增设抽汽背压发电机组可行性分析

增设抽汽背压发电机组可行性分析

伏林

华能青海分公司 青海省西宁市 810008

摘要：针对目前华能西宁热电两台供热机组在采暖季运行时，因供热抽汽较高，直接用于加热热网循环水，存在“高品低用”的情况。通过计算分析，初步确定增设背压机组的方案，不但可以提高高品质蒸汽的利用效率，提高机组运行的经济性。同时为公司下一步项目的立项，提供了理论基础。

关键词：供热抽汽、背压机组、经济性

前言

华能西宁热电有限责任公司装配2X350MW间接空冷超临界热电联产燃煤机组，两台机组分别于2015年12月和2016年1月投产发电，投产同期接带城区供热。机组经过2016年度采暖季热网运行，发现热网首站供热蒸汽压力较高，直接用于加热热网循环水，存在“高品低用”的情况。通过参考目前国内供热机组改造的实际经验，结合机组实际参数及设备布置情况，经初步论证，我公司供热机组增设背压汽轮机方案，将进一步提高机组运行的经济性，并降低机组生产能耗。

2.设备及系统简介

我公司两台2X350MW热电联产燃煤机组，锅炉为东方电气集团东方锅炉股份有限公司生产的DG1145/5.4-Ⅱ5型超临界压力直流锅炉，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限公司生产的CJK350/290-24.2/0.4/566/566型超临界、一次中间再热、单轴、两缸两排汽、间接空冷、抽汽凝汽式汽轮机。

热网首站蒸汽系统（可切至母管制）、凝结水系统均采用单元制，循环水系统采用母管制。系统设置四台汽动循环水泵和一台电动循环水泵，四台热网加热器，两台预加热器和两个疏水箱。供热抽汽为汽轮机中压缸五段抽汽，单台汽轮机额定供热抽汽参数为0.4MPa(a)/259℃，额定供热抽汽量450t/h，最大供热抽汽量500t/h。供热抽汽，一部分经热网加热器进行冷却、凝结和过冷换热。一部分供热抽汽用于驱动热网循环水泵汽轮机，排汽进入预热加热器后作为热网循环水预加热热源。热网加热器和预加热器疏水汇集至闭式凝结水疏水罐，由热网凝结水泵输送至汽机主凝结水系统，经疏水换热器降温后回至凝汽器。热网循环水经首站升压、升温后，将高温水送至各小区热力站，经热交换器换成低温水后，再由二级管网输送至各热用户。一、二级供热管网均为闭式循环系统。

3.改造的必要性

3.1提高高品质蒸汽的利用效率

在热网热负荷不变的前提下，利用供热蒸汽带背压发电机发电，以替代供热蒸汽绝热降压的过程，一般可以取得比较好的节能效果。以背压发电机组对供热蒸汽能源品位进行梯级利用，供热抽汽流量一般会有微小的增加，这相当于以微小的新增抽汽量置换出了所有供热蒸汽的做功能力。

3.2.提高机组运行的经济性

在保证供热安全的前提下，将部分高品质供热抽汽通过背压汽轮机拖动发电机发电，发电机发出的电为6KV厂用系统提供电源，从而增加机组供电功率。

4.改造方案

4.1方案简述

利用每台机组供热抽汽分别供一台背压发电机组和两台热网循环水泵用汽轮机，热网循环水泵用汽轮机排汽进入热网预加热器，将热网循环水加热到90℃，背压发电机组排汽和部分供热抽汽进入热网加热器，将热网循环水直接加热到130℃，再对外供出，改造方案热力系统图。背压发电机为异步发电机，发电机输出电压与高压厂用电电压相同为6kV，直接并入高厂用电A/B母线段。

4.2供热平衡分析

根据机组额定抽汽工况热平衡图可知，机组额定抽汽工况下，抽汽压力为0.4MPa，抽汽温度为259℃，流量450t/h，供热负荷为334MW(2984.6kj/kg)。

4.3电气系统改造方案分析

综合考虑6KV厂用电网运行安全，背压发电机的功率应与现有6KV厂用电网匹配，每台背压发电机的功率不宜太大。为适应原厂设备的短路电流耐压水平，根据短路电流计算结果，单台背压发电机最大容量为5669kw。对比同步发电机与异步发电机优缺点，方案推荐采用异步发电机。

4.4.背压汽轮机选型分析

根据平均热负荷的用汽量，结合热网循环水的热网供水温度以及电气系统接入的最大功率考虑，两台机组新增两台背压发电机组。

经咨询某背压发电机组制造商，当背压发电机汽轮机的进汽参数为0.38 MPa，259℃，排汽参数为0.15Mpa，202℃，消耗蒸汽量约为198t/h时，拖动功率5669KW发电机，背压汽轮机的选型参数如下：

型式：单出轴、单缸、双流、单轴、背压式

运行方式：变参数、变功率、额定转速（1500r/mi）

额定功率：5669kW

小汽轮机相对内效率：≥65%

额定进汽压力：0.38MPa，温度259℃

额定排汽压力：0.15MPa，温度202℃

消耗蒸汽流量约：198t/h

调节方式：电液调节

润滑方式：强制润滑

与发电机连接方式：直联

汽轮发电机组安装尺寸：12mX4mX3m

4.5.布置位置分析

4.5.1.首站内布置

根据目前供热首站内布置情况，唯一可供选择的布置位置为目前首站热网疏水泵和补水泵的布置位置。现有的热网疏水泵和补水泵需要移动到其他位置（13mX12m）进行布置，两台背压发电机组具体的布置。红色线框分别表示了新增背压发电机组的布置位置。该布置方案存在的主要问题是，需要设计院配合背压机组供货厂家对设备的安装及检修起吊高度进行核算。

4.5.2供热首站外布置

供热首站外北侧空地，由于无地下管网，在该处单独修建简易背压汽轮机厂房进行布置。红色线框表示了新增背压发电机组的布置位置。该方案有利于背压汽轮机抽汽及排汽管道布置，但将会造成土建投资费用增大。

5.经济效益分析

对于已投运供热机组，采用背压发电机组方案后，相应增加背压发电机组、基础设施、电气热控等。结合铜川电厂、平凉电厂和黄台电厂可研部分投资额估算，按最大土建投资背压发电机组布置方案二进行项目核算，本项目投资总额预估如下：

表5-1投资估算表

采用背压发电机组方案后，主要反应在节电效益显著。按设计的最小供热负荷295MW，采暖抽汽需求约为397t/h，扣除热网循环水泵用汽轮机最大蒸汽需求的108t/h,可进入背压发电机做功的蒸汽至少约为289t/h，背压发电机的满负荷率为70%，那么，一个采暖期节电量约为3486万度。

按照每度电价为0.298元计算，则一个采暖季多卖电收益为 1038万元，采用背压发电机组方案后，本次改造费用增加约为2680万元，因此该改造方案约在3个采暖周期即可收回投资成本，并取得一定的经济效益。

背压发电机70%负荷运行对应最低供热负荷为295MW，平均采暖热指标按42W/m2计算，采暖面积为702万m2。

背压发电机满负荷运行对应最低供热负荷为414MW，平均采暖热指标按42W/m2计算，采暖面积为985万m2，一个采暖期节电量约为4980万度。

6.结论

采用增设背压发电机组方案，项目经济性可行，建议进行改造。

该方案实施后的实际效果在于不增加耗煤量和供热量的前提下，机组的供电功率有所增加。

机组在供暖期运行时，背压发电机组的发电量受供暖所需热负荷限制。供暖所需热负荷越大，背压发电机组进汽量越大，发电量越高。

机组在供暖期运行时，部分抽汽热负荷将通过背压发电机转化为电负荷，因此，机组提供给管网的热负荷相应降低，供热能力将降低。

采用背压发电机组方案后，热网系统可靠性基本不变，不影响热网冬季运行，但设备维护量和运行操作量将增加。

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