关键词：热电联产机组；余压利用；节能效益
目前，我国能源综合效率低于发达国家总体水平，能源消耗总量大，污染物排放量高，对全球气候及环境影响大，备受国际社会关注。《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》指导性提出了到2020年现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310g/kW˙h的计划目标。
近年来，火力发电厂的余压[1,2]、余热[3,4]利用成为热点。通过增设背压汽轮机机或热泵后，节能效果显著[5]。某供热机组装机容量为330MW，利用第五段抽汽加热热网循环水，以满足该地区采暖供热的需要。其供热抽汽压力为0.38MPa、抽汽温度为255.9℃、额定抽汽量为550t/h，设计进出口水温为70/130℃，加热器汽侧压力约为0.1MPa。蒸汽从供热抽汽口至热网加热器进汽侧存在0.2~0.3MPa的压损。
根据电厂厂供热机组运行现状，本文提出了利用采暖抽汽的压差能量驱动小型汽轮机做功利用的改造方案，利用压差能量做功，既可替代大量电能，降低厂用电率、提高机组运行的经济性指标和对标能力，达到节能提效的效果，又不影响热网加热器的性能，保证供暖需要。
1改造方案设计
电厂采暖蒸汽从供热抽汽口至热网加热器进汽侧存在0.2~0.3MPa的压损，拟采用超低压背压式汽轮机对供热抽汽的压差进行做功利用。供热抽汽做功利用的方式有多种，从汽轮机功率角度考虑，可配置多级、MW级汽轮机或单级、kW级汽轮机；从做功利用方式考虑，背压式汽轮机所做的功可直接拖动电厂辅助设备或带动发电机发电。为与电厂大汽轮机区别，本文将这种利用供热抽汽做功的汽轮机称为“功热汽轮机”。图1为增设“功热汽轮机”的系统示意图。
功热汽轮机进汽取自采暖抽汽，排汽排至供热系统，其工作原理是充分利用采暖抽汽的压损进行发电，此种发电方式所增加的汽耗量很少，在功热汽轮机发电的同时，机组依然能够满足额定供热负荷。
依据电厂厂机组历史供暖抽汽参数、热网循环泵参数，提供了多级、MW级汽轮机拖动异步电机发电和直接拖动热网循环水泵运行两种方式。由此，可产生三种方案：增设2台6000kW汽轮机发电并入厂用电系统的方案一、增设2台2200kW驱动热网循环水泵用汽轮机的方案二以及结合方案一和方案二的方案三。
1.1方案一系统及运行方法
方案一拟布置2台6000kW多级功热汽轮机组，并分别拖动1台5900kW高压异步发电装置，所发电直接并入电厂高压厂用电系统。多级功热汽轮机进汽取自热网供汽母管，用阀门与原系统隔离，保持原系统的单独性，新增热网加热器与原加热器并联运行，功热汽轮机排汽排至新增热网加热器，加热器疏水通过疏水泵排至低加凝结水出口。两台机组的热网加热器串联连接，机组的抽汽量以机组负荷对应的最大抽汽量为限自由调节。该厂在供暖初期采暖抽汽量即达到500t/h以上，因此，在采暖期，通过调节机组的抽汽量，新增系统在全采暖期都可以满负荷运行，工况调节简单。在系统检修或故障时，由于新增系统与原热网系统并联连接，可以切断新增系统，通过原系统满足供热要求。
1.2方案二系统及运行方法
电厂厂热网系统配有4台2200kW热网循环泵，高频斩波串级调速控制（变频功能），正常运行时两台运行，两台备用。热网循环水流量根据供热值的变化在3000t/h~9200t/h内变化，整个采暖期热网循环泵的耗电量变化较大。采暖期平均单台热网循环泵每小时耗电约为1000kW。
方案二拟布置2台2200kW的功热汽轮机及其配套加热器系统，每台功热汽轮机拖动1台原热网循环泵。2200kW功热汽轮机进汽也取自热网供汽母管，用阀门与原系统隔离，配套的热网加热器也与原加热器并联运行，功热汽轮机的乏汽也排至配套增加的热网加热器，加热器疏水通过疏水泵排至低加凝结水出口。根据该厂热网历史运行数据，增设的2台2200kW驱动热网循环泵用汽轮机长期在低于额定负荷下运行，运行负荷根据热网负荷和热网水量变化进行调节。
1.3方案三系统及运行方法
结合方案一和方案二，同时增设2台用于发电的6000kW多级功热汽轮机组和1台用于驱动热网循环水泵的2200kW的功热汽轮机组。新增系统与原系统的连接方式，进汽、乏汽及加热器疏水排出位置，以及新增系统日常、检修或故障时的运行方式与方案一、方案二的方法相同。
