小容量高参数燃煤热电联供机组的经济性探讨

王志峰，阎维平

(华北电力大学(保定) 能源动力与机械工程学院，河北 保定 071003)

在“上大压小”方针的影响下，目前火力发电工业正向着超临界、超超临界蒸汽参数、更大单机容量机组发展。提高蒸汽初参数可以提高火力发电机组的热效率，并且由文献[1]可知，提高温度比提高压力对效率的贡献更大。然而，近年来全国发电设备利用小时数持续下降，大容量机组不能满负荷运行，其发电效率必然降低，其热经济性会受到很大影响[2-3]。

在许多分散的小型燃煤锅炉被逐渐淘汰之后，造成了供热量不足与供电量过剩之间的矛盾[4]。尤其是对于县级城市的供热，由文献[5]可知供热面积为250万m2时技术经济半径为4～6 km，若使用百万兆瓦级别的大机组集中供热，由于供热半径将达到12 km，会造成很大的散热损失，供热管道的铺设成本也会很高。

为缓解以上问题，提出了用小容量高蒸汽参数机组供热的构想，突破小容量机组与低蒸汽参数匹配的传统概念,并充分利用目前广泛应用的600℃等级耐高温金属。小容量高蒸汽参数机组无再热，采暖期采用热电联供，供热半径小，供热管道散热损失少、投资少，并且可满负荷运行。非采暖期纯凝发电运行，机组年利用小时数高。

阎维平[6]等研究了主汽温度达到700℃时，设计亚临界、无再热发电机组的可行性及技术经济性，认为在全面考虑各种经济因素的情况下，同等容量的亚临界无再热机组的经济性明显优于超超临界一次再热机组。另外，我国现役综合参数最高机组为华能安源电厂的32.45 MPa/605℃/623℃/623℃超超临界二次再热机组，再热汽温已经可以达到623℃。刘堃[7]以600 MW亚临界锅炉为研究对象，对提高蒸汽参数后为配合汽轮机通流及参数变更进行的锅炉本体适配性改造进行了研究。刘太德[8]分析了主蒸汽参数对汽轮发电机组发电能力的影响，通过提高锅炉主蒸汽参数提高了汽轮发电机组的发电量。张培基[9]研究了中小容量背压机组升为次高压参数的可行性。

根据热力学焓熵图，结合汽轮机高压级叶片高度的合理性和末级排汽湿度的要求，将蒸汽参数选为625℃，12 MPa。由于压力远低于超超临界机组，因此，高温受热管壁厚仅约为超超临界机组的1/2，高温受热面金属重量相应减少，最高壁温也有所降低。目前对于小容量机组提高蒸汽参数以及其经济性的研究还未见文献报道，分析其经济性可以为日后此类工程项目的开展提供切实可行的理论依据。

1 小容量高蒸汽参数汽轮机组与锅炉基本参数概念设计分析

小容量高蒸汽参数机组(以下称高参数机组)采用高中压合缸的形式。机组设8段回热抽汽，采用一个混合式加热器作为除氧器和七台表面式加热器，其中，低压加热器四台，高压加热器三台。机组的原则性热力系统图如图1所示。同时考虑最优的汽轮机侧循环热效率和锅炉效率，给水温度确定为270℃。比照同样配备220t/h锅炉的现役50 MW(8.82 MPa/535℃)机组，选取高参数机组的基本参数。两机组设计基本参数如表1所示[10]。其中高参数机组给水泵压力高，但因燃煤量略少，产生的烟气量少，送、引风机耗电量少，因此和现役50 MW机组相比，厂用电略高，估取为6.5%。

提高主蒸汽参数后，汽轮机进口叶栅高度以及末级排汽湿度是否合理是汽轮机制造的两个限制因素。参照现役50 MW机组的相关数据判断高参数机组在技术上是否可行。

查得高参数机组主蒸汽熵值，结合两机组熵增量，由排汽熵值及排汽压力查焓熵图可得排汽湿度为10.4%，满足8%～12%的范围[11]。由表1可知，和现役50 MW机组相比，汽轮机进汽体积流量不变，因此叶栅高度相同；叶轮摩擦损失仅增加了0.1 kJ/kg。参考相关资料[10]，预计比现役50 MW机组高压级增加两级，低压级增加一级。由此初步确定了汽轮机的设计可行性。

图1 小容量高蒸汽参数机组原则性热力系统图

表1高参数机组与现役50 MW机组设计基本参数

项目高参数机组50 MW机组锅炉额定蒸发量/t·h-1220220主蒸汽压力/MPa128.82主蒸汽温度/℃625535给水温度/℃270217除氧器压力/MPa0.760.588给水泵压力/MPa17.9613.73凝结水泵出口压力/MPa1.731.33凝汽器压力/kPa4.64.6锅炉效率/[%] 93.293.2机械效率/[%] 9998发电机效率/[%] 9998管道效率/[%] 9998厂用电率/[%]6.56汽轮机进汽量/t·h-1220220进汽体积流量/m3·s-122叶轮摩擦损失/kJ·kg-12.82.7计算燃料消耗量/kg·h-126 08926 765发电功率/MW6750

如表1所示，与现役50 MW机组相比，高参数机组主汽温度升高，给水温度也升高，最终使高参数机组的燃煤量减少2.5%，锅炉效率不变。如图2所示，在整个工质吸热过程中，与50 MW机组相比，高参数机组的过热吸热份额增加，约增加11%；加热吸热份额减少6%，蒸发吸热份额减少5%。综上可知，锅炉侧的制造也是可行的，并且不用再热器，增加成本不会过高。提高蒸汽参数后，锅炉额定蒸发量均为220 t/h的情况下，机组满负荷的发电功率为67 MW，增加了17 MW。

图2 蒸汽参数变化前后的理想朗肯循环

2 小容量高蒸汽参数纯凝机组热指标计算及对比

基于等效焓降法计算模型[12]并采用Thermoflow对热力系统进行模拟，计算主蒸汽参数为12 MPa/625℃的67 MW凝汽式机组的热耗率、循环热效率、电厂净效率、煤耗率，并与现役50 MW机组(8.82 MPa/535℃)、亚临界600 MW机组(16.7 MPa/538℃/538℃)、超超临界1 000 MW机组(25 MPa/600℃/600℃)进行比较。

首先计算新蒸汽的等效焓降，忽略各个加热器热阻，按等温升原则确定各个加热器出口水温；在得到抽汽压力之后，利用等压线与汽轮机理想过程线相交来确定抽汽焓值。根据等效焓降法计算得到各段抽汽以及新蒸汽的等效焓降。如表2所示。

表2各段抽汽的等效焓降

加热器H1H2H3H4H5H6H7H8Hm等效焓降/kJ·kg-11 044.1939.3783.4689.5596.6516.1480.2305.31 186.88

此处Hm为毛等效焓降，需减去给水泵损失、门杆损失以及轴封漏气损失，计算可得到总损失为20 kJ/kg，则实际等效焓降为1 166.88 kJ/kg；给水吸热量为2 486.074 kJ/kg，则高参数机组实际循环热效率为二者之比，结果为46.9%。使用Thermoflow软件包对热力系统进行建模分析，可得其他热指标，如表3所示[13-14]。

由表3可知，小容量高参数机组纯凝运行时供电煤耗为309 g/kW·h，满足现役燃煤机组供电煤耗低于310 g/kW·h的要求，比现役50 MW机组低63 g/kW·h。循环热效率、电厂净效率分别比50 MW机组高6.9%，6.6%，热耗率比50 MW机组降低了约16%。可知，和同等容量水平的现役50 MW机组相比，主蒸汽参数的提高使得机组的纯凝发电热经济指标均有了较大幅度的改善。高参数机组的压力比600 MW机组低约5 MPa，温度高了将近90℃，根据表3结果，高参数机组的热耗率比600 MW机组高12 kJ/kW·h，电厂净效率仅比600 MW机组低0.6%，供电煤耗高4 g/kW·h，纯凝发电指标达到了600 MW机组的水平。高参数机组温度比1 000 MW机组高了25℃，但压力仅约为其压力的1/2，因此各项指标与100%负荷的1 000 MW机组相比相差较大，但是当1 000 MW机组负荷低至50%时，热经济指标均在高参数机组之下。

表3纯凝发电热经济指标比较

项目现役50 MW高参数机组600 MW1 000 MW(100%负荷)1 000 MW(50%负荷)热耗率/kJ·kW-1·h-19 3417 8327 8207 3827 900循环热效率/[%] 4046.9475046.5电厂净效率/[%] 33.139.740.343.439.5供电标煤耗率/g·kW-1·h-1372309305283311发电标煤耗率/g·kW-1·h-1349289291271297

3 小容量高蒸汽参数机组供热的分析

3.1 小容量高蒸汽参数机组供热指标的计算

由于机组容量小，在采暖期可使用背压机组，实行热电联供，可提高热利用率，使热电厂热经济性大为提高，节约能源[15]。以华北某县城为例，探讨采用主蒸汽参数为12 MPa，625℃的小容量背压机组近距离供热和采用超超临界1 000 MW凝汽式机组远距离供热的经济性。

该县城供热面积为250万m2，据该地区气象条件：采暖期室外计算温度-9℃，采暖期平均温度-1.2℃，采暖期为122天，选取综合采暖热指标为45 W/m2。一次网设计供回水温度为120℃/70℃，二次网设计供回水温度为95℃/65℃[16-18]。热网效率取95%。基于Thermoflow模型得到小容量高蒸汽参数背压机组供热的指标，可得其供热热效率为87%，供热标煤耗率为39.208 kg/GJ。

3.2 小容量高蒸汽参数机组与超超临界1 000 MW机组供热的经济性比较

小容量机组供热，供热半径为4 km，管道铺设长度10 km。而1 000 MW机组供热的供热半径为12 km，管道铺设长度25 km。热水在管道中单位长度的温降为0.75℃/km[17]。根据一次网循环水流量及比摩阻取值范围，确定比摩阻为125 Pa/m[19]。管道的铺设费用为250万元/km(其中包括材料费，人工费，安装费等)。循环水泵输出功率按下式计算[20]

(1)

式中G——循环水流量/t·h-1；

ΔP——循环水泵扬程/MPa；

η——循环水泵效率。

比较两机组供热的经济性，如表4所示。

表4小容量高参数机组与1 000 MW机组供热经济性比较(250万m2)

项目高参数机组1 000 MW机组发电功率/MW401 000年供热天数/天122122标煤价格/元·t-1700700年供热量/GJ·年-11 185 8401 185 840供热标煤耗率/kg·GJ-139.20837.351年供热标煤耗/t·年-146 49444 292管道散热损失折算标煤耗/t·年-16 06915 173供热标煤年总成本/万元3 6794 162一次网循环水量/t·h-11 9351 935循环水泵扬程/MPa1.253.125循环水泵效率/[%]0.60.6循环水泵输出功率/kW1 1202 799供热管道投资成本/万元2 5006 250

由表4可知，对250万m2供热面积的县城供热来说，小容量高蒸汽参数机组的供热标煤耗率比1 000 MW机组仅高1.857 kg/GJ，但由于供热距离短，管道散热损失折算的标煤耗比1 000 MW机组每年少9 104 t。综合来看，小容量高参数机组的供热标煤年成本比1 000 MW机组每年节约483万元。1 000 MW机组的循环水泵输出功率为小容量机组的2.5倍，供热管道的投资成本为小容量机组的2.5倍。

4 结论

本文计算了将现役50 MW燃煤机组的主蒸汽参数提高到12 MPa，625℃的可行性及纯凝发电与热电联产的热经济指标，并进行了对比分析。结论如下：

(1)综合汽轮机和锅炉的概念设计可知，设计和制造在12 MPa，625℃的主蒸汽参数下运行的小容量机组是可行的，并且成本不会过高。

(2)小容量高参数机组纯凝运行的供电煤耗率为309 g/kW·h，比现役50 MW机组低63 g/kW·h，热耗率低16%，电厂净效率高6.6%；与亚临界600 MW机组相比，高参数机组供电煤耗率高4 g/kW·h，热耗率高12 kJ/kW·h，电厂净效率低0.6%；与50%负荷的超超临界1 000 MW机组相比，高参数机组热耗率低68 g/kW·h，电厂净效率高0.2%，供电煤耗率低2 g/kW·h。

(3)全面考虑供热标煤耗，供热管道的散热损失，管道铺设成本，循环水泵功率等因素，就县镇级城市的供热来说，使用小容量高蒸汽参数背压机组供热，供热标煤耗率比1 000 MW机组高5%，但供热标煤年成本是1 000 MW机组的88%，循环水泵输出功率是1 000 MW机组的40%，供热管道投资成本是1 000 MW机组的40%。使用小容量高蒸汽参数机组供热的经济性优于1 000 MW机组。