350MW超临界燃煤供热机组凝抽背（NCB）装机方案及经济性分析

郑立文

[摘要]凝抽备（NCB）技术在燃气供热机组上已经得到应用，350MW超临界燃煤供热机组采用NCB技术可大大提高对外供热能力，提高机组经济性。本文对2×350MW超临界燃煤机组采用NCB装机方案的可行性、可靠性及经济性进行了分析。

[关键词]NCB 装机 方案 分析

[中图分类号]U223 [文献标识码]A [文章编号]1672-5158（2013）06-0220-03

1 前言

随着国家节能降耗产业政策不断深化，为降低冷源损失，增大供热机组的供热能力，国内采用的新技术有热泵、双转子、NCB（凝抽背）等。350MW超临界供热机组采用NCB机型技术可有效增加对外供热能力，技术可行，安全可靠，指标优良，可有效增大供热能力，具有耗煤及污染物排放量低等明显优势，符合国家节能环保政策，具有良好的节能和环保减排效益。

2 装机方案

2.1 2×350MW超临界凝抽背供热机组（NCB机型）本体结构设计方案选择

以常规350MW超临界汽轮机为母型，将低压缸轴端通过3s离合器与发电机（或高中压缸）连接，使低压缸可在线解列和并列：

采暖季低压缸通过3S离合器与发电机（或高中压缸）脱开，中压缸排汽蝶阀关闭，低压缸解列，汽轮机背压运行，单台汽轮机最大排汽量不小于730t/h，最大供热出力可达780t/h。

当采暖抽汽量小于550t/h的情况下，在运行状态下将低压缸通过3S离合器与发电机（或高中压缸）轴端连接，部分开启中压缸排汽蝶阀，汽轮机变为抽汽、凝汽运行，且采暖抽汽可通过中压缸排汽蝶阀调节。

非采暧工况下，将低压缸通过3S离合器与发电机（或高中压缸）轴端连接，全部开启中压缸排汽蝶阀，汽轮机纯凝运行。

机组采用SSS离合器的结构布置方案后，低压缸可以停运，能量损失少，运行方式灵活。热力系统较常规机组复杂，投资略增。

2.2 机组布置方案

常规300MW级汽轮发电机组的发电机布置在低压缸外侧，一旦低压缸故障，则发电机就要停机。本方案要求机组背压运行时，低压缸解列，则发电机有两种布置方案：

2.2.1 布置在汽轮机机头侧

发电机布置在汽轮机机头侧的优点是：发电机便于检修抽转子。

这种布置方式的缺点是：由于发电机位于机头侧，汽轮机机头侧的管道，如主蒸汽管、高温再热蒸汽管、套装油管、轴封供汽管、轴封漏汽管、抽汽管道等要钻到发电机基座下方布置，而发电机下方需布置主封母、发电机定子冷却水管、发电机氢冷器冷却水管和发电机本体润滑油管等，已占用基座下方大部分空间，机头前管道布置将非常紧张。

2.2.2 布置在高中压缸和低压缸之间

这种布置方式可以避免机头侧管道布置与发电机下方封母布置冲突的问题，汽轮机机头侧的管道布置与常规机组相同，主厂房布置的难度降低。

将发电机放到高中压缸和低压缸之间，发电机无法抽转子，检修时需考虑由两台行车一起抬吊发电机。单台汽机房行车最大起重量将从按80t增大至约150t，造价大幅提高。

本方案暂采取发电机布置在机头侧的方案进行布置。

3 SSS离合器的基本工作原理

3S（“Synchro-Self-Shifting”的首字母）离合器是一种单向传递扭矩的装置，当离合器的主动、从动齿轮转速完全相等时两者相位同步、自动轴向移动而啮合。而一旦输入转速低于输出转速时离合器脱开。3s离合器的基本工作原理可比拟为螺母拧在螺栓上。如果螺栓转动时螺母是自由的，则螺母将随螺栓一同转动，如果螺母受限制而螺栓继续转动，则螺母将沿螺栓作直线运动（图1）。

4 相关主要系统变化情况

4.1 主蒸汽系统

按汽轮机旁路系统容量不低于40%BMCR。而当低压缸解列，机组背压运行时，处于备用状态的汽轮机低压缸可能无法承受旁路排汽热负荷。因此，现阶段控制系统暂按低压旁路阀在汽轮机背压运行时不连锁开启，且过热器和再热器的安全阀容量应按100%BMCR考虑，以满足机组超压排放的要求。

4.2 抽汽系统

汽轮机纯凝运行或抽汽凝汽运行工况下，抽汽系统配置及运行方式与常规机组无异。汽轮机纯背压运行工况下，低压缸解列，相应的6号和7号低加也要解列。

背压工况下，由于热井出口的凝结水含氧量无法保证，且未经6、7号低加加热，高压除氧器的进汽量需要加大，约为常规设计的两倍。四段抽汽管道规格由常规DN350加大到DN500，相应阀门的口径均需增大。

4.3 凝结水系统

纯凝工况或抽凝工况下，排汽装置对凝结水有预除氧的功能，热井出口凝结水含氧量小于30 μg/L；机组背压运行工况下，凝结水（包括热网加热器疏水、高加事故疏水、经常疏水、启停疏水、系统补水及减温水）在排汽装置中除氧效果差，含氧量在50～100μg/L。除氧器的容量、喷嘴数量和进入除氧器的蒸汽量均需增加。

4.4 供热系统

由于采暖抽汽量加大，采暖抽汽口及抽汽管道规格由常规机组的2×DNl000增大为2×DN1200，相应阀门的口径均需增大。

热网首站的设备和管道容量由于采暖供热量加大均需加大，包括：热网加热器换热面积增大40%；热网疏水泵流量增大25%；热网循环泵流量增大25%；热网系统管道及附件规格增大，管道总重增加约40%。

热网加热器的疏水可经热网循环水或凝结水冷却至80～120℃后，进入排汽装置，一方面疏水全部进入凝结水精处理装置，保证锅炉有足够水质合格的补给水，同时回收部分热量；另一方面可以使空冷岛有足够的热负荷满足防冻要求。

采暖抽汽管道上应设100%容量的安全阀，并设置100%容量的旁路管道。当背压运行下故障停机或热网系统故障，快速开启采暖抽汽旁路阀，对空排汽。

5 工况变化情况

5.1 背压工况切换至抽凝工况

由于低压缸处于备用状态，温度较低，需采用辅助蒸汽对低压缸进行冲转、暖机，辅助蒸汽参数：压力0.15～0.2MPa（a），温度～200℃，流量～50t/h：

当满足低压转子暖机时间后，开启低压启动阀门，采用中压排汽使低压缸升速至3000r/min，3s联轴器啮合并锁定；

逐步开启中低压连通管阀门，关闭低压启动阀门，之后汽轮机切换为抽凝工况运行。

5.2 汽轮机背压运行停机后启动

汽轮机背压运行故障停机后，需要重新启动时，必须将3s联轴器锁定，高中低压缸以纯凝启动，达到一定负荷后再向抽凝或背压切换。根据停机时间的长短，汽轮机高中压缸和低压缸可能会处于不同的状态，高中低均为冷态时，启动过程与正常启动相同；高中压热态、低压冷态时，启动过程如下：

投入低压盘车，使3s联轴器啮合并锁定；

先通过辅助蒸汽对低压缸进行低速暖机，高中压暂时不进汽，由于3S联轴器锁定，高中压缸将跟随低压缸空转，高排通风阀及中排通风阀保持开启，防止高排、中排超温；

当满足低压转子暖机时间后，高中压缸开始进汽，按热态纯凝方式启动。

5.3 供热能力

该方案供热能力可承担2000万m²的采暖供热面积。

5.4 发电能力

与常规同等级超临界机组相当。

6350Mw超临界供热机组采用NCB机型的可行性与可靠性

6.1 机组技术可靠性分析

6.1.1 NCB机型技术可靠，运营经验日趋成熟

该技术来源于燃气蒸汽联合循环机组，目的为了增加供热能力和提高项目盈利能力，目前国内各大主机厂已在起步实施阶段。经调研，华能北京高碑店热电厂的二期扩建的燃气机组首次采用NCB方案，目前项目在建设中，计划今年投运。350MW超临界供热机组是在300MW亚临界供热机组的基础上发展来的，技术上是成熟的。其供热可靠性是有保证的，且电厂建设、安装、运行和检修均有成熟经验，其安全经济运行是有把握的。

带3S离合器的凝背式超临界汽轮机在火电机组已进入实际应用阶段，国内三大主机厂在设计、制造、安装和运行方面正逐步成熟，该选型方案设计思想先进，技术成熟，符合国家节能环保的能源政策，在热负荷大且稳定的情况下可为企业带来较好的经济效益，应用前景预期良好。

6.1.2 采用NCB技术运行方式灵活

由于3S离合器的切换，实现了可凝可背，给机组的运行方式带来了较大的灵活性，并相应带来了可观的经济效益，为下一步探讨整机优化、辅机运行方式优化等各种可行性方案提供了可能。

6.2 方案风险因素及应对措施

6.2.1 NCB技术目前在超临界燃煤机组上应用业绩较少，正处于产品设计制造阶段，但还没有实际投运，可靠性有待防范。

防范措施：在设计、制造、监造、安装、调试、运行组织等各个环节加强管理和控制，在安全、质量、指标等方面做到可控、在控。加强重要设备、重点环节监督；严格控制安装及调试质量，保证落实各项设计意图和设计指标；借鉴已经投运的燃机NCB的成熟运行经验，提高设备管理水平和可靠性。

6.2.2 采用NCB技术增大了供热能力，只有在供热负荷有保证的前提下才能保证机组的经济性。

风险应对：保证足额、稳定的热负荷是确保NCB方案安全经济的前提。这样一可真正实现NCB方案的经济性，二可降低机组在背压运行工况和抽凝工况间切换的频率，从而降低对汽轮机、低压缸、凝汽器及相关动力管道承受短时的热冲击的风险，并相应提高3s离合器自身寿命。

6.2.3 NCB技术应用3S联轴器轴系相应加长，对机组的安全运行存在潜在影响。

轴系稳定性：NCB技术应用3S联轴器相应机组轴系加长2米，经咨询，目前三大主机厂通过增加轻载轴承的方式可以保证整个轴系的稳定性。因此，轴系稳定性是有技术支撑的。

7 凝抽背（NCB）装机方案经济性分析

7.1 主要技术经济指标较优

从（表1）可以看出，在采用超临界机组+3S离合器方案后，机组的平均供热标煤耗率比常规超临界350MW机组方案要减少1.63 kg/GJ，按可研一个采暖季546万GJ/a计算，每年采暖期间可以节约供热标煤8150吨（两台机组），按目前市场上每吨标煤价885元计算，每年可以节约成本721万元。

此外根据上表可以看出，机组的年平均全厂热效率提高约10%，机组的热效率优于现有的纯凝超超临界百万机组（平均热效率约为45%），其热经济性较好。其发电煤耗比常规350MW超临界机组减少约14g/K.wh，提高了项目的盈利水平。

7.2 投资变化情况

NCB方案在热负荷变化较大时，需要在背压运行工况和抽凝工况间切换，因此，需在轴系间加装3S联轴器，而加装3S联轴器使得轴系增加2米左右，两台机组可使主厂房总长度增加4米左右。单独3S联轴器增加费用约1500万元/台。因热力系统变化、土建引起的费用变化估算费用800-1000万元/台，总造价约计增加4000万元（两台机）。但项目资本金内部收益率可大幅提高，项目盈利能力可大大增强，在供热价格有望上涨的情况下，投资可很快收回。

8 结束语

NCB机型方案可大大提高对外供热能力，符合国家节能环保的能源政策，有利于企业在当前煤价高企的条件下提高盈利能力。

常规350MW燃煤超临界机组采用凝抽背（NCB）装机方案，虽会增加一定的初投资，但其技术成熟可行，安全可靠，指标优良，大大增加了供热能力，可很快收回投资，在供热负荷有保证的前提下，值得大力推广。

NCB机型的经济性建立在足额、稳定的热负荷上，也就是供热负荷至少在600吨以上才能体现其经济性，因此，确保基本供热负荷是选择NCB的关键。

350MW超临界燃煤热电NCB机型方案还没有应用业绩，下一步需要对各种运行方式下轴系系统、通流部分、调节控制系统进行认真研究，进一步优化设备、管道布置方案，合理选择控制系统和小机背压值，确保机组安全可靠、经济运行。

参考文献（References）

[1]雕吉义SSS离合器及其在燃气轮机上的应用《燃气轮机技术》，1997年，第3期，32-35

[2]哈尔滨汽轮机厂有限公司《哈汽公司NCB供热机组介绍》