_汽轮机高背压供热方案探讨

汽轮机高背压供热方案探讨
肖慧杰，张雪松
(内蒙古电力勘测设计院有限责任公司，内蒙古 呼和浩特 010020 )
摘要：
发电设备年利用小时数走低、热电矛盾的现状，和节能减排、上大压小的国策下，火电企业已面临盈亏临界，甚至生存危机。

抽凝或纯凝式汽轮机切换为高背压式供热的新技术为火电行业注入生机。

以两台200 MW 汽轮发电机组为例，提出利用冷源损失提高供热能力的高背压方案、高背压和背压组合方案、背压方案，并从技术、经济两方面剖析、论证三种方案均可行，且高背压供热优于背压供热。

为已建或新建火电机组消除冷源损失实施高背压技术，在制定设计方案和明确各种方案的优先次序时提供借鉴。

首次提出研发汽轮机低压转子集成工况模块的理念，通过模块调整和切换实现汽轮机抽凝或纯凝工况、高背压工况、背压工况高效运行的市场需求。

关键词：
火电机组；汽轮机；高背压；背压；技术经济。

中图分类号：
TM621 文献标志码：B 文章编号：1671-9913(2017)03-0035-05Discussion on Heat Supply Scheme
of High Back-pressure Steam Turbine
XIAO Hui-jie, ZHANG Xue-song
(Inner Mongolia Electric Power Survey & Design Institute Co., Ltd., Hohhot 010020, China)
Abstract: Coal-fired power plants are facing the break-even point, even survival crisis due to short availability hours, contradictory status of heating and power generation , energy saving and emission reduction as well as the policy of favoring large scale enterprises. The switching technology of condensing or straight condensing turbine to high back pressure heat supply brings new vigor and vitality into coal-fired power generation enterprises. Based on case study of two 200 MW turbine generation units, this paper puts forward the following three schemes: high back pressure scheme to increase heat supply capacity by utilizing loss of turbine cooling source, combined scheme of high back-pressure and back pressure, and back pressure. Through economic and technological analysis, it is concluded that all the three schemes are feasible and the high back pressure scheme is superior to back pressure heat supply. This offers reference for existing and new coal-fired turbine units to reduce loss of turbine cooling source and adopt back pressure technology. Besides, it helps to make design schemes and identify order of precedence of these schemes. This paper proposes for the first time to develop integrated modules for low pressure turbine rotor under various conditions. Through adjustment and replacement of modules, market demand for high-efficiency operation of steam turbine under extract-condensing or straight condensing, high back pressure and back pressure conditions can be satisfied.Key words: coal-fired generation units; steam turbine; high back pressure; back pressure; tech-economic.
* 收稿日期：2016-02-24
作者简介：肖慧杰(1980-)，女，河南安阳人，高级工程师，从事发电行业热机专业咨询、设计工作。

经过10年抢、飞式发展，现阶段中国火电发电量超过总发电量的80%。

电力是国民经济发展的基础，热电联产是实现国家节能减排的一项重要措施。

近年来，“电产能过剩”、“ 窝电”已非新鲜词汇，北方“热电矛盾”尤为突出，火电这块蛋糕现状是：一方面火电建设进入超
DOI:10.13500/ki.11-4908/tk.2017.03.008
超临界、百万千瓦汽轮发电机组时代，另一方面，环保节能成为我国电力工业结构调整的重要方向，火电行业在“上大压小”的政策导向下积极推进产业结构优化升级，加快淘汰单机容量200 MW级及以下、设计寿命期满和不实施供热改造的常规燃煤火电机组，鼓励具备条件的地区建设背压式热电机组，目前背压式热电机组最大发电功率为50 MW。

我国能源利用率仅为33%，节能空间和潜力很大。

改进热机技术以卡诺循环效率为最高标准，火力发电汽轮机乏热损失即冷源损失，约占总损失的50%～60%。

这部分热量排入大气或水源，造成能源浪费、环境污染。

依托运城关铝热电2×200 MW工程改造实例探讨高背压技术设计方案。

2 工程概况
运城关铝热电2×200 MW机组于2008年投产，自然通风冷却塔，汽轮机为北京北重汽轮电机有限责任公司生产的超高压、中间再热、三缸两排汽、抽汽凝汽式汽轮机，第六级抽汽为采暖调整抽汽，型号为NC210-12.75/0.294/535/535。

根据运城《供热规划》内容，2016年～2030年关铝热电厂规划供热的Ⅰ区、Ⅱ区新增面积1811×104 m2。

设定额定采暖抽汽量按250 t/h(外供热负荷能力1200 GJ/h)及配套热网站、2台58 MW热水炉备用、综合采暖指标为40.1 W/m2，一次热网循环水供回水温度为100 ℃/52 ℃，汽轮机额定高背压工况背压设计值为47.4 kPa,在此基础上挖掘2台机组最经济的供热方案。

火电机组高背压供热技术的核心是利用冷源损失，将这部分冷源损失回收用于民生供热，高背压供热发电标煤耗、机组热效率等技术经济指标优于常规背压式热电机组，经过逐渐研究和实施，未来几年将得到迅速发展。

高背压方案，采用减少、更换低压转子次末级、末级叶片等方法提高低压缸排汽参数，从而提高循环水出水温度用以供热；背压方案的低压转子也称光轴转子，常采用中低压缸连通管打孔抽汽的方法，将大部分中压缸排汽用作采暖抽汽，仅留10 t/h蒸汽作为低压转子通风冷却备用汽源，光轴方案较高背压方案更简单易行，经济性较高背压方案略差；采用低压缸双转子，通过转子互换实现抽凝或纯凝、高背压或背压工况的高效运行。

拟定三个供热方案：仅1号机组改造为高背压(以下简称方案一)、1号机组改造为高背压+2号机组改造为背压(以下简称方案二)、2台机组均改造为背压(以下简称方案三)。

还有一种方案就是2台机组同时改造为高背压，此方案若将每台机组的450 t/h排汽热量全部送出，在供回水温度75 ℃/52 ℃的条件下需要的热网循环水量约22000 t/h，现有热网循环水最大流量为11300 t/h，原热网系统需进行颠覆性改造。

这种低温供热方式，循环水大流量、能耗高、经济性差、外网匹配困难，所以不推荐此方案。

4 高背压供热主机
4.1 高背压供热额定工况
单台汽轮发电机组额定抽汽工况(简称抽凝)、高背压供热无抽汽工况(简称高背)、背压供热工况(简称背压)主要参数见表1。

从表中数据可见，相同主蒸汽流量条件下，机组发电功率由高到低依次为高背、抽凝、背压，而供热能力由高到低依次为背压、高背、抽凝。

表1
汽轮机典型工况
4.2 高背压供热改造
高背压机组改造：主机改造范围集中在低压缸转子及其附属连接件，见图1。

将现有低压转子返回主机厂加工为高背压转子，用于采暖
期机组高背压工况运行，改造前后低压转子见
图2、图3。

根据电厂需求可采购新纯凝转子，用于非采暖期机组纯凝工况运行。

辅机改造主要有凝
汽器、低压缸喷水、轴封加热器等。

背压机组改造：购买新的光轴转子用于采暖期机组背压工况运行。

将现有低压转子返回主机厂进行互换性改造，用于非采暖期机组纯凝工况运行。

辅机改造主要有低压缸喷水、轴封加热器、凝结水泵等。

5 马心猿高背压供热系统
5.1 热网主要设备
加热站主要设备有加热器、循环水泵、疏水泵、滤水器，各方案设备见表2。

从表中可见方案三新增设备数量最多，相应加热站内设备投资最高。

表2
热网加热站设备
5.2 主要系统5.2.1 热网循环水系统
方案一、方案二原凝汽器循环水管道隔断，双流程改为四流程。

从热网加热站引接热网循环水，进入凝汽器经四流程加热后，经热网循环水泵升压、热网加热器加热后送向外网。

热网加热器前、后供水母管之间设置连通管。

5.2.2 热网加热蒸汽系统
高背压方案热网蒸汽系统无变动。

背压方案，抽汽量由原有250 t/h 增加为480 t/h ，每台
图1 低压转子改造范围图2 老低压转子图3 新低压转子
汽轮机可从中低压连通管打孔增设抽汽管路至热网蒸汽母管，替换母管管径。

5.2.3 开式冷却水系统
(高)背压方案自然通风冷却塔停用，在冷却塔集水池内完成循环水冷却，增设冷却水泵及机组间连通管路。

6 供热能力和供热安全性
6.1 改造前抽凝机组供热能力
两台200 M W 机组额定抽汽量为250 t/h ，对应供热能力333 MW ，可供采暖面积831×104 m 2。

6.2 方案一供热能力
1号机组改造为高背压运行，主蒸汽进汽量为630 t/h ，排汽量为360 t/h ，可将8560 t/h 循环水从52 ℃加热到75 ℃，且从高背压机组抽汽115.2 t/h ，可将8560 t/h 循环水从75 ℃加热到83 ℃。

1号机组最大供热能力按306 MW 设计，热网循环水量按8560 t/h 设计。

2号机组采暖期仍然按照抽汽供热方式运行，机组额定抽汽量为250 t/h ，最大抽汽量为300 t/h 。

2号机组额定供热能力为167 MW ，可将热网循环水从83 ℃加热到100 ℃。

改造后两台机组总供热能力为473 MW ，两台机组可以满足1177.6×104 m 2的供热需要。

6.3 方案二供热能力
1号机组改造为高背压运行，主蒸汽进汽量为638 t/h 计算，可以将11300 t/h 的循环水从52℃加热到75 ℃，向外网提供热量为302 MW 。

1号机组最大供热能力按302 MW
设计，热网循环水量按11300 t/h 设计，充分利用机组冷源损失。

2号机组改造为背压运行，主蒸汽进汽量为610 t/h ，额定抽汽量为480 t/h ，供热能力为320 MW ，可将热网循环水从75 ℃加热到100℃。

改造后两台机组总供热能力为622 MW ，两台机组可以满足1551.7×104 m 2的供热需求。

6.4 方案三供热能力
两台机组均改造为背压机运行，主蒸汽进汽量为610 t/h ，额定抽汽量为480 t/h ，供热能力为320 MW 。

改造后两台机组热网循环水量按11240 t/h 设计，总供热能力为640 MW ，可将热网循环水从52 ℃加热到100 ℃，两台机组可以满足1596×104 m 2的供热需求。

6.5 各方案热负荷延续曲线图
各方案热负荷延续曲线见图4、5、6，从图中最大热负荷数据可得各方案供热能力依次为方案三、方案二、方案一，其中方案三、方案二最大供热能力接近，两方案的优劣须结合技术经济数据分析。

6.6 供热安全性
“当任何一台汽轮机停运时，其余汽轮机能供采暖用热量的60％～75％”，本工程取60%。

电厂管网内有热水锅炉备用，方案一、方案二、方案三均满足供热安全性要求。

图4 方案一 热负荷延续曲线图
图6 方案三热负荷延续曲线图
整个采暖期室外温差波动较小，初、末寒
期各种改造方案外网所需的热负荷满足机组最小负荷工况安全运行的需求。

7 供热方案对比分析
7.1 技术经济指标
依据汽轮机运行工况图，技术经济指标计算结果见表3。

从计算结果可以看出，高背压、背压供热工况的平均供电标煤耗比抽凝供热机组节约0.150 kg/kWh ，供热能力提升显著，采暖期发电设备年利用小时数降低，缓解北方地区 “热电矛盾”问题、与“鼓励具备条件的地区建设背压式热电机组﹤2﹥”同一标煤耗等级，且在电负荷容量、洁净排放等方面优于传统意义上的背压机组，抽汽凝汽式火力发电机组通过高背压、背压改造即可优雅转身，成为民生能源供应宝藏。

表3
技术经济指标
7.2 大气污染物减排分析
表3中三种方案全年节约标煤量，全年节约标煤量若燃烧相应产生的二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物、烟尘等大气污染物排放量，即为高背压供热节能排量。

7.3 主要财务指标
依据电厂当地标准煤价、热价、水价、电价；按资本金占工程动态总投资的20 ％，其余国内商业银行贷款，贷款年利率4.9 %、还贷年限10年(含建设期)、本金等额偿还；财务分析只考虑本改造工程的投资，以及改造后比改造前增加或减少的成本和收益；仅为采暖期测算，未计列新购或更换转子费用。

主要财务指标计算结果见表4。

表4
主要财务指标
7.4 三种技术方案分析对比及结论7.4.1 方案一
一台机组进行高背压改造，另一台机组保持原状态不变，供热面积可增至 1177.6×104 m 2，供热能力1700 GJ/h ，全年总供热量3664005 GJ ，采暖期发电设备年利用小时数2036.9 h 。

特点如下：
(1)改造费用低，只改造了一台机组。

(2)热和电的调节相对灵活。

(3)增加供热面积最小，2号机组仍然还有冷源损失，热经济性指标相对差。

7.4.2 方案二
一台机组进行高背压改造，另一台机组进行背压改造，供热面积可增至 1551.7×104 m 2，供热能力2240 GJ/h ，全年总供热量4826738 GJ ，采暖期发电设备年利用小时数1746.4 h 。

特点如下：
(1)改造费用最高，一台机组高背压改造，另一台机组背压改造，热网设备、管道改造量大。

(2)机组按“以热定电”方式运行，热和电的调节不灵活。

(3) 增加供热面积次大，几乎没有冷源损失。

7.4.3 方案三
两台机组均进行背压改造，供热面积可增至1596×104 m 2，供热能力2304 GJ/h ，全年总供热量4966585 GJ ，采暖期发电设备年利用小
时数1401.4 h 。

特点如下
：
(下转第57页)
在实践中探索并积累经验。

同时PTN、OTN网络强大的处理能力、丰富的接口类型和电信级的保护能力为多网融合提供了可能，这将有利于数据通信网集约化管理、通信资源的优化配置和投资效益的最大化。

5 结语
河南电力PTN网络建设，一方面采用了统一技术体制建成地市PTN网络，另一方面将先进的PTN技术大范围推广到县级通信网，是河南电力通信网向宽带网络迈进的关键一步。

结合河南OTN网络、SDH网络的建设与完善，河南电网将具备400G OTN+双10G SDH的省级核心通信网络、2.5G SDH+10GE PTN的地市通信网和622M SDH+GE PTN的县级通信网，完备的三级网络从核心、汇聚到底层接入的承载能力、可扩展能力、可靠性程度和技术先进水平将给河南智能输电网和智能配电网建设起到强有力的通信保障。

参考文献：
[1] 纪治国．PTN+OTN传输技术在城域传送网中的应
用探讨[D]．南昌：南昌大学，2014．
[2] 何颖．复杂大电网下省级电力通信网规划[D]．北
京：华北电力大学，2014．
[3] 王顺兴．光通信技术在电力通信系统中的应用与组
网方案研究[D]．北京：北京邮电大学， 2010 ．[4] 钟睿，等．三级电力通信网中PTN系统的组网方式
[J]．电力信息与通信技术，2015，10(011)
．。