機組熱力系統(tǒng)和主、輔機的運行方式，調(diào)整機組抽汽流量和首站回水流量一致，保持工質(zhì)流量平衡。機組運行工況穩(wěn)定30 min 以上進行試驗，試驗時間持續(xù)1 h，取試驗數(shù)據(jù)的平均值計算機組性能指標。

超臨界機組試驗參數(shù)的測量利用運行表計，更換1 臺背壓式汽輪機的進、排汽參數(shù)和發(fā)電機功率測量儀表。試驗時，同步穩(wěn)定2 臺背壓式汽輪機的發(fā)電功率和進、排汽參數(shù)，控制2 臺背壓式汽輪機的進汽調(diào)門開度相同，使得2 臺背壓式汽輪機發(fā)電功率相近。

2.2 試驗結(jié)果

受電網(wǎng)調(diào)度和抽汽流量的影響，超臨界機組試驗負荷為445～470 MW 之間的3 個工況點，背壓機組3 個工況試驗負荷約5.6 MW。由于電負荷低、熱負荷小，機組抽汽量小，1 臺超臨界機組帶2 臺背壓機組運行。超臨界機組試驗結(jié)果如表3 所示，背壓機組試驗結(jié)果如表4所示。

表3 超臨界670 MW機組試驗結(jié)果

表4 背壓機組試驗結(jié)果

3 超臨界機組抽汽余壓發(fā)電的經(jīng)濟性分析

超臨界670 MW 機組采暖抽汽帶背壓機組利用抽汽余壓發(fā)電，為評價節(jié)能效果，將背壓式汽輪機排汽供熱工況和中壓缸排汽直接供熱工況進行對比分析。

3.1 經(jīng)濟指標分析的邊界條件

由于超臨界機組采暖抽汽直接供熱和利用背壓式汽輪機組排汽供熱，機組抽汽量不同，對鍋爐和汽輪機負荷都有影響，從而影響鍋爐效率、汽輪機熱耗率、廠用電率和機組發(fā)、供電煤耗率，同時機組負荷又受網(wǎng)調(diào)的影響，計算分析比較復(fù)雜，所以必須假定一定的邊界條件，以簡化計算過程。

1）在背壓機組投運和切除兩種工況下，超臨界機組主蒸汽流量保持不變；2）在背壓機組投運和切除兩種工況下，超臨界機組高、中和低壓缸的通流效率保持不變；3）機組對外供熱負荷保持不變；4）背壓式汽輪機間的通流效率和汽耗率等指標相同；5）超臨界機組抽汽系統(tǒng)、背壓式汽輪機進汽和排汽系統(tǒng)無工質(zhì)泄漏損失。

3.2 機組聯(lián)合運行發(fā)電效益計算方法

在超臨界機組主蒸汽流量保持不變、對外供熱量不變的情況下，對比分析背壓機組投運和切除兩種工況下的性能指標。

背壓式汽輪機排汽供熱量：

式中：Qb為背壓式汽輪機排汽供熱量，MW；Gb為背壓式汽輪機排汽流量，t/h，其值取測量的背壓式汽輪機進汽量；Hbex為背壓式汽輪機排汽焓，kJ/kg；Hs為熱網(wǎng)加熱器疏水焓，kJ/kg。

超臨界機組采暖抽汽供熱量：

式中：Qch為超臨界機組采暖抽汽供熱量，MW；Gch為采暖抽汽流量，t/h；Hch為采暖抽汽焓，kJ/kg。

基于對外供熱量一致的計算條件，由于式（1）和式（2）中的Hbex和Hch不同，Hbex小于Hch，因此計算得到的Gb大于Gch，利用背壓式汽輪機排汽供熱時，背壓式汽輪機總的進汽流量大于超臨界機組直接供熱時的采暖抽汽流量，多抽的蒸汽流量為ΔG。

式中：ΔG為背壓式汽輪機排汽供熱比采暖抽汽直接供熱增加的抽汽流量，t/h。

利用ΔG計算多抽汽量導(dǎo)致的超臨界機組發(fā)電功率降低值ΔPec。

式中：ΔPec為采暖抽汽流量增加值引起的超臨界機組發(fā)電功率的降低值，MW；ηLP為低壓缸效率，取機組改造前性能試驗值86.5%；Hex為超臨界機組低壓缸理想排汽焓，kJ/kg。

超臨界機組與背壓機組聯(lián)合運行增加的發(fā)電功率為：

式中：ΔPe為超臨界機組與背壓機組聯(lián)合運行增加的發(fā)電功率，MW；Peb為2臺背壓機組總的發(fā)電功率，MW。

3.3 背壓機組發(fā)電效益計算結(jié)果

試驗工況下，超臨界機組與背壓機組聯(lián)合運行，由試驗數(shù)據(jù)計算聯(lián)合運行的發(fā)電功率和供熱量指標，計算結(jié)果見表5。

表5 超臨界機組與背壓機組聯(lián)合運行性能指標

由表5中試驗結(jié)果得知，從工況1到工況3，由于工況調(diào)整原因，超臨界機組負荷有波動，從445 MW到470 MW，但采暖抽汽量減小對2 臺背壓機組功率影響不大，熱網(wǎng)循環(huán)水泵用汽量逐漸減小，超臨界機組整體對外供熱量減小。

當切除背壓機組時，由于對外總供熱量保持不變，因此超臨界機組供熱抽汽流量會相應(yīng)減少，減少的供熱抽汽進入低壓缸做功，從而增加機組出力。因此，在進行背壓機組排汽供熱方式經(jīng)濟效益計算時，應(yīng)考慮此供熱方式下供熱抽汽流量的增加導(dǎo)致超臨界機組低壓缸做功減少的量，即超臨界機組出力降低值。在進行兩種方式的對比計算時，熱網(wǎng)循環(huán)泵的運行工況和性能指標不變。各工況下經(jīng)濟效益計算結(jié)果見表6。

表6 背壓機組投運和切除工況發(fā)電功率計算

表6（續(xù)）

由表6 中結(jié)果可知，在保證供熱量不變的情況下，采用背壓機組排汽供熱方式比超臨界機組抽汽直接供熱方式分別多發(fā)電7.74 MW、7.71 MW、7.59 MW，平均值為7.68 MW。將背壓機組發(fā)電接入廠用電系統(tǒng)，可以降低機組廠用電率分別為1.68%、1.63%、1.69%，平均值為1.67%。

3.4 計算結(jié)果分析

由以上分析計算，得到試驗工況下超臨界機組與背壓機組聯(lián)合運行經(jīng)濟效益計算結(jié)果。

1）背壓機組功率在5.60 MW 工況下，3次試驗的平均通流效率為78.61%。

2）超臨界機組445～470 MW 之間的3 次試驗工況，在平均供熱抽汽流量209.72 t/h 條件下，帶兩臺背壓機組運行，背壓機組平均發(fā)電功率為11.18 MW。

3）在對外供熱量不變的條件下，利用背壓式汽輪機排汽供熱與超臨界機組抽汽直接供熱工況相比，背壓機組投運工況增加抽汽流量20.92 t/h，超臨界機組損失發(fā)電功率3.50 MW，超臨界機組與背壓機組聯(lián)合運行增加發(fā)電功率7.68 MW，降低機組廠用電率1.67%，按超臨界機組供熱期平均供電煤耗率275.2 g/kWh 計算，可以降低超臨界機組供電煤耗率4.60 g/kWh。

4 結(jié)語

超臨界機組采暖抽汽帶低參數(shù)、大容積流量背壓式汽輪機，利用抽汽余壓發(fā)電，采暖抽汽參數(shù)降低后用于供熱，實現(xiàn)了蒸汽能量的梯級利用，大幅度提高純凝機組供熱改造后的能源利用效率。由超臨界機組與背壓機組聯(lián)合運行性能試驗結(jié)果得知，在機組供熱量180～200 MW 時，超臨界機組負荷在445～470 MW 工況下，帶2 臺背壓機組聯(lián)合運行，超臨界機組平均供熱抽汽流量209.72 t/h，2 臺背壓機組總發(fā)電功率為11.18 MW。在機組對外供熱量不變的條件下，對比背壓式汽輪機排汽供熱工況與超臨界機組抽汽直接供熱工況，背壓機組投運工況增加抽汽流量20.92 t/h，超臨界機組損失發(fā)電功率3.50 MW，超臨界機組與背壓機組聯(lián)合運行增加發(fā)電功率7.68 MW，降低機組廠用電率1.68%，降低超臨界機組供熱期供電煤耗率約4.60 g/kWh。