火电厂乏汽利用及尖峰冷却改造研究

2018-02-06宋维勤

机电信息 2018年3期

宋维勤

（山西漳泽电力股份有限公司安全生产部，山西太原030006）

0 引言

火电厂锅炉燃烧过程中，由于燃煤条件与运行水平的不同，会导致各种热损失，其中排烟热损失占锅炉全部热损失的一半以上[1]，同时排烟温度每上升30℃，锅炉效率降低1%，机组标煤耗增加3 g/kW·h[2]。因此，如何有效利用乏汽热量是目前火力发电厂都关注的一个重要问题。

目前，不同类型的火电厂根据自身的配置与运行特点进行了相应的技术改造，主要有：烟气余热利用、除氧器乏汽利用、定排/连排扩容器余热利用、凝汽器乏汽余热利用等[3-7]，每一种改造方案均有不同的利弊。本文主要阐述了在降低（夏季）汽轮机背压的情况下提升汽轮机热效率，同时还实现了乏汽热量梯级利用的一种改造方案。

图1 前置凝汽器+热泵（溴化锂吸收式）+尖峰加热器方案（90℃、115℃）

1 电厂配置及改造方案研究

1.1 配置情况

山西临汾热电有限公司为2×300 MW直接空冷供热机组，型号CZK250/N300-16.7/538/538，铭牌功率为300 MW，设计背压17 kPa，夏季满发背压34 kPa。直接空冷系统设计面积692 091 m2，夏季环境温度33℃时，汽轮机背压34 kPa。机组额定采暖抽汽量500 t/h，抽汽参数：P=0.4 MPa，T=248℃。最大采暖抽汽量为2×550 t/h，热网首站按照供暖面积10 000 000～11 000 000 m2同步建成，2014年首次向临汾市南城区供热，严寒季一级网最高供水温度107℃，回水温度约为50℃，供水最大流量为5200t/h，全年供热负荷750万m2，供热量为2620000GJ。

1.2 改造方案及原因分析

1.2.1 前置凝汽器+热泵（溴化锂吸收式）+尖峰加热器方案

该方案如图1所示，凝汽器利用汽机乏汽，热泵利用汽机抽汽和部分乏汽，尖峰加热器利用汽轮机抽汽。

本方案额定供热工况下外网50℃热网回水经前置凝汽器热交换吸收乏汽余热到69℃，此时机组背压需提高至夏季设计背压34 kPa；再进热泵内加热至90℃，最后至热网首站，利用机组中缸抽汽加热至115℃。机组配置1台155 MW前置凝汽器+3台38.5 MW热泵机组，前置凝汽器、热泵机组和热网首站为串联系统，当其中任何一个系统有故障时，其余系统均可保证供热率≥65%，满足规程供热安全要求。

1.2.2 热泵（溴化锂吸收式）+尖峰加热器方案

本方案额定供热工况下外网50℃热网回水进热泵内加热至90℃，之后至热网首站，利用机组中缸排气加热至115℃；每台机组配置3台64.5 MW热泵机组。本方案主要是用余热回收机组承担热网供热的基础热负荷，原有的汽水换热器承担尖峰热负荷，同时起到备用热源的作用。

该方案是将乏汽余热与尖峰冷却作为两个独立的项目进行考虑，加大了乏汽余热回收的投资成本。

1.2.3 高背压大流量小温差低位能供热方案

本方案额定供热工况下汽轮机乏汽旁路至新增的热网凝汽器作为低温热源对热网循环水进行初步加热，之后热网循环水再被送至由乏汽作为热源的小机凝汽器进行进一步加热，最后至热网首站加热至115℃。该方案通过“大流量小温差”“以量换质”达到二级网吸热不变，实现能量梯级利用的目的。但供水流量约为8 100 m3/h，远远超出一级管网设计流速。同时，在现有采暖供热面积下，无法达到最小供热量400万GJ/年的最低供热负荷，无法全部吸收乏汽余热，经济性较差。

综上考虑，采取了改造方案一。

2 运行试验及经济性分析

2.1 不同主蒸汽流量下，机组背压变化对出力的影响

在8～13 kPa下，机组背压升高，低负荷区，背压对机组出力的影响相对较大，其中60%负荷影响最大；13～25 kPa，机组背压升高，中高负荷区，背压对机组出力的影响相对较大，其中85%～90%负荷影响最大；25～40 kPa，满负荷下影响最大。在17 kPa下，各负荷工况绝对影响程度偏差较小，在1 MW以内；在34 kPa下，偏差达到6.2 MW，单纯从背压角度考虑，低负荷高背压供热经济性更高。

2.2 不同负荷下，机组背压变化对发电煤耗的影响

机组背压升高，发电煤耗将明显增加，负荷越低，机组煤耗增加幅度越大。而总煤量的增加幅度，在较高背压下将随负荷的下降而下降。

2.3 设计循环水运行条件下的不同背压供热方式经济性比较

在热网循环水流量5 900 t/h，回水温度50℃时，不同主汽流量下，高背压供热与常规供热的经济性比较：机组的背压大于20 kPa时，运行背压升高，投入高背压凝结器，机组出力增加，经济性好于常规抽汽供热方式。在运行背压34 kPa、105%主汽流量下，机组出力可增加3.5 MW；85%主汽流量下，机组出力可增加5.5 MW；65%主汽流量下，机组出力可增加7.3 MW。在中等背压（小于20 kPa）下投入高背压凝结器，高背压运行经济性变差。

2.4 实际循环水运行条件下的不同背压供热方式经济性比较

在目前热网循环水流量5 200 t/h，回水温度47.5℃时，不同主汽流量下，高背压供热与常规供热的经济性比较：机组的背压大于16 kPa时，运行背压升高，投入高背压凝结器，机组出力增加，经济性好于常规抽汽供热方式。在运行背压34 kPa、105%主汽流量下，机组出力可增加3.3 MW；85%主汽流量下，机组出力可增加5.24 MW；65%主汽流量下，机组出力可增加7.1 MW。在中等背压（小于16 kPa）下投入高背压凝结器，高背压运行经济性变差。

2.5 热网循环水量变化对经济性的影响

实际循环水增加，机组的运行经济性会显著增加，在一定的主汽流量范围内，不同主汽流量下的增加量基本相同。不同循环水量下，出力增加与背压的关系：在机组背压15 kPa下，循环水量取6 200 t/h、7 200 t/h、8 200 t/h，相对增加1 000 t/h、2 000 t/h、3 000 t/h，机组出力增加1.7 MW、3.4 MW、5.1 MW；在机组背压25 kPa下，机组出力增加4.4 MW、8.8 MW、13.2 MW；在机组背压34kPa下，机组出力增加6.1MW、12.2MW、18.3MW。因此，循环水量变化对高背压运行的经济性有决定性的影响，创造条件增加循环水量，是保证机组高背压供热经济性的主要因素。

2.6 热网循环水温度变化对经济性的影响

不同循环水量下，出力增加与回水温度变化的关系：热网循环水温变化对经济性的影响主要取决于循环水量，并与水量和温度变化量成正比，在水量一定的情况下，降低循环水回水温度，其经济性将提高。机组循环水量在5 200 t/h、6 200 t/h、7 200 t/h、8 200 t/h时，回水温度下降5℃，在相同主汽流量下，机组出力分别增加6.34 MW、7.57 MW、8.79 MW、10 MW。因此，在增加循环水量的同时降低回水温度，将有效提高高背压运行的经济性。

2.7 背压、热泵同时投运行的经济性分析

热泵和高背压凝结器同时运行时，因热泵驱动蒸汽用汽后，进入低压缸的蒸汽量减小，机组背压变化对机组经济性的影响会发生一定的变化。在机组背压9 kPa、15 kPa、25 kPa、34 kPa，驱动蒸汽量75 t/h、80 t/h、85 t/h、90 t/h的条件下，按机组平均主汽量85%进行计算，热泵投用后，机组背压增加对出力的影响将分别减小0.3 MW、0.2 MW、0.6 MW、1.38 MW，也就是说，背压升高时，热泵运行后机组高背压运行更为经济。

以目前的循环水量5 200 t/h，运行背压在9～15 kPa范围内，升高机组背压而增加的热泵及前置凝结器收益，不足以弥补背压升高造成的损失，相对经济性较差；背压进一步增加后，经济性将随背压升高而升高。在目前的循环水进水参数下，投入前置凝结器高背压运行，较目前低背压运行具有明显的经济性。在平均负荷下供电煤耗可下降16 g/kW·h，节能效果较为明显。机组高背压运行宜在15～34 kPa这个区间。