摘要：针对发电厂的汽轮机排汽余热损失，结合冬季城市供暖需求，将汽轮机排汽直接用于热网加热系统，回收工质余热，提高能源利用率，减少因排汽损失影响的环境污染及用水量。
关键词：节能；回收余热；余热供热
1 前言
国家发展和改革委员会、国家能源局等部委发布的《热电联产管理办法》第十条“鼓励对热电联产机组实施技术改造，供热改造要因厂制宜采用打孔抽汽、低真空供热、循环水余热利用等成熟适用技术”。《热电联产管理办法》第三十一条指出，“鼓励各地建设背压热电联产机组和各种全部利用汽轮机乏汽热量的热电联产方式满足用热需求”。在这一背景下提出将现抽凝机组进行供热增容改造，并根据热负荷发展情况分阶段逐步实施。机组供热能力增加，供热收益提高，增强机组供热、发电的灵活性，会给企业带来可观经济效益。
火力发电厂中高温高压蒸汽通过汽轮机做功后，排汽余热蒸汽通过换热器直接排入大气，造成能量损失，带来极大的能源浪费，是发电厂主要热损失。我国经过多年的热电建设，已从分散供热实现了集中区域供热，热电建设已纳入城市总体规划中。另一方面，随着城镇发展，供热需求日益增大，并呈现出供不应求的局面。
2改造方案的探讨
以国产200MW超高压中间再热三缸双抽两排汽单轴凝汽式为例，为满足电厂尽可能扩大机组供热能力、替代小锅炉供热的目标，根据机组状况，对几种改造方案按照汽轮机进汽量为530t/h工况，改低压缸不做功、改背压机和改高背压机均按照排汽热量全部供出，不受外部条件影响经济指标进行对比：
2.1低压缸不做功增加供热能力改造方案
（1）技术改造路线
提高机组供热能力的低压缸不做功供热增容改造是在低压缸高真空运行条件下，采用可完全密封的液压蝶阀切除低压缸原进汽管道进汽，通过新增旁路管道通入少量的冷却蒸汽，用于带走低压缸不做功后低压转子转动产生的鼓风热量。与改造前相比，提升供热机组的灵活性，解除了低压缸最小蒸汽流量的制约，在供热量不变的情况下，可显著降低机组发电功率，实现调峰。低压缸不做功供热改造后，为了防止低压缸末两级叶片出现鼓风损失从而引起叶片超温以及应力超限等问题，需要引入一定量的中压缸排汽对低压缸进行冷却。对改造后机组供热能力核算时低压缸冷却蒸汽流量为10t/h。
（2）经济指标分析
按照汽轮机组进汽量为530t/h工况计算，汽轮机额定功率为123.52MW，机组供热能力为995.45 GJ/h，发电平均标准煤耗率为130.67 g/kWh。
（3）改造工作量及改造工期
低压缸不做功改造：更换中低压导管、蝶阀；低压缸冷却系统改造；低压转子末级叶片更换为新型730mm自带围带结构，在叶片出汽边进行喷涂加强处理，提高叶片抗水腐蚀冲刷能力；低压缸喷水系统进行优化改造；热网加热器增容等。
（4）局限性
低压缸不做功供热增容改造后，由于小容积流量工况运行时，末级叶片可能出现的涡流会卷吸减温水至动叶流道，加剧动叶出口吸力面水蚀情况，但通过低压缸末两级叶片金属耐磨层喷涂处理可基本消除此安全隐患。
2.2背压机改造方案
（1）技术改造路线
将汽轮机低压缸转子拆除，重新设计一根低压光轴转子，只起到将中压转子和发电机转子连接传递扭矩的作用。低压缸不进汽，主蒸汽由高压主汽门、高压调节汽门进入高中压缸做功，中压缸排汽引出进入热网加热器供热。新设计光轴低压转子前后轴径仍采用原机组轴径尺寸，这样可不更换原低压支持轴承。
（2）经济指标分析
按照汽轮机组进汽量为530t/h工况计算，汽轮机额定功率为123.52MW，机组供热能力为1019.98 GJ/h，发电平均标准煤耗率为122.75 g/kWh。
（3）改造工作量及改造工期
背压机改造：重新制造一根光轴转子，并对相对应隔板、轴承进行计算更换；凝汽器拆除；低压缸不进汽。
（4）局限性
低压缸光轴改造后，冬季供热运行，夏季不运行。
2.3高背压改造方案
（1）技术改造路线
利用现有机组凝汽器及其循环冷却水管路，增设热网循环水管道切换系统，采暖期采用新型低压缸转子、机组高背压运行，将热网循环水作为凝汽器冷却水首先进入凝汽器，由乏汽作为基本加热手段、将热网循环水加热到一定的温度，再由本机或临机的中排抽汽作为尖峰负荷加热，将水温提升到外网供热需求后对外供出。
（2）局限性
改造前机组的热网循环水量约为4000t/h，不能满足进入凝汽器需要大约8000t/h循环水量的要求。
2.4三个方案的比较
改背压机方案比改高背压方案机组的供热能力提高了，发电标煤耗降低了，由于背压机组“以热定电”，政策上属于鼓励项目。在受机组电负荷影响，机组高背压改造后，不能实现以热定电，冬季供热没有体现高背压机组的优势。改低压缸不做功方案比改背压机方案，供热能力和节能效果相当，改造工作量小，投资较少，改造工期短，能维持机组发电铭牌不变，夏季可以正常运行，机组运行方式灵活。另外机组低压缸不做功改造后可实现热电解耦、提升机组参与电网调峰能力。
因此推荐机组改为低压缸不做功方案。改造后机组带基本负荷，采暖期满负荷运行。
3 经济效益分析
3.1低压缸不做功方案改造改造前后各项指标对比情况
改造后供热增量113.87×104GJ
3.2节煤量计算数据
3.2.1节煤量计算原则
（1）供热节能：热电联产机组与供热小锅炉比较煤耗，计算节煤量。
（2）吸收余热：以相同蒸发量为基准，本项目改造后余热回收折标煤量。
3.2.2供热标煤耗率计算公式bgr=34.16/(ηgl×ηgd×ηhr)：
其中：ηgl---锅炉热效率：现有小锅炉平均热效率为0.75；本工程锅炉平均效率0.885；ηgd---管道效率，规定取值为0.99；ηhr ---热网首站换热效率，取值为0.98。
3.2.3供热节煤计算
〔1〕改造增加热负荷替代小锅炉。
供热标煤耗率bgr1=34.16/(ηgl×ηgd×ηhr)=34.16/(0.75×0.99×0.98) =46.95kg/GJ
供热量：Qgr1¬=113.87×104GJ/a
年供热标煤耗量：B1= Qgr1¬×bgr1=113.87×104GJ/a×46.95kg/GJ /1000=53462t；
〔2〕改造增加热负荷。
供热标煤耗率bgr1=34.16/(ηgl×ηgd×ηhr)=34.16/(0.885×0.99×0.98) =39.78kg/GJ
供热量：Qgr1¬=113.87×104GJ/a
年供热标煤耗量B1= Qgr1¬×bgr1=113.87×104GJ/a×39.78kg/GJ /1000=45297t；
〔3〕供热节煤量
53462t（小锅炉）-45297t（低压缸不做功机组）=8165t
3.2.4吸收余热节煤量计算
低压缸排汽余热回收热量：Qg=210×167×24=103.21104GJ
吸收余热节煤量=低压缸排汽余热回收热量×供热煤耗率=84.174GJ×39.78kg/GJ=33482t
总计节约标煤量=供热节煤量+吸收余热节煤量=8165+33482=41647t
3.2.5节水
改造后机组年节省循环水量约115.67万m3；按热网补水率1%计算年增加热网补水量约5.5万m3；合计年节水约110.17万m3。
3.3节能减排及社会效益
本项目进行低压缸不做功改造，替代小锅炉供热，改造后冷源损失很小，热电联产机组锅炉效率高，单位供热煤耗较小锅炉低，节能减排效果明显。
供热增容改造后每年可以节约标煤4.16×104t标煤。按目前火电厂燃用煤质折算，改造后每年减排量为：减少二氧化硫723t/a、氮氧化物1702 t/a、烟尘1596t/a。
4结论
将200MW机组供热增容改造，汽轮机改造采用低压缸不做功方案；循环冷却水系统采用现有以冷却塔为冷却设备的二次循环单元制供水系统。
改造后提高供热能力，替代小锅炉，符合国家产业政策和环保政策，具有良好社会效益。通过北方电厂实地调研，冬季热负荷供不应求，具有良好的改造前景。
作者简介：
施雪峰，（1976-），男，工程师，从事电厂节能管理工作。
论文作者:施雪峰
论文发表刊物:《基层建设》2018年第31期
论文发表时间:2018/12/18
标签：低压论文; 机组论文; 做功论文; 煤耗论文; 余热论文; 节煤论文; 汽轮机论文; 《基层建设》2018年第31期论文;