电厂高背压技术供热改造简述

火力发电厂电厂高背压供热
技术简介
时间：二Ｏ一四年十二月
火力发电厂电厂高背压供热技术简介
一、电厂高背压供热的概念及分类
电厂高背压供热及我们常规所说的电厂低温循环水供热，通过降低电厂凝汽器的真空度，提高排汽压力和温度，以提高通过冷却塔的循环水温度，达到直接供热或者经过尖峰二次加热后供热的目的。

由于这种方式不增加机组规模的前提下，回收冷源损失（即冷却塔热量），增加了供热量及供热面积，电厂效益大为增加。

随着电厂余热利用规模及范围的增加，逐渐分成以下两种情况：
1、100MW以下机组背压供热：
常常采用低真空循环水供热，机组一般可把真空值从
10KPa，提高到22-23KPa，循环水出水温度达到60度，回水温度50度。

机组几乎不作大的改动。

1台12MW机组改造可以直接供热50万平米左右，提供28MW的热量。

由于降低电厂凝汽器的真空度，所以一般情况下会造成8%左右的发电损失。

2、100MW以上300MW以下机组背压供热：
由于机组较大，供热面积大，热网都有二级站，需要的热水温度在90-110度之间，热网回水温度在55度左右，仅仅把背压提到20几个千帕，温度达不到要求，同时发电量的影响对以发电效益为主的大规模电厂来说损失较大。

我院所经历的大电厂循环水余热改造方式主要有以下两种：
(1)采用溴化锂热泵技术提取电厂循环水余热：
蒸汽型吸收式热泵，是以水作为制冷剂，溴化锂作为载冷剂，蒸汽为驱动热源，把低品位热源的热量从蒸发器提取到中品位热源中冷凝机器中去，从而提高了能源的利用效率。

溴化锂吸收式热泵应用原理是在电厂首站内设置蒸汽型吸收式热泵。

见下图，以汽轮机抽汽为驱动能源Q1，驱动机内溴化锂溶剂循环做功，产生制冷效应，回收循环水中的余热Q2。

消耗的驱动蒸汽热量Q1与回收的循环水余热量Q2一同加入到热网水中，即：热网得到的热量为Q1+Q2。

供热系数COP=（Q1+Q2）/Q2=1.7
电厂汽轮机凉水塔中排入大气的余热，通过高效蒸汽型吸收式热泵回收，将热网回水由60℃加热至90℃，通过热网加热器（高效汽
水换热器）进一步提高至110℃，供给热用户（小区换热站）。

达到冷源损失为零。

优点：电厂内部改造工作量少，供热温差差大，不影响电厂发电量。

缺点：溴化锂热泵投资巨大。

溴化锂制冷机相对寿命较短，维护工作量较大。

（2）低压转子互换技术：为了解决排气温度高和叶片颤振，采用供热期用专门设计的供热低压转子，供热结束后换回到纯凝低压转子。

这就是我们常说的30万发电机组高背压换轴供热改造技术。

优点：在设计工况下排气温度不高，不会产生颤振。

安全性高。

缺点：投资偏大，变工况时，温度略有增加（85度左右），本身抽汽量达不到要求的温度，需要其它几组抽汽提温。

每年需要例行更换转子一次。

由于循环水量的限制，高背压改造在满负荷情况下运行，因此考虑到热负荷发展的不平衡，机组不能全部改造，需要预留一台做调峰用。

二、低压转子互换技术
概念：低压缸双背压双转子互换，即：供热期间使用动静叶片级数相对减少，效率较高的低压转子，机组高背压运行；非供
热期恢复至原纯凝工况运行。

如果不换转子效率下降很多，发电量少，排气温度上升很多，叶片容易产生颤振，影响安全。

非供热期间汽轮机叶轮见下图：（纯凝运行，发电为主）
供热期间汽轮机叶轮见下图：（低压转子，排汽压力及温度提高）
一台机组300MW机组经高背压改造后，供热量达到
513MW以上，按每平方米45瓦计算，供热面积可达到1140万
平方米以上。

高背压换轴时间约为30 天，影响发电量而造成相应发电损失；若保证电厂全年发电小时数，该部分成本可以不计。

2014-12-04。