供热改造中能源梯级利用技术研究

商永强

(华电郑州机械设计研究院有限公司，郑州 450046)

供热改造中能源梯级利用技术研究

商永强

(华电郑州机械设计研究院有限公司，郑州 450046)

提出采用背压式汽轮机回收热电厂供热抽汽的余压进行发电，用背压机排出的蒸汽供给热网加热器，组成供热蒸汽余压回收系统。该系统可高效利用供热抽汽的热能，增加供热机组的发电量，降低机组厂用电率，具有显著的经济效益。

供热机组；背压式汽轮机；能源梯级利用；余压利用

0 引言

目前的火力发电厂供热改造主要是通过在汽轮机的中低压缸联通管上打孔抽汽。抽汽从中低压缸联通管接出后，一般直接引入热网加热器对热网循环水进行换热[1]。国产300.00 MW，600.00 MW纯凝机组中压缸排汽压力在0.60～1.20 MPa之间，此压力远高于热网加热器所需求的供热抽汽压力。另外，我国供热循环水设计供水温度为130.0 ℃，回水温度70.0 ℃，对应的采暖蒸汽压力约在0.27 MPa。考虑热网加热器端差并留有适当裕量，采暖蒸汽参数保持在0.30 MPa(对应饱和蒸汽温度133.5 ℃)左右即可满足要求。因此，如果将高品位的抽汽直接用来加热循环水，存在着较大的余压损失，会造成能源的浪费，系统运行经济性较差[2]。

凝汽式机组供热改造有2种方案可供选择：一种为传统供热改造方案，即机组抽汽直接进入热网加热器进行换热；另一种为背压机发电供热改造方案，即机组抽汽先进入背压式汽轮机驱动发电机发电，排汽再进入热网加热器进行换热。本文结合某工程具体实例对这2种方案进行论述比较。

1 传统供热改造方案

本方案为常规供热改造方案。2台机组的加热系统和疏水系统采用母管制。加热蒸汽系统设置3台高压热网加热器和2台低压热网加热器。高压热网加热器直接采用机组抽汽作为加热汽源；低压热网加热器采用循环水泵驱动用背压式汽轮机排汽(0.30 MPa)作为加热汽源。

为了充分利用工质并减少热量损失，热网加热器蒸汽冷却为疏水后，送到机组的除氧器进行回收。疏水系统设置4台高压热网加热器疏水泵，3用1备运行；设置2台低压热网加热器疏水泵，1用1备运行。

热网回水经过热网循环水泵升压后，进入热网加热器，由采暖抽汽将热网回水由70.0 ℃加热至130.0 ℃，最后送至厂区供热管网。供热首站内设置4台热网循环水泵，不设备用。热网循环水泵采用背压机驱动，可以满足不同热负荷下的调节要求。传统供热改造方案系统流程如图1所示。

图1 传统供热改造方案系统流程

该系统优点为：技术成熟、应用广泛，大部分电厂供热设计或改造均采用此种方式；系统简单可靠，可满足热负荷需求；供热首站占地面积较小，土建工程量较小；供热首站内系统布置简单；系统运行简单。

该系统缺点为：加热蒸汽参数略高(0.80 MPa，340.7 ℃)，属于高品质能源，直接用于换热造成有效能源损失较大，有一定浪费[3]。

2 背压机发电供热改造方案

该方案与传统供热改造方案的最主要区别是在系统中增设了4台背压式汽轮发电机组。加热蒸汽系统设置高压热网加热器和低压热网加热器。高压热网加热器直接采用机组抽汽作为加热汽源，低压热网加热器采用背压机排汽作为加热汽源。当抽汽从汽轮机组接出后，由于蒸汽参数较高，先进入背压式汽轮机拖动小发电机发电，然后背压汽轮机排汽再进入2台低压热网加热器对热网循环水进行加热。循环水泵驱动用背压式汽轮机排汽作为低压热网加热器加热汽源。

当抽汽参数较低不满足背压式发电机组运行条件时，可投入减温减压旁路，将降低参数后的蒸汽直接送入热网换热器。循环水采取分段加热方式，热网回水70.0 ℃先进入低压热网加热器升温至105.0 ℃，再进入高压热网加热器升温至130.0 ℃。疏水系统和热网循环水系统设置同传统供热改造方案。背压机发电供热改造方案系统流程图如图2所示。

图2 背压机发电供热改造方案系统流程

该系统优点为：充分利用高品位能源进行发电，低品位能源换热，实现了能源的梯级利用；增加了发电量，进一步提高系统热经济性。

该系统缺点为：系统在电厂中实际运行业绩较少；背压机进汽参数较低，设备尺寸大、制造难度大；系统复杂，工程初投资增大；供热首站占地面积较大，土建工程量增大；供热首站内系统布置难度较大；增加了系统运行的复杂性；对外供热能力略有降低。

3 经济性对比

传统方案将全部加热蒸汽用来换热，增大了机组的对外供热能力，但同时能源余压损失较大；背压机发电供热改造方案先将较高参数的蒸汽接入背压式汽轮发电机组发电，然后再利用背压机排汽进入热网换热器对循环水进行换热，在满足换热要求同时增加了发电量，较好地实现了能源梯级利用，能源利用效率较高[4]。

为了便于2个方案的经济性对比，上述2个方案部分参数设定如下：抽汽压力，0.80 MPa；抽汽温度，340.7 ℃；额定抽汽质量流量，660 t/h(2台机组)；背压机相对内效率，75%；热网循环水泵驱动背压机相对内效率，68%；热网回水温度，70.0 ℃；热网供水温度，130.0 ℃；采暖天数，120 d。

传统供热改造方案与背压机方案经济性对比见表1。

表1 经济性对比

上述计算结果为理想情况，即机组在整个采暖期内均为额定采暖负荷运行，背压机全部投入。考虑到实际运行时，供热负荷会有波动，实际年收益应少于此值;本计算结果仅对收益部分进行对比，未考虑背压机方案投资增加部分。

由表1可以看出，在额定抽汽负荷情况下，采用背压机方案，对外供热能力约降低26.93 MW，增加发电能力26.14 MW。按照全年120 d采暖期满负荷运行计算，年最大可增加收益约2268.12万元。

4 节能与环保

能源梯级利用是能源合理利用的1种方式。不管是一次能源还是余能资源，均应按其品位逐级加以利用。在热电联产系统中，高、中参数蒸汽先用来发电，低温余热用来向住宅供热。所谓能量品位的高低，是用可转换为机械功的大小来度量的。由于热能不可能全部转换为机械能，因此与机械能、电能相比，其品位较低。热功转换效率与温度高低有关，高温热能的品位高于低温热能。一切不可逆过程均朝着降低能量品位的方向进行。能源的梯级利用可以提高整个系统的能源利用效率，是节能的重要措施[5-6]。

在背压机方案中，可以充分利用抽汽的高品位能量进行发电，降低至较低参数后再送至热网换热器进行换热，实现了能量的梯级利用，提高了能源利用效率。

传统供热改造方案与背压机发电供热改造方案节能指标比较见表2。

表2 节能指标对比

从表2可以看出，背压机发电供热改造方案由于增加了发电量，机组供热能力略有下降。年均发电标煤耗可降低6.42 g/(kW·h)，年可节约耗煤量约17 899 t。

假设按照某种煤质进行计算，年可降低CO2排放量约6.37万t，减少SO2排放量约16.43 t，减少NOx排放量约16.43 t，减少烟尘排放量约3.30 t。由此可见，采用背压机发电供热改造方案后，可一定程度降低大气污染物排放量和灰渣排放量。

5 结束语

综上所述，传统供热改造方案应用较多，技术成熟，可靠性高，但蒸汽余压损失较大，能源利用不充分；在当前中低压联通管抽汽参数较高的情况下，背压机发电供热改造方案实现了能源梯级利用，降低了机组厂用电率，增加了电厂上网电量，经济性优势明显，并且能够降低污染物排放量，有利于区域环境的改善。

[1]吕红缨，朱宁.300 MW 供热机组选型问题的探讨[J].重庆电力高等专科学校学报,2006,11(2):8-10.

[2]胡玉清，马先才.我国热电联产领域现状及发展方向[J].黑龙江电力,2008,30(1):79-80.

[3]李红华.提高对多种品位能量利用的认识,促进能量高效利用[J].节能，2007(1):14-16.

[4]纪军，刘涛，金红光.热力循环及总能系统学科发展战略思考[J].中国科学基金，2007(6):327-332.

[5]林汝谋，金红光，蔡睿贤.燃气轮机总能系统及其能的梯级利用原理[J].燃气轮机技术，2008，28 (1):1-12.

[6]金红光，张国强，高林，等.总能系统理论研究进展与展望[J].机械工程学报，2009，45(3):39-48.

(本文责编：刘炳锋)

2016-12-07；

2017-05-03

TK 262

B

1674-1951(2017)05-0074-03

商永强(1981—)，男，河南荥阳人，高级工程师，从事热力发电设计方面的工作(E-mail:shangyq@chec.com.cn)。