周海峰、田玉成、赵国祥
南通天生港发电有限公司 地址：江苏省南通市天生港镇大达街87号 邮编：226003
王汝武
沈阳飞鸿达节能设备技术开发有限公司 地址：沈阳市东陵区泉园三路69号321 邮编：110015
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摘要：南通天生港发电有限公司（以下称天电公司）的2×330MW纯凝机组，通过中低压连通管局部改造，应用压力匹配器构成供热系统吸入低压蒸汽，形成能供应压力为1.15MPa、0.9MPa且温度300~330℃的工业用蒸汽的供热机组，每台机组最大供汽量达250t/ h，形成热电联产能力。
关键词：330MW纯凝机组，压力匹配器，热电联产
1、概述
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天电公司的#1、#2号330MW亚临界中间再热凝汽式汽轮机，型号N330-16.7/538/538型机组，由上海汽轮机厂制造，于2005年投运。随着国民经济的发展，人民生活的提高，对环境保护的力度越来越高，南通市政府的节能减排五年规划，要求天电公司于2008年将两台凝汽式330MW机组改造成供热机组，关停宏达、南通纺工、江山农化等三家市区的小型热电厂。
宏达热电厂原装有3台35t/h次高压链条式锅炉，两台发电机组总装机容量12MW，原最大供汽瞬时流量约75t/h，平均供汽流量50t/h。该热电厂对坐落地区——唐闸镇污染较大。南通纺工热电厂有5台35t/h锅炉，总装机容量18MW，最大供热量80t/h，平均供汽量45t/h。该热电厂位于南通市中心，对城市污染较大。江山农化热电厂位于南通市中心，总装机容量共24MW，对外供汽量最大20t/h，该厂对城市污染较大，并早已列入并停对象。
由大型热电机组代替小机组供热是利国利民的好举措，也符合科学发展观的基本要求。南通市政府从城市科学发展与响应国家节能减排政策出发，果断实施西城区供热改造项目，决定关停三家污染较大的区域性热电厂，拟由地处城市西北的天电公司实施机组供热系统改造，形成工业供热能力，集中向城西区域供汽。
宏达区域的供汽参数在0.85MPa、280℃，南通纺工、江山农化区域参数在0.75MPa、210℃左右。天电公司位于南通西北市郊，距热用户中心距离分别为8~10公里，最大距离为19公里。考虑到管道的压降、温降，和必须满足用户的最高参数要求，天电厂内的供热参数应为1.15MPa、330℃，120t/h左右。天电的N330-16.7/538/538机组是凝汽发电机组，没有供热的合适抽汽口。在额定工况下，高压缸排汽3.7MPa、 320℃，中压缸排汽0.88MPa、 348℃，并且随负荷下降参数下降，都不能满足热用户的稳定要求。要想经济安全地供出热用户需要的蒸汽，就必须对机组进行改造。改造的方式有两种，第一种是更换机组的转子和汽缸，加旋转隔板，设计汽缸的调整抽气口对应蒸汽用户参数要求；第二种方式是利用压力匹配器用高压缸排汽引射中压缸排汽混合成热用户需要的蒸汽，结合进行中汽缸排汽管的部份改造。第一种改造方式投资大，改造周期长，改造费用高达数千万元，时间需要1~2年。第二种改造方式不动汽机本体，只需要本体外加装管路设备，改造投资小，周期短。
经严格论证，决定采用第二种改造方案对330MW机组进行供热改造。
2、系统改造
考虑整个机组系统的供热改造必须满足安全与经济两个前提。在安全上，改造后的机组应能长期安全运行，并适应机组发电调节要求；在经济上，改造后的机组不仅应能替代三家小热电的供汽负荷，满足供热的节能与环保要求，还必须保证汽轮发电机组的效率不能下降。这对供热系统的设置提出了很高的要求。
汽轮机汽缸有两个排汽口可以作为供热的初始汽源，在额定工况下高压缸排汽参数3.7MPa、320℃，中压缸排汽参数0.88MPa、348℃。相对而言，高压缸排汽的参数对供热来说压力有一定的余量，而中排的压力不能满足供汽要求，且随机组负荷下降而下降。
高压缸的抽汽量由于受到再热器可能会超温的影响和高压缸末级叶片强度的限制，经过制造厂核算，最大抽汽量50t/h。由于上述局限性的存在，经过综合考虑形成中排调压和压力匹配器、外加蒸汽联箱的供汽系统，并进行系统改造。
2.1中低压连通管部份改造
要保证中低压导汽管上的抽汽量，同样受到中压缸末级叶片强度和轴向推力的限制，另外中压缸排汽压力随电负荷下降及抽汽量增大而下降，也不利于汽压稳定。为了汽轮机运行安全，在中压缸到低压缸连通管上安装调节蝶阀，将中压缸排汽限定在0.95MPa。调节蝶阀的作用和旋转隔板相似，都是以减少通流面积而提高压力，不同的是调节蝶阀是节流调节，而旋转隔板是喷咀调节。调节蝶阀和旋转隔板都存在着一个问题，在低流量时，阀前压力提高，容易引起阀前级超温。经过计算和运行检验，中压缸排汽限定为0.95MPa是安全的。中低压导汽管上抽汽量最大200t/h。
为了运行安全，在供热抽汽管上依次加装压力自平衡波形膨胀节、安全阀、气动抽汽逆止阀、液动快关阀、电动隔离阀，在中低压缸连通管上加装三通。向外引出一根φ720×14的抽汽管道，作为对外供汽的蒸汽管道。
这样，汽轮机在通流部分不动的情况下，在额定工况下，高压缸排汽抽汽50t/h，中压缸汽抽汽200t/h，高排抽汽3.7MPa，320℃，中排抽汽0.95MPa，370℃。形成250 t/h的供汽能力。机组型号为C330-16.7/1.0/538/538。
考虑到中排调压后的参数仍不能满足宏达区域中心0.85MPa的压力要求，继续抬高中排压力，无论是从安全上还是从经济上都是不能承受的，必须使用压力匹配器进行提压。
2.2供热系统的压力匹配器改造
2.2.1压力匹配器的基本原理
压力匹配器的基本原理和蒸汽喷射压缩器相同，是利用高压蒸汽作动力来提升低压蒸汽的压力，为了适应抽汽供热的需要，与汽轮机的调节汽门的喷咀调节相似，压力匹配器采用多喷咀结构，根据外供汽量的大小，调整喷咀开启的数量及开度大小，以保证在外供汽量变
化时，压力匹配器保持较高的效率，压力匹配器的热力过程表示在焓熵图上如下：
在匹配器前工作流体的状态用A点来确定：焓为ip，压力为Pp；在匹配器前引射流体的状态用D点来确定：焓为iH，压力为pH，在喷射系数u给定的情况下，在匹配器出口压缩流体的焓ic根据能量守恒定律来确定：
在无损失的理想匹配器中，在i-s图上压缩流体沿着原膨胀直线AD可逆地升压，其状态用直线AD与ic=常数之直线的交点C ’来确定，这点的熵是sc’。通过C ’点所作的等压线决定了在压力匹配器后压缩流体的压力pc’。
压力匹配器的实际过程具有损失，因此，在实际压力匹配器后压缩流体的熵值sc比sc’大，而压缩流体的压力pc比pc’低，压力匹配器中的损失愈小，压缩流体的压力pc愈接近于pc’。
进入匹配器的工作流体，在喷嘴里和在混合室的入口段上压力从pp膨胀到p2。
在膨胀末了，工作流体的状态用R点来确定。
在混合室里，进行混合流体速度的均衡和压力的提高，在混合室末端，流体的状态用E点来确定，这时，流体具有平均速度W3和静压力P3。
往下，流体进入扩压器，在扩压器中，动能转换成势能或热能，在扩压器后流体的状态用C点来确定，流体的静压力等于Pc，它的焓等于ic，它的熵等于sc。
在取同样的喷射系数（u=不变量）或取同样的焓（ic=不变量）的情况下，在扩压器出口处，实际压缩器的压缩流体压力Pc低于理想压缩器的压缩流体的压力pc’（pc＜pc’），因为在实际压缩器中发生的过程是不完善的。
压力匹配器的效率我们可以用动力机械常用的等熵效率来定义压力匹配器的效率
和压力匹配器等价的装置是用背压蒸汽透平拖动蒸汽压缩机，如图2所示：
该效率和用蒸汽透平拖动压缩机的效率相当，小型背压透平的效率大约为0.70 ,蒸汽压缩机的效率大约为0.65，透平压缩机组的效率为0.70×0.65=0.455。但透平压缩机组的设备及运行维护费用则大大高于压力匹配器。
2.2.2压力匹配器的应用
我们应用压力匹配器可以将高压蒸汽和低压蒸汽混合，输出中等压力蒸汽的特性，将汽轮机不同抽汽口不同压力的蒸汽混合，输出满足热用户需要的蒸汽，并配上压力和温度自动控制装置，改造凝汽式汽轮机为可调节抽汽供热汽轮机。
330MW汽轮机和压力匹配器联合运行供热系统图如下：
利用高压缸排汽作为压力匹配器的驱动蒸汽，吸入中压缸排汽，混合、扩压后输出1.15MPa，330℃。
压力匹配器的型号为TPM3.7/0.95-1.15-85A，即用3.7MPa蒸汽作为驱动蒸汽引射0.95MPa蒸汽升压到1.15MPa，最大输出流量85t/h，出口压力自动控制。压力匹配器压力自动控制是由压力变送器3、DCS自动控制4和电动执行器5来完成的。压力变送器将实测的出口压力参数以4-20mA电流讯号送到DCS系统，DCS系统经逻辑运算和设定的压力数值相比较，输出讯号给电动执行器，开大或关小多芯针型调节阀改变驱动蒸汽的流量，以保持出口压力的稳定。而汽轮机电负荷的变化，通过汽机原有的调节系统，改变调节汽门的开度，以满足电负荷的要求。这样就实现了供热机组热负荷和电负荷的分别调节，互不牵连，增强了调节系统的稳定性。
由于采用三喷咀结构，在外供流量从30-100%变化时，出口压力都保持稳定。
在额定参数下，压力匹配器的引射系数设计值为u=1.0，即高排的流量和中排流量相等，运行的实测值u=0.95，这是由制造误差引起的，图2和图3是实际运行的供热系统图。
图2 C330-16.7/1.0/538/538型汽轮机供热系统图
图3 TPM3.7/0.95-1.15-85A压力匹配器供热系统图
3 经济与环境效益
3.1机组本身煤耗下降形成的节能量
天电公司实施集中供热改造工程后，2×330MW机组自2009年1月供热以来，每天供热量2000 t左右，即83.3t/h，按压力匹配器中排与高排配比特性1:1计算，即中排供汽量为41.65t/h，高排供汽量为41.65t/h 。在实际运行中，7~8 t/h左右的供汽量使250MW负荷下机组煤耗下降1g/kwh。
如供汽量到120t/h（年供汽量约95万吨），全年一台330MW机组按照6000利用小时计算，年发电19.8亿千瓦时，则对应的节约标煤量为19.8×108×（120/7.5）×10－6=31680t/a。
3.2替代发电供热直接节能量
根据上述计算，330MW替代三热电公司发电供热后，供汽负荷将达到120吨/小时，其煤耗将下降16克/千瓦时，即发电标煤耗将从替代供热前的平均305克/千瓦时下降为289克/千瓦时，而三家小电厂的煤耗在420克/千瓦时左右，年发电2.87亿千瓦时，由于330MW机组供热煤耗及发电煤耗与三热电公司存在巨大差异，所以其替代发电供热由能耗差产生的直接节能量非常可观，具体计算如下
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发电煤耗下降少用煤量：2.87×108×（420-289）×10－6=37597t；
供热热耗下降少用煤量：95×107×3000×(42-38)×10－6×10－3=11400 t
3.3环境效益
原三小厂年发电2.87亿千瓦时, 年最大供汽量约95万吨。折合原煤量： 2.87×108×420×1.4×10－6+95×104×103×3000×10－6×42×1.4×10－3=33.6336万吨天然煤。天电公司2×330MW机组供热改造实施后，将大大减少南通市区的大气污染物排放。改由天电公司供热、发电后，相同的供热、供电量消耗原煤33.6336-(3.7597+1.1400) ×1.4=28.7339万吨。由于供热后机组煤耗下降原天电公司发电量下少烧原煤31680×1.4=44352吨。
1）减少二氧化硫排队放量：336336×0.01×2×0.8-287339×0.01×2×0.8×(1-0.95)+44352×0.01×2×0.8×(1-0.95)=5186.9吨（其中0.95为脱硫效率，0.8为S的燃烧效率，0.01硫份）
2）烟尘排放量的减少计算：目前锅炉燃煤品种灰份比例一般在20-30%，按23%计算，则年减少烟尘排放量：336336×23%×(1-95%)-287339×23%(1-99.4%))+44352×23%×(1-99.4％）=38377.5吨（95％为小厂除尘效率，99.4％为天电除尘效率）
同样CO2的排放量也将大大减少，在此不作计算。
4 分析与结论
4.1天电公司将330MW凝汽机组改为供热机组，实现热电联产，代替小型热电厂是成功的，并取得了可观的经济效益和环境效益。
4.2在汽轮机高、中压缸排汽自然抽汽口基础上，利用蒸汽压力匹配器改造大型凝汽机组供热机系统是可行的，改造投资少，见效快、安全、可靠。
4.3蒸汽压力匹配器结合中缸排汽管改造，形成可供1.15\300,0.95\300以及高排蒸汽多种参数的供汽能力，在供汽压力不大于0.95MPa时，如果需要增大供汽量，可从再热器热段抽汽。单机供汽最大流量250t/h。
4.4蒸汽压力匹配器的应用，减少中排调压升压程度，对机组运行发电煤耗下降有积极意义。供热机组相对较高负荷运行，更有利发电与供热的经济性。
参 考 文 献：
[1]王汝武：电厂节能减排技术 化学工业出版社 2008年10月
周海峰，男，1966年2月出生，工程师，大学，从事发电厂生产运行和技术管理工作，副总工程师。
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