2×300MW汽輪機雙機循環(huán)水余熱供熱系統(tǒng)

李奕

（中國大唐集團安全生產部，北京市 西城區(qū) 100032）

0 引言

2010年以來，汽輪機循環(huán)水余熱供熱在國內得到快速發(fā)展，目前投入運行的濕冷機組循環(huán)水余熱供熱技術路線主要包括吸收式熱泵技術[1-3]、雙背壓雙轉子技術[4-5]、低壓缸光軸技術[6-7]、燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)同步自換檔(synchro-selfshifting，SSS)離合器技術[8-9]和低真空循環(huán)水直接供熱技術[10]、低壓缸切除技術[11]、正在開發(fā)的燃煤機組凝汽-抽汽-背壓式(NCB)技術[12]等。

除少數(shù)燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)熱電機組外，受客觀條件限制，目前國內投運的循環(huán)水余熱供熱項目，均只能回收一臺機組的循環(huán)水余熱。而2×300 MW機組是目前我國熱電廠的典型配置，配套一次供熱管網 DN1200，熱網水流量10 000~12 000 t/h，供回水溫度多為130℃/70℃。一臺 300 MW供熱機組在 500 t/h采暖抽汽工況下，通過循環(huán)水散失到大氣中的熱量超過 100 MW，同時伴隨100 t/h的循環(huán)水損失[13]。以此估算，一個供暖期每臺機組浪費的余熱量約合 3.5萬~5.4萬t標煤，浪費水資源28.8萬~43.2萬t。若能多回收一臺機組余熱供熱，則節(jié)水的同時，還可以節(jié)約標煤4.1萬~6.3萬t。

因此，考慮典型配置熱電廠雙機余熱供熱具有重要意義。

1 余熱供熱影響因素分析

影響雙機余熱供熱的主要因素是余熱供熱技術的余熱回收能力和熱網輸送能力，只有在余熱回收能力和熱網輸送能力大于雙機余熱總量時，才可能實現(xiàn)雙機余熱供熱。

1.1 余熱量分析

單臺抽汽凝汽式汽輪機乏汽(循環(huán)水)余熱量可用下式估算：

式中：Qc為機組乏汽(循環(huán)水)余熱，MW；Dc、Dfp分別為汽輪機低壓缸和給水泵小汽輪機排汽量，t/s；分別為汽輪機低壓缸排汽焓，給水泵小汽輪機排汽焓和凝結水焓，kJ/kg；Dc需大于末級最小排汽量Dcmin。汽輪機排汽壓力越高，Dcmin越大，對應的余熱越多。

以某300 MW抽凝式汽輪機為例，在額定抽汽量(500 t/h)工況下，依據(jù)式(1)計算的單機循環(huán)水余熱為117 MW(主機排汽焓2 436 kJ/kg、小機排汽焓2392 kJ/kg、凝結水焓113.8 kJ/kg)，雙機余熱總量為334 MW。

1.2 熱網輸送能力

熱電廠余熱供熱相當于增加了熱電廠的總供熱能力，增加的熱量需要借助已有供熱管網通過熱網循環(huán)水輸送到用戶端，因此原有管網的輸送能力裕度必須足夠。熱網輸送能力裕度可用下式計算：

式中：Qs為供熱管網富裕輸送能力，MW；Dw為熱網循環(huán)水量，t/s；cp=4.186，為水的定壓比熱容，kJ/(kg·℃)；tgs、tr分別為熱網水設計回水溫度和實際最高回水溫度，℃。

以2×300 MW抽凝式供熱機組典型雙機配置的熱電廠而言，通常一次網管徑 DN1200，對應的熱網水流量約 10 000~12 000 t/h，熱網設計供/回水溫度 130 ℃/70 ℃。根據(jù)北方地區(qū)多個熱電廠實際運行數(shù)據(jù)，冬季最高回水溫度基本上位于50~60℃，多在 55 ℃ 左右。部分城市 2級換熱站采用末端混水技術，冬季最高回水溫度約45 ℃。以回水溫度50 ℃ 計算，熱網輸送能力比設計值高出約233~280 MW，滿足2臺機組余熱供熱需要。

1.3 不同余熱供熱技術回收余熱能力

受汽輪機末級葉片最小安全流量限制[14]，低真空循環(huán)水直接供熱技術目前并不適用于300 MW機組，故不再贅述其余熱回收能力。

1.3.1 吸收式熱泵回收循環(huán)水余熱能力

吸收式熱泵回收余熱能力：

式中：Qre為回收余熱量，MW；λcop為吸收式熱泵性能系數(shù)，通常為1.70~1.80；to為熱泵或換熱器出口熱網水溫度，℃。

仍以300 MW濕冷供熱機組為例，在熱網水流量 10 000 t/h、回水溫度55 ℃情況下，吸收式熱泵在供熱抽汽驅動下的熱網水出口溫度約為75 ℃、λcop=1.75，據(jù)此計算吸收式熱泵可回收余熱為 124 MW，基本上與一臺機組額定抽汽量下的余熱持平。

結合式(3)可知，若采用吸收式熱泵技術回收2臺機組的循環(huán)水余熱，要么熱網水量增加一倍，要么熱網回水溫度降低至 25~30℃左右。上述條件在現(xiàn)階段均不易實現(xiàn)。

1.3.2 雙背壓雙轉子回收余熱能力

雙背壓雙轉子余熱供熱系統(tǒng)，冬季期間冷卻塔停運，熱網循環(huán)水回水進入凝汽器吸收汽輪機排汽熱量，而后進入熱網加熱器被抽汽加熱至一定溫度后供給熱網。因為熱網水回水溫度高、水量少，故汽輪機排壓力通常達30~50 kPa。為保證機組安全，供熱期間將低壓轉子更換為缺少末兩級的供熱轉子。

雙背壓雙轉子技術回收余熱量為

式中：Qre為回收余熱量，MW；to為凝汽器出口熱網水溫度，℃；tex為汽輪機排汽溫度，℃；δt為凝汽器端差，℃。

受汽輪機排汽溫度需不高于80 ℃限制，雙背壓雙轉子技術需減少抽汽量、增大排汽量以防止排汽落入過熱蒸汽，由此導致回收一臺機組余熱后的熱網水出水溫度通常70 ℃以上，已經無法繼續(xù)進入另一臺機組回收其余熱。

同理，若采用雙背壓雙轉子技術回收2臺機組的循環(huán)水余熱，要么熱網水量增加一倍，要么熱網回水溫度降低至25~30℃左右。

1.3.3 低壓缸光軸技術回收余熱能力

低壓缸光軸技術是在雙背壓雙轉子基礎上發(fā)展而來，即冬季供熱期低壓轉子更換為光軸，中壓缸排汽除極少量進入低壓缸進行冷卻外，全部進入熱網加熱器直接加熱熱網水，機組本質上由抽汽凝汽式汽輪機轉化為背壓式汽輪機。

由于中壓缸排汽即為已有供熱抽汽，故對熱網回水溫度沒有要求，在理論上只要熱網輸送能力足夠，完全可以回收兩臺機組所有余熱。

綜上所述，在現(xiàn)有典型配置熱電廠一次管網通流能力下，無法單純通過吸收式熱泵技術、雙背壓雙轉子技術或吸收式熱泵與雙背壓雙轉子技術組合實現(xiàn)雙機余熱供熱。吸收式熱泵與低壓缸光軸技術組合、雙背壓雙轉子與低壓缸光軸組合或雙機低壓缸光軸改造理論上具有實現(xiàn)雙機余熱供熱的潛力。

但雙背壓雙轉子與低壓缸光軸組合或者雙機低壓缸光軸技術受“以熱定電”熱力特性的限制，無法同時滿足熱電負荷調節(jié)，在實際運行中往往受到限制。因此，吸收式熱泵串聯(lián)低壓缸光軸技術成為實現(xiàn)雙機余熱供熱的最佳選擇，而在熱網水量可以成倍增加的情況下，吸收式熱泵并聯(lián)雙背壓雙轉子技術也可能實現(xiàn)全廠雙機余熱供熱。

2 2×300MW雙機余熱供熱系統(tǒng)

2.1 吸收式熱泵串聯(lián)低壓缸光軸

2.1.1 系統(tǒng)描述

圖1為吸收式熱泵余熱供熱系統(tǒng)串聯(lián)低壓缸光軸余熱利用系統(tǒng)示意圖。本串聯(lián)系統(tǒng)需對熱電廠內兩臺機組中一臺進行熱泵余熱供熱改造，另一臺進行低壓缸光軸供熱改造。熱網水回水首先進入吸收式熱泵回收一臺機組全部余熱，然后進入原供熱系統(tǒng)熱網加熱器。熱泵余熱供熱改造機組供熱抽汽除驅動熱泵外，剩余部分進入熱網加熱器直接加熱熱泵出口熱網水；低壓缸光軸改造機組，冬季供熱期間切斷低壓缸進汽，中壓缸排汽除極少部分(3~5 t/h)進入低壓缸起冷卻作用外，其余全部進入熱網加熱器供熱。

圖1 熱泵與低壓缸光軸串聯(lián)的余熱供熱系統(tǒng)Fig. 1 Heat supply system of heat pumps in series to low pressure cylinder with barerotor

2.1.2 參數(shù)核算

由公式(3)可知，在回收一定余熱情況下，所需熱網水流量為

而熱網輸送全部熱量所需熱網水量為

式中：Qt為全廠最大供熱能力，MW；tsup為供水溫度，℃。

以某廠2×300 MW供熱機組為例，單機額定抽汽500 t/h，此時單機循環(huán)水余熱122.7 MW(若含另一臺機組小汽機乏汽，則總余熱145 MW)，其中給水泵小汽輪機乏汽余熱22.3 MW；抽汽供熱負荷329 MW。若低壓缸光軸改造，則最大供熱抽汽628 t/h，熱負荷453.6 MW。若回收全部余熱供熱，則全廠最大供熱負荷928 MW。

在供水溫度不超過設計值130 ℃的前提下，若熱網回水溫度50 ℃，則回收全部145 MW余熱需熱網水 11 640 t/h(熱泵出口水溫 75 ℃，熱泵λcop=1.75)，DN1200管道通流能力可以滿足要求。此時最終供水溫度 118.5 ℃，可保證供熱質量。若不考慮臨機給水泵汽輪機余熱回收，則需要熱網水量僅為 9 850 t/h。若熱網回水溫度升高至55 ℃，則回收本機余熱122.7 MW所需熱網水量為 12 310 t/h(熱泵出口水溫 75 ℃，熱泵λcop=1.75)，DN1200管道勉強能夠滿足要求。

在熱網回水溫度偏高或熱網水量不足情況下，可以通過末端部分二級站吸收式換熱機組改造以降低熱網回水溫度的方式達到回收雙機余熱供熱的目的。

可見，串聯(lián)系統(tǒng)的優(yōu)勢在于可以利用已有一次供熱管網的輸送能力裕量完全回收兩臺機組的全部余熱供熱，構成全廠循環(huán)水余熱近零損失的熱電聯(lián)產系統(tǒng)。

2.2 熱泵與雙背壓雙轉子技術并聯(lián)

2.2.1 系統(tǒng)說明

圖2為吸收式熱泵與雙背壓雙轉子并聯(lián)的雙機余熱供熱系統(tǒng)，對熱電廠內2臺機組中一臺進行熱泵余熱供熱改造，另一臺進行低壓缸雙背壓雙轉子供熱改造。熱網水回水分2路，一路進入吸收式熱泵回收一臺機組余熱，另一路進入雙背壓雙轉子供熱改造機組凝汽器，吸收全部排汽余熱。吸收式熱泵出口熱網水和雙背壓雙轉子機組凝汽器出口熱網水混合后進入原供熱系統(tǒng)熱網加熱器，繼續(xù)被供熱抽汽加熱。本并聯(lián)系統(tǒng)可實現(xiàn)的前提是一次網流量成倍增加。

圖2 吸收式熱泵與雙背壓雙轉子并聯(lián)系統(tǒng)示意圖Fig. 2 Diagram of heat pumps in parallel with double back pressure and double rotors

2.2.2 參數(shù)核算

吸收式熱泵在回收一定余熱情況下，所需熱網水流量由式(5)計算，熱網輸送全部熱量所需熱網水量可由(6)計算，而雙背壓雙轉子機組回收全部余熱需要的熱網水量可由式(4)推導得出：

仍以某2×300 MW供熱機組為例，抽凝工況下單機乏汽(循環(huán)水)余熱122.7 MW，其中給水泵小汽輪機乏汽余熱 22.3 MW；抽汽供熱負荷329 MW。

在熱網水回水溫度50 ℃時，計算熱泵系統(tǒng)回收余熱所需熱網水量9 152 t/h。

低壓缸雙背壓雙轉子改造后，為避免低壓缸排汽落入過熱蒸汽區(qū)造成排汽溫度過高，控制排汽壓力40 kPa、排汽干度0.98(對應飽和溫度75.86℃、排汽焓2 589.7 kJ/kg)。由此反推某300 MW供熱機組雙背壓雙轉子改造時排汽量約346 t/h，抽汽量下降至283 t/h。在考慮凝汽器端差5 ℃、熱網回水50 ℃，計算所需熱網水量9 000 t/h。

則全廠熱網水量18 152 t/h，在此流量下全廠供水溫度最高89.2 ℃。

當熱網水回水溫度上升為55 ℃時，吸收式熱泵系統(tǒng)及雙背壓雙轉子方案所需熱網水量分別為10 255 t/h和11 850 t/h，此時全廠供水溫度最高僅為84.4 ℃。

可見，即便在很低的熱網回水溫度下，并聯(lián)系統(tǒng)所需熱網水總量通常接近常規(guī)配置熱電廠一次管網通流能力的2倍左右，通常僅僅適用于具有備用供熱管道的熱電廠或另行敷設供熱管網，否則無法實現(xiàn)回收全部機組余熱的目的。

3 光軸改造后小機排汽余熱利用

目前300 MW及以上容量機組均采用汽動給水泵。在低壓缸光軸改造后，給水泵汽輪機排汽無法直接被熱網水回收。300 MW機組給水泵汽輪機蒸汽流量通常35 t/h左右，對應的排汽余熱通常23 MW。按供熱5個月、平均負荷80%計算，年損失熱量近24萬GJ，相當于8 000多噸標煤發(fā)熱量。因此，通過系統(tǒng)優(yōu)化，充分利用小機余熱供熱，具有比較明顯的節(jié)能減排效果。

3.1 吸收式熱泵回收給水泵小汽輪機余熱

吸收式熱泵與低壓缸光軸串聯(lián)后，吸收式熱泵系統(tǒng)除回收本臺機組主機和給水泵小汽輪機乏汽余熱外，還兼顧回收低壓缸光軸改造機組小汽輪機乏汽余熱。

3.2 壓力匹配器回收給水泵汽輪機余熱

利用中壓缸排汽驅動壓力匹配器，卷吸小汽機排汽使之壓力提升至30 kPa左右，然后壓力匹配器出口大部分蒸汽進入增設的加熱器加熱熱網水，達到回收小汽機乏汽余熱的作用，少部分蒸汽(3~5t/h)進入低壓缸，對低壓缸進行冷卻(圖 3[15])。此外，壓力匹配器出口蒸汽還可以引入低壓加熱器加熱凝結水，同樣可以實現(xiàn)小機乏汽余熱回收，但由于低壓缸光軸改造后凝結水量非常少，該方案回收小機余熱比較有限。

圖3 給水泵汽輪機乏汽余熱回收系統(tǒng)示意圖Fig. 3 Diagram of exhaust heat recovery system of feed water pump steam turbine

4 結論

本文對回收典型配置熱電廠雙機余熱供熱進行了分析，主要結論如下：

1）現(xiàn)有余熱利用技術僅能回收典型配置熱電廠一臺機組余熱，年損失余熱能量約合 3.5萬~5.4萬t標煤，損失水資源30~40 t。

2）在現(xiàn)有一次管網通流能力下，吸收式熱泵串聯(lián)低壓缸光軸技術的雙機余熱供熱系統(tǒng)，可以回收典型2×300 MW配置熱電廠雙機余熱，同時也具有相應的熱電負荷調節(jié)能力，有望成為今后余熱供熱的發(fā)展方向。

3）低壓缸光軸改造后，給水泵汽輪機乏汽余熱可通過吸收式熱泵或壓力匹配器與熱網前置換熱器組合回收供熱，進一步提高全廠余熱利用率。

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