韩双，张昊，刘宇阳
中国船舶重工集团有限公司第七〇三研究所，黑龙江省哈尔滨市，150000
摘要：通过对国内供热改造技术现状的对比分析，选出背压小汽轮机供热改造方案作为靖远第二发电有限公司7号、8号机组供热改造方案。从7号、8号机组中低压联通管抽汽，一部分进入背压小汽轮机带动发电机发电，排汽分别进入2台前置加热器，将热网循环水加热至95℃；另一部分进入尖峰加热器，进一步将热网循环水加热至130℃来对外供暖。在非采暖期可以将供热系统解列，停止从主汽轮机中低压连通管抽汽，主汽轮机恢复纯凝工况运行。
关 键 词：供热改造；背压小汽轮机；热电联产；采暖系统；节能减排；灵活性
引言：随着国家经济发展与社会的进步，我国北方以及部分中部城市的采暖需求逐年增加；而由于环保要求，原先城市采暖用的低效率、高排放的小锅炉必须全部关停：这样会出现采暖热源不足的现象。对此，国家大力支持城市周边具备采暖供热条件的纯凝机组发电厂进行热电联产改造[1-2]。
相对于分散小锅炉供热，燃煤热电联产机组集中供热时锅炉热效率高且产生的烟气经脱硫处理及吸附处理后，粉尘和SO2的排量可减少90％以上，同时可以大大降低煤耗，节约大量煤炭资源。因此，采用热电联产集中供热，在节能减排方面将产生巨大的经济效益、环境效益及社会效益。
供热改造技术方案比选
国内常见的供热改造技术有以下几种：
1）传统的纯凝改供热技术
一般在中低压缸连通管直接打孔调节抽汽，进入热网加热器加热热网循环水。热网循环水泵将热网循环水输送到集中供暖的城市，而抽汽进入热网加热器后形成的疏水利用疏水泵输送回除氧器。该改造技术不足在于，中低压连通管抽汽压力较高，直接去热网加热器加热热网循环水，在一定程度上浪费了高品质蒸汽。
2）吸收式热泵供热改造技术
将电站循环水作为低温热源，利用热泵提高其品位，实现向用户供热。该技术回收了循环水余热，提高供热系统的供热量，但是改造工作量大，投资成本较高。
3）高背压余热供热改造技术
机组在高背压下运行，提高汽轮机排汽温度，利用排汽余热加热热网循环水的供热方式。这种改造技术需要更换汽轮机的低压缸转子，成本较高，且在非供暖期机组发电出力会降低。
4）双转子互换高背压改造技术
汽轮机在采暖期使用高背压供热的低压缸转子，在非采暖期恢复为原纯凝运行的低压缸转子。这种改造技术的采暖适应性强，但是需要为机组低压缸备2根不用的转子，并且在采暖期与非采暖期要定期更换转子，检修工作量大，投资成本高。
5）背压小汽轮机供热改造技术
中低压连通管抽汽先经过背压小汽轮机做功发电，然后再利用背压小汽轮机的排汽去加热热网循环水来对外供暖，以实现蒸汽能量梯级利用。在非采暖期可以将供热系统解列，停止从主汽轮机中低压连通管抽汽，主汽轮机恢复纯凝工况运行。这种改造技术供热能力强，运行灵活性好，但初期投资成本较高。
综合投资成本及节能环保效果，靖远第二发电有限公司采用背压小汽轮机供热改造方式。
背压小汽轮机供热改造内容
具体实施方案为：从7号、8号机组中低压联通管抽汽，一部分进入2台背压小汽轮机，带动发电机发电，排汽分别进入2台前置加热器，将热网循环水从70℃加热至95℃；另一部分进入3台尖峰加热器（两运一备）将热网循环水从95℃加热至130℃。当2台背压小汽轮机停运时，3台尖峰加热器可以保证将热网循环水直接从70℃加热至130℃。本工程在8号机组固定端就近新建了一座供热首站，上述设备全部布置在供热首站内。
2台背压小汽轮机进汽参数为0.75MPa、330℃，进汽量分别为66t/h，排汽参数为0.12MPa、153℃，内效率>80%，铭牌功率为5500kW。
正常运行时，系统中的3台尖峰加热器（两运一备）将热网循环水从95℃加热到130℃，蒸汽侧进口参数为0.75MPa、330℃，出口为疏水，即0.75MPa压力下的饱和水。根据换热计算得到尖峰热网加热器总进汽量为178t/h。
综上可知，要满足热负荷需求，需要主汽轮机中低压连通管抽汽132+178=310t/h。
当2台背压小汽轮机停运时，系统中的3台尖峰加热器可以保证将热网循环水直接从70℃加热到130℃。
这种供热工况即为中低压连通管抽汽直接换热供暖方案，这种模式需要主汽轮机抽汽312t/h。对比上述正常工况和极端工况（同时也是2种供热方案）发现：为满足热负荷，2种供热方案所需主汽轮机中低压连通管抽汽量几乎相同；但是背压小汽轮机方案可以拖动2台异步发电机，额定出力可以达到2×5500kW，所发电量接入6kV厂用电系统，可以降低厂用电率，增加全厂发电上网量，进一步提高全厂热效率。
供热改造后节能环保收益
根据热负荷调研分析，近期供热平均热负荷为107.2MW，采暖期为150天。采暖期的节煤量计算见表3。由表3可知：供热改造之后，可以降低发电标准煤耗率，整个采暖期能节约标准煤31343.3t；同时，集中供暖之后，城镇内的小锅炉都可以逐步关停，因此能节约标准煤4725.4t，采暖期总计节约标准煤36068.7t，按电厂燃用煤种平均热值18828kJ/kg折合节约原煤量56106.9t。
按照煤的碳质量分数为70%计算，每年减少CO2排放量为44÷12×0.7×56106.9=144007.6t。
电厂燃煤锅炉硫的转化率取0.9，燃煤平均硫分取0.83％，平均脱硫效率取80％，则项目实施后，每年减少SO2排放量为0.9×56106.9×0.83%×2×（1–80%）＝167.7t。
燃煤中氮质量分数平均取1.3%，普通燃烧条件下煤粉炉燃烧氮向燃料型NOx的转化率取25%，脱硝效率取80%，则每年减少NOx排放量为1.63×56106.9×（1–80%）×（0.25×0.13%+0.000938）=196.6t。
燃煤平均灰分为10%，电除尘器平均除尘效率取96.5%，则该项目实施后每年较少烟尘排放量为56106.9×10%×（1?96.5%）＝196.4t。
项目投产后实际运行情况
本项目于2017年年底正式投产。投产之前，电厂到来回共54km管道充满水，分段冲洗且完成水压试压用时约15天；之后启动热网循环水泵以及循环泵，利用电厂端和县城端的除污器对全管段进行冲洗排污，直至热网循环水水质达到进入热网加热器的要求，用时约20天。
热网系统运行1台热网循环水泵、1台尖峰热网加热器，通过主汽轮机中低压联通抽汽约100t/h，对全管段热网循环水进行预热，用时约3天将热网循环水水温提升至70℃。之后根据的实际热负荷，供热系统中实际运行了1台热网循环水泵，流量约1800t/h。实际供水温度110℃，回水温度60℃，热负荷高峰时期，中低压连通管抽汽量约为190t/h。
当采暖期进入尾期后，2台背压小汽轮机满负荷运行工况下，排汽进入前置热网加热器即可满足供暖热负荷要求。
本项目将2台额定功率为5500kW、出口电压为6.3kV的STMKS630型异步发电机分别从4号启动/备用变压器低压侧A、B分支出线处接入电厂原有厂用电系统。
由于目前国内330MW凝汽机组中极少有将异步发电机直接并入厂用电系统，而是采用新增一段6kV母线段用于连接异步发电机系统，从而避免异步发电机系统出现故障时导致扩大故障范围及厂用电负荷的突增造成厂用变运行存在风险。因此本项目在经过多次并网试验操作后，采取当异步发电机转速达到3002r/min时，4号启动/备用变压器低压侧A、B分支为空载的情况进行并网操作。并网成功后逐步恢复4号启动/备用变压器低压侧A、B分支厂用电负荷，并增加异步发电机的出力。然后实测各分支开关的电流参数，以确定异步发电机成功带载厂用电负荷。
结语：
背压小汽轮机供热改造方案能够达到蒸汽能量的梯级利用，相比于当前的其他供热改造方案供热效率更高，且运行灵活性更好。
参考文献
［1］中华人民共和国国家发展和改革委员会,国家能源局,中华人民共和国财政部,等.热电联产管理办法[Z/OL].[2018-07-16].
［2］国家发展改革委.关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》的通知:发改能源
[2014]2093号[A/OL].(2014-9-12)[2018-07-16].
［3］戈志华,杨佳霖,何坚忍,等.大型纯凝汽轮机供热改造节能研究[J].中国电机工程学报,2012,32(17):