【关键词】：超临界机组；间接空冷；高背压；供热

0引言

我国自进入“十二五”以来，经济发展迅猛，以煤炭为燃料的热-电联产企业在此期间也得到了长足的发展。然而，面对严峻的生存环境的压力，节能降耗政策的深入推进，能源互联网、高效、清洁能源利用技术将成为国家“十三五”期间的重点发展方向。随着电力工业矛盾的日益突出，关闭高能耗、重污染的小火电机组需求迫切。高背压供热改造技术是近年来发展起来的新兴供热技术，是在原有抽汽供热机组的基础上对主、辅设备及热网系统进行改造，以达到部分甚至全部利用汽轮机的冷源损失的目的。同时，供热机组的供热能力得到较大的提升，热电联产机组的热耗及发电煤耗得到大幅降低。随着此项技术的深入推进，间接高背压供热改造的技术关键点及适合本地区的改造技术路线日益凸显。

1高背压供热系统的原理

1.1 纯凝机组高背压供热

目前，汽轮机按照排汽压力分为凝汽式汽轮机与背压式汽轮机。北方大部分的机组采用抽凝式汽轮机，机组夏季采用纯凝工况运行，冬季供热采用抽汽供热运行。抽凝式机组无论运行在任何工况，低压缸做功后的乏汽均需要循环水系统的冷却，乏汽凝结后排入机组凝结水系统。在此过程中，低压缸排汽余热大量损失，造成机组综合热效率下降。抽凝机组高背压供热改造是将热网循环水引入抽凝机组的循环水系统，冬季供热期间，利用凝汽器作为热网循环水的基本加热器，充分利用凝汽式机组排汽的汽化潜热来加热热网循环水，再利用本机或邻机的抽汽作为热网循环水的二次加热汽源，将热网循环水加热至热源点所需的温度向用户供热。夏季非供热期间，机组仍旧纯凝工况运行，真空恢复至纯凝供热设计值。

1.2 空冷机组高背压供热

空冷机组分为直接空冷机组和间接空冷机组。直接空冷机组为汽轮机低压缸排汽直接引入空冷岛翅片管束，在管束中与空气换热冷凝成水。直接空冷机组的总热效率较低，其中通过空冷岛排放到大气的能量约占总能量的50%以上，大量余热未被利用；间接空冷类似纯凝机组，保留有凝汽器，乏汽在凝汽器中冷凝，冷却介质为循环水，通过空冷塔换热，其中循环水为闭式循环。

1.2.1直接空冷机组高背压供热改造

高背压供热改造不改变机组空冷岛现状，汽轮机及原抽汽不做任何更改，但需增设1台高背压凝汽器，回收汽轮机排汽余热对热网循环回水进行初级加热。低压缸排汽至空冷岛进汽总管中引出一路蒸汽至高背压凝汽器，通过调整空冷岛背压和低压缸进汽量，调节高背压凝汽器进汽量。高背压凝汽器抽真空管路接入主机抽真空管路，供热凝汽器的凝结水回收至主机排汽装置。高背压供热凝汽器与原热网加热器采用串联布置方式。热网循环回水首先进入高背压凝汽器进行初级加热，然后进入热网循环泵升压，送至热网加热器入口母管。热网循环水回水经高背压凝汽器初级加热，水温由55℃加热至68℃左右（依机组背压确定），然后经热网循环水泵进入原热网加热器对热网循环水进行二级加热，向用户供热。

1.2.2 间接空冷机组高背压供热

喀什公司2×350MW超临界间接空冷热电联产机组，采用高背压循环水供热技术进行供热节能改造。该项目采用双机并联，背压供热模式，根据供热需求，回收汽轮机低压缸排汽余热。对凝汽器进行改造，开发双温区凝汽器供热技术，即一侧进入主机闭式循环水，另一侧进入热网循环水，在不影响凝汽器安全运行和冬季空冷塔防冻的条件下，尽量增大热网循环水流量，减小主机循环水流量，充分利用乏汽余热，在凝汽器中对热网循环水进行一级加热后通过热网循环水泵升压进入热网加热器系统进行二次加热，满足供热需求温度。

2高背压供热的改造实施

2.1 凝汽器双温区的改造

根据喀什公司超临界间接空冷机组的特点，制定双温区凝汽器供热技术方案及在线切换方案。间接空冷机组抽凝工况运行时，凝汽器采用循环水冷却低压缸排汽，循环水通过间冷塔冷却；高背压供热工况时凝汽器切换为双温区运行模式，即凝汽器采用两路独立冷却水源，各半侧换热，一侧通入热网循环水，通过热网循环水和低压缸排汽的有效换热，充分吸收热力，冷却低压缸排汽，同时实现热网循环水的一级加热，然后通过热网加热器二级加热后实现对外供热；凝汽器另半侧通入常规冷却循环水，作为机组的事故保安冷却水源，保证在热网水事故工况时快速切换至常规循环水冷却，避免影响机组发电。

2.2 空冷塔循环水系统的改造

喀什公司#5机组和#6机组供热改造后，为了保持循环水系统供水能力、适应热网循环水量变化及保证机组运行的安全性，根据机组实际运行工况（一台机组高背压工况运行，一台机组抽凝工况运行），两台机组增设1台公用的小流量变频循环水泵，当机组在高背压供热工况下运行时，可根据需要只开启增设的小流量变频循环水泵，水泵流量根据机组负荷及热网循环水量采用变频调节进行控制。并通过新增 DN1200 循环水管道分别与原#5、#6机组主循环水管道进水管道连接，出水管道接至#5、6机组循环水泵联络管上。即在#5机高背压工况运行时，新增变频循环水泵进、出口管道均与#5、6机循环水管道连接。

为实现凝汽器双温区改造及运行切换需要，凝汽器进、出口与热网水连接口处增设电动蝶阀，实现热网水与循环水根据工况需求自动切换。

2.3 凝结水系统的改造

供热机组在采暖期以高背压工况运行时，凝结水在热井出口的温度，高于凝结水精处理的正常运行温度，原凝结水精处理装置采用常规树脂，凝结水温度高时，使得凝结水精处理装置性能难以保证，不能正常安全运行。改造增加一套换热器系统，通过热网循环回水冷却凝结水，使得凝结水温度保持在65℃以下，满足凝结水精处理装置的水温要求，同时可充分吸收系统放热量，避免热量损失。

3 汽轮机经济性分析

3.1 机组试验

改造完成后，对机组进行试验分析，分别在机组无抽汽全背压工况、高背压工况、寒冷天气高背压工况时进行试验，测定机组的发电能力、供热能力和机组性能。

各工况下试验条件如下：

表1   各工况试验条件

各工况下试验方法为：

1)热力系统严格按照系统隔离清单仔细隔离，并进行检查、确认；

2)向系统补水，调整除氧器水箱水位、热井水位至较高值，维持各加热器水位正常、稳定，停止补水。试验期间，除氧器水箱水位、热井水位稳定变化，避免出现剧烈波动；

3)调整锅炉燃烧，并于试验持续时间内保持稳定。试验期间，如无意外，不对机炉运行状况进行与试验无关的操作；

4)调整运行参数，使之满足试验要求，并维持参数稳定，参数的偏差及波动值符合试验规程要求；

5)调整高压主汽调节阀的开度满足试验要求，并记录各调门的开度；

6)关闭取样门等；

7)确认DCS测点工作正常，试验记录人员进入指定位置；

8)按统一时间开始试验并记录；

9)试验期间，无法隔离的热力系统的明漏量由人工用容积法测量。

3.2 汽轮机经济性分析

本文主要针对各工况下汽轮机热耗率、发电煤耗、高压缸效率和中压缸效率进行对比分析。其中汽轮机效率为根据热平衡图计算。

表2   各工况试验结果

表2表明，提升机组背压后，由于汽轮机乏汽热量被热网有效利用后，机组发电煤耗显著下降，200MW左右发电煤耗最低；当提升机组背压后，同时中压缸抽部分采暖蒸汽时，供热末期（220MW）发电煤耗低于不抽采暖蒸汽时供热末期（180MW）的发电煤耗；数据表明汽轮机乏汽热量吸收可有效降低机组煤耗，采暖抽汽越多，机组煤耗下降越多。高背压额定供热工况和寒冷天气（300MW）对比表明，相同工况下，热网回水温度越低，机组煤耗越低，因此充分利用热网供水热量，有效降低热网回水温度，对机组的发电煤耗影响较大。

对比汽轮机实际热耗值和设计热耗值、发电煤耗实际值和发电煤耗设计值，为了更直观分析，作出如下差值对比图，其中汽轮机热耗差值=汽轮机实际热耗-汽轮机设计热耗，发电煤耗差值=发电煤耗设计值-发电煤耗实际值。