火電廠乏汽利用及尖峰冷卻改造研究

宋維勤

（山西漳澤電力股份有限公司安全生產部，山西太原030006）

0 引言

火電廠鍋爐燃燒過程中，由于燃煤條件與運行水平的不同，會導致各種熱損失，其中排煙熱損失占鍋爐全部熱損失的一半以上[1]，同時排煙溫度每上升30℃，鍋爐效率降低1%，機組標煤耗增加3 g/kW·h[2]。因此，如何有效利用乏汽熱量是目前火力發電廠都關注的一個重要問題。

目前，不同類型的火電廠根據自身的配置與運行特點進行了相應的技術改造，主要有：煙氣余熱利用、除氧器乏汽利用、定排/連排擴容器余熱利用、凝汽器乏汽余熱利用等[3-7]，每一種改造方案均有不同的利弊。本文主要闡述了在降低（夏季）汽輪機背壓的情況下提升汽輪機熱效率，同時還實現了乏汽熱量梯級利用的一種改造方案。

圖1 前置凝汽器+熱泵（溴化鋰吸收式）+尖峰加熱器方案（90℃、115℃）

1 電廠配置及改造方案研究

1.1 配置情況

山西臨汾熱電有限公司為2×300 MW直接空冷供熱機組，型號CZK250/N300-16.7/538/538，銘牌功率為300 MW，設計背壓17 kPa，夏季滿發背壓34 kPa。直接空冷系統設計面積692 091 m2，夏季環境溫度33℃時，汽輪機背壓34 kPa。機組額定采暖抽汽量500 t/h，抽汽參數：P=0.4 MPa，T=248℃。最大采暖抽汽量為2×550 t/h，熱網首站按照供暖面積10 000 000～11 000 000 m2同步建成，2014年首次向臨汾市南城區供熱，嚴寒季一級網最高供水溫度107℃，回水溫度約為50℃，供水最大流量為5200t/h，全年供熱負荷750萬m2，供熱量為2620000GJ。

1.2 改造方案及原因分析

1.2.1 前置凝汽器+熱泵（溴化鋰吸收式）+尖峰加熱器方案

該方案如圖1所示，凝汽器利用汽機乏汽，熱泵利用汽機抽汽和部分乏汽，尖峰加熱器利用汽輪機抽汽。

本方案額定供熱工況下外網50℃熱網回水經前置凝汽器熱交換吸收乏汽余熱到69℃，此時機組背壓需提高至夏季設計背壓34 kPa；再進熱泵內加熱至90℃，最后至熱網首站，利用機組中缸抽汽加熱至115℃。機組配置1臺155 MW前置凝汽器+3臺38.5 MW熱泵機組，前置凝汽器、熱泵機組和熱網首站為串聯系統，當其中任何一個系統有故障時，其余系統均可保證供熱率≥65%，滿足規程供熱安全要求。

1.2.2 熱泵（溴化鋰吸收式）+尖峰加熱器方案

本方案額定供熱工況下外網50℃熱網回水進熱泵內加熱至90℃，之后至熱網首站，利用機組中缸排氣加熱至115℃；每臺機組配置3臺64.5 MW熱泵機組。本方案主要是用余熱回收機組承擔熱網供熱的基礎熱負荷，原有的汽水換熱器承擔尖峰熱負荷，同時起到備用熱源的作用。

該方案是將乏汽余熱與尖峰冷卻作為兩個獨立的項目進行考慮，加大了乏汽余熱回收的投資成本。

1.2.3 高背壓大流量小溫差低位能供熱方案

本方案額定供熱工況下汽輪機乏汽旁路至新增的熱網凝汽器作為低溫熱源對熱網循環水進行初步加熱，之后熱網循環水再被送至由乏汽作為熱源的小機凝汽器進行進一步加熱，最后至熱網首站加熱至115℃。該方案通過“大流量小溫差”“以量換質”達到二級網吸熱不變，實現能量梯級利用的目的。但供水流量約為8 100 m3/h，遠遠超出一級管網設計流速。同時，在現有采暖供熱面積下，無法達到最小供熱量400萬GJ/年的最低供熱負荷，無法全部吸收乏汽余熱，經濟性較差。

綜上考慮，采取了改造方案一。

2 運行試驗及經濟性分析

2.1 不同主蒸汽流量下，機組背壓變化對出力的影響

在8～13 kPa下，機組背壓升高，低負荷區，背壓對機組出力的影響相對較大，其中60%負荷影響最大；13～25 kPa，機組背壓升高，中高負荷區，背壓對機組出力的影響相對較大，其中85%～90%負荷影響最大；25～40 kPa，滿負荷下影響最大。在17 kPa下，各負荷工況絕對影響程度偏差較小，在1 MW以內；在34 kPa下，偏差達到6.2 MW，單純從背壓角度考慮，低負荷高背壓供熱經濟性更高。

2.2 不同負荷下，機組背壓變化對發電煤耗的影響

機組背壓升高，發電煤耗將明顯增加，負荷越低，機組煤耗增加幅度越大。而總煤量的增加幅度，在較高背壓下將隨負荷的下降而下降。

2.3 設計循環水運行條件下的不同背壓供熱方式經濟性比較

在熱網循環水流量5 900 t/h，回水溫度50℃時，不同主汽流量下，高背壓供熱與常規供熱的經濟性比較：機組的背壓大于20 kPa時，運行背壓升高，投入高背壓凝結器，機組出力增加，經濟性好于常規抽汽供熱方式。在運行背壓34 kPa、105%主汽流量下，機組出力可增加3.5 MW；85%主汽流量下，機組出力可增加5.5 MW；65%主汽流量下，機組出力可增加7.3 MW。在中等背壓（小于20 kPa）下投入高背壓凝結器，高背壓運行經濟性變差。

2.4 實際循環水運行條件下的不同背壓供熱方式經濟性比較

在目前熱網循環水流量5 200 t/h，回水溫度47.5℃時，不同主汽流量下，高背壓供熱與常規供熱的經濟性比較：機組的背壓大于16 kPa時，運行背壓升高，投入高背壓凝結器，機組出力增加，經濟性好于常規抽汽供熱方式。在運行背壓34 kPa、105%主汽流量下，機組出力可增加3.3 MW；85%主汽流量下，機組出力可增加5.24 MW；65%主汽流量下，機組出力可增加7.1 MW。在中等背壓（小于16 kPa）下投入高背壓凝結器，高背壓運行經濟性變差。

2.5 熱網循環水量變化對經濟性的影響

實際循環水增加，機組的運行經濟性會顯著增加，在一定的主汽流量范圍內，不同主汽流量下的增加量基本相同。不同循環水量下，出力增加與背壓的關系：在機組背壓15 kPa下，循環水量取6 200 t/h、7 200 t/h、8 200 t/h，相對增加1 000 t/h、2 000 t/h、3 000 t/h，機組出力增加1.7 MW、3.4 MW、5.1 MW；在機組背壓25 kPa下，機組出力增加4.4 MW、8.8 MW、13.2 MW；在機組背壓34kPa下，機組出力增加6.1MW、12.2MW、18.3MW。因此，循環水量變化對高背壓運行的經濟性有決定性的影響，創造條件增加循環水量，是保證機組高背壓供熱經濟性的主要因素。

2.6 熱網循環水溫度變化對經濟性的影響

不同循環水量下，出力增加與回水溫度變化的關系：熱網循環水溫變化對經濟性的影響主要取決于循環水量，并與水量和溫度變化量成正比，在水量一定的情況下，降低循環水回水溫度，其經濟性將提高。機組循環水量在5 200 t/h、6 200 t/h、7 200 t/h、8 200 t/h時，回水溫度下降5℃，在相同主汽流量下，機組出力分別增加6.34 MW、7.57 MW、8.79 MW、10 MW。因此，在增加循環水量的同時降低回水溫度，將有效提高高背壓運行的經濟性。

2.7 背壓、熱泵同時投運行的經濟性分析

熱泵和高背壓凝結器同時運行時，因熱泵驅動蒸汽用汽后，進入低壓缸的蒸汽量減小，機組背壓變化對機組經濟性的影響會發生一定的變化。在機組背壓9 kPa、15 kPa、25 kPa、34 kPa，驅動蒸汽量75 t/h、80 t/h、85 t/h、90 t/h的條件下，按機組平均主汽量85%進行計算，熱泵投用后，機組背壓增加對出力的影響將分別減小0.3 MW、0.2 MW、0.6 MW、1.38 MW，也就是說，背壓升高時，熱泵運行后機組高背壓運行更為經濟。

以目前的循環水量5 200 t/h，運行背壓在9～15 kPa范圍內，升高機組背壓而增加的熱泵及前置凝結器收益，不足以彌補背壓升高造成的損失，相對經濟性較差；背壓進一步增加后，經濟性將隨背壓升高而升高。在目前的循環水進水參數下，投入前置凝結器高背壓運行，較目前低背壓運行具有明顯的經濟性。在平均負荷下供電煤耗可下降16 g/kW·h，節能效果較為明顯。機組高背壓運行宜在15～34 kPa這個區間。

3 結語

綜上，我們根據山西臨汾熱電機組的現場實際運行情況對其進行了節能改造，經過一年的運行取得了預期效果，提出了不同背壓運行情況下，在提升汽輪機熱效率的同時，還實現了乏汽熱量梯級利用的一種改造方案，為國內相類似電廠的節能改造提供了一定的借鑒。

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