山东电力工程咨询院有限公司 山东济南 250013
摘要：本文以西北地区某直接空冷供热机组为例，对直接空冷机组高背压供热改造实施方案、关键技术点进行了详细的分析，提出了高背压供热经济运行的准则，为同类型项目的可行性研究和运行优化提供参考依据。
关键词：直接空冷；高背压供热改造
0 引言
“节能减排”始终是贯穿我国社会经济发展的一个核心问题，其根本措施是提高能源利用率和减少余热损失。对火力发电厂而言，汽轮机乏汽损失为火电厂热损失中最大的一项，大量的热量（占50%～60%）被循环水或空气带走并排放到大气中[1]。对300MW等级空冷供热机组来说，由于受低压缸最小冷却流量的限制，联通管抽汽能提供最高约310MW左右的供热量，且机组只有部分抽汽被用于供热，汽轮机排汽份额有所减少，但仍存在较大冷源损失。
因此，有必要对该类型机组进行高背压供热改造，以提高电厂的供热能力，降低年均供电煤耗。
1 机组介绍
拟改造电厂装机容量为2X310MW，为西北地区某直接空冷供热电厂。汽轮机型式为亚临界、中间再热、三缸两排汽、单轴、双抽汽、直接空冷式。CCK310-17.75/1.0/0.45/540/540，铭牌功率为310MW,抽汽方式为中压带旋转隔板调整抽汽、中低压联通管蝶阀调整抽汽。配套锅炉亚临界参数汽包炉、自然循环，单炉膛、一次再热、四角切圆、平衡通风、燃煤、固态排渣、全钢构架紧身封闭布置，锅炉最大连续出力1064t/h。机组设7级回热系统，包括2台高加+高加外置式蒸汽冷却器、1台除氧器、4台低加；空冷凝汽器布置在主厂房A排外，每台机组所配的冷却单元为30个，空冷器管束采用单排管。
该供热机组目前面临最大的问题就是供热能力不足，电厂原设计的供热系统中，由采暖抽汽直接加热采暖加热器。最大供热能力约，供需矛盾比较突出，急需进行供热改造。
该空冷机组设计背压：15 kPa，夏季设计背压：34 kPa，在最大进汽量、额定负荷下持续运行允许的最大背压值为 45.1 kPa，对应排汽温度在54～84℃，其背压变化幅度完全适应高背压运行的要求，无需对汽轮机末级叶片进行改造。
根据本地区往年供热记录，供热回水温度在50～60℃,供热回水最大有约20℃温升空间，因此该电厂具备实施高背压供热良好的基础条件。
2 高背压供热改造设计过程
空冷机组高背压供热改造设计需要确定以下关键边界条件：
A.热网循环水进入凝汽器的温度
B. 热网循环水流出入凝汽器的温度
此温度由汽轮机排汽背压确定，一般比排汽背压对应的饱和温度小3～5℃。排汽背压参数的选择详见第4部分介绍。
C. 热网循环水量的确定
热网循环水量越大，对实施高背压改造越有利，本工程循环水量暂按12000t/h考虑。
D. 热网供水温度的确定
另外还需进行主要设备选型以及空冷岛的防冻计算等工作。
具体改造内容：
a)对于汽轮机低压部分而言，冬季高背压供热运行时与机组夏季运行时工况基本一致，汽轮机本体部分不做大的改动，仅增加新的喷水装置和新的运行监测和报警设备。
b)从空冷汽轮机主排汽管上增设一旁路排汽至热网凝汽器，通过凝汽器表面换热来加热热网循环水回水，在热网凝汽器入口蒸汽管道上装有大口径真空电动蝶阀。
c)在空冷岛上方原6列排汽支管中，原已有4列设有大口径真空电动蝶阀，布置于中部的2列原未装设阀门，为便于机组在供热期运行时利用这些阀门，实现对空冷凝汽器的方便调整和切除，此2列处增设大口径真空电动蝶阀。
d)热网凝汽器的排汽凝结水接至原空冷凝结水回水母管至机组回热系统。
e)热网凝汽器循环水进出水管道系统与原热网一次换热站循环水系统连接，原机组具有的中排抽汽供热系统保留，作为尖峰热负荷时调整采用。
3. 具体改造实施方案
高背压供热改造具体方案如下：2台机组采用“二拖一”方案， 不改变空冷岛现状，增设一台#1、2机组共用的高背压供热系统凝汽加热器（以下称“供热凝汽器”），从#1、2机空冷岛进汽总管中分别引出一路蒸汽至供热凝汽器，热网循环水回水通过供热凝汽器，利用供热凝汽器回收汽轮机排汽余热对热网循环回水进行一级加热，同时利用汽轮机中低联通管的抽汽作为尖峰加热手段，对热网循环水进行二次加热，满足供热要求。
4 高背压排汽背压研究
高背压供热方案中，排汽背压的确定是一个非常关键的问题，排汽背压越高，乏汽被吸收的越多，但是由于背压提高，机组发电量下降，同时，背压提高容易导致汽轮机末级鼓风现象的产生。因此排汽背压的选择并不是越高越好，需要根据供暖情况合理确定一个背压范围，此背压需要考虑汽轮机运行安全，以及机组的经济性。
一般认为空冷机组在高背压低负荷可能会由于体积流量减少而出现鼓风。而鼓风状态可导致排汽成为过热蒸汽，所以在高背压低负荷时，如果低压缸排汽温度高于排汽压力对应的饱和温度时，此时极有可能已发生鼓风现象。此时，为了机组安全，应当要加以干预。在运行中，要防止鼓风的发生，就要保证低压缸的最小进汽流量。背压越高，低压缸最小进汽流量越大。根据汽轮机厂提供的资料，排汽背压为34kpa，低压缸最小排汽流量为454t/h，排汽背压为45kpa，低压缸最小排汽流量为619.0t/h，从而导致中排采暖抽汽量减少。
因此推荐设计背压采用34kpa。目前已实施完空冷高背压改造的国电榆次热电有限公司，设计额定运行背压为34kPa，已经成功运行[2]。汽轮机在最大进汽量的情况下，进入汽轮机低压缸前的流量约为770t/h，再扣除掉低加抽汽约20t/h后，当机组背压为34kpa时，汽轮机中排采暖抽汽量最大为：300t/h。
背压越高，乏汽焓值越高，相同主蒸汽流量下，机组发电量减少。以机组MCR工况（背压15kpa）和TRL工况（背压34kpa）为例，汽机进汽量相同，背压升高，机组功率减少了约20MW。
根据该电厂提供的当地电价（256元/兆瓦时(含税)），热价（343.6（元/GJ）），1MW的电收益相当于2.7倍1MW的热收益。根据热网循环水量，可以大体确定循环水的最小温升在～5℃左右，高背压供热带来的供暖收益才会高于机组供电减少带来的损失。
为了提高供热的经济性，在高背压的运行方式下，在保证低压缸最小进汽流量的情况下，要尽量减少空冷岛的进汽流量，减少在高背压工况下做功的蒸汽量，以减少做功损失。
5 高背压供热改造效果分析
该空冷机组经高背压供热改造后，高背压正常运行参数为：34kpa，热网循环水回水温度55℃，高背压凝汽器出口温度69℃，热网供水温度120℃，热网循环水量12000t/h，经计算，机组最大供热能力约为：432.9MW，其中高背压提供热量约为：195.2MW，中排抽汽供热量约为：237.7MW。与未改造前相比，供热能力提高约：121.7MW，供热能力增加显著，约40%。
综合整个供暖期，高背压改造投运后，供热期单机发电煤耗综合可降低～75g/kWh，与常规抽汽供热相比煤耗可降低～20g/kWh，如果循环水回水温度越低，节能效果越明显。
6 结论
本文对直接空冷机组高背压供热改造进行了详细分析研究，得到以下结论及建议：高背压供热改造方案技术可行，在改造范围很小的情况下，能够有效增加现有机组的供热能力。系统投运经济性主要取决于热网循环水回水温度和热网循环水流量，热网循环水回水温度越低，热网循环水流量越大，高背压供热能力越高，投运后机组经济性越高；如果回水温度过高，投运后高背压供热收益反而少于发电损失。
参考文献
[1] 郑体宽. 热力发电厂[M].北京：中国电力出版社，1997:
[2] 张攀，杨涛等 直接空冷机组高背压供热技术经济性分析 汽轮机技术，2014.6
论文作者:刘刚
论文发表刊物:《中国电业》2019年第08期
论文发表时间:2019/9/5
标签：机组论文; 凝汽器论文; 汽轮机论文; 回水论文; 温度论文; 低压论文; 流量论文; 《中国电业》2019年第08期论文;