高温高压机组高背压供热的效益分析

高温高压机组高背压供热的效益分析

发表时间：2019-12-23T09:59:58.623Z 来源：《电力设备》2019年第17期作者：文高营孟庆军范明光孙登辉张兴

[导读] 摘要：高温高压机组向外供热的方式是目前冬季采暖的一种重要的供热方式，而现在环保节能的要求越来越高的过程中这一内容也得到了进一步的重视。

（国家能源集团哈尔滨热电有限公司黑龙江省哈尔滨市 150066）

摘要：高温高压机组向外供热的方式是目前冬季采暖的一种重要的供热方式，而现在环保节能的要求越来越高的过程中这一内容也得到了进一步的重视。文章综合应用了计算方法对其进行计算和判断。

关键词：高温高压机组；背压供热；应用效益

1、前言

背压达到一定值的条件下，背压供热机组可以表现出确定的运行效果，在这一基础上，对热耗率煤耗率等进行计算，则可以有效的满足人们对于采暖的需求，文章就此展开分析。

2、相关背景

凝汽式高温高压机组的效率30%～40%，占机组总损失60%的热量以冷源损失被白白浪费。为减少这一损失，汽轮机的发展经历了回热抽汽、背压式、高背压供热、热泵技术四个阶段。高背压供热是通过提高汽轮机的排汽压力，从而提高排汽温度，最终提高循环水的出水温度实现向热用户供热，提高机组的经济效益。此外，采用高背压供热替代供暖小锅炉，可减少大气污染，具有一定的节能和环保意义。高背压使得机组长期处于变工况运行，会对其功率、效率和推力产生影响。当背压不高于47kPa，对应的排汽温度不大于80℃时，高背压运行的轴向推力可以满足汽轮机的要求。通常建筑物的采暖热媒按供/回水温度95℃/70℃设计。高背压供热的运行方式根据热负荷曲线特性，采用调质方式满足不同阶段的用热需求。在供暖初期及末期，热源采用循环水向热用户直接供热，供/回水温度65℃/55℃，不能满足时投入尖峰加热器加热循环水向热用户供热，供/回水温度80℃/55℃。

3、山东某电厂14OMW机组高背压供热改造

3.1供热负荷分析

每台140MW机组的设计抽气量为额定100t／h，最大120t／h，按现状实际供热指标45W／m，可对外供热的采暖面积31O万m。某电厂2015—2O16年供热季供热面积665万m。，2016年收购供热面积8l9万m，2016—2O17年供热面积至少1484万m。目前电厂内已有机组高背压供热运行及机组抽汽供热运行的极限供热面积为1300万m。现有机组供热能力己不能满足市场需求。一次网供／回水温度按11O℃／50℃取值。在供热期，暖和天气条件下，热网供水温度80~C左右即可满足要求，一般天气条件下，热水供水温度9O℃～95~C即可满足要求，而极寒天气条件下，可以通过增加供热抽汽将供水温度提高至u0℃。2O16—2017年供热季热负荷45W／m×1484×10ID2=667．8MW。

3.2高背压循环水供热方案分析

高背压循环水供热是近几年快速发展的一种高效供热技术。供热期将原汽轮机低压转子叶片进行拆除更换假叶根，提高汽轮机的排汽背压，并将凝汽器循环冷却水出、入口直接接入供热系统，由热网循环水充当凝汽器循环冷却水。该循环水供热可采用串联式加热系统。热网循环水首先经过凝汽器进行一次加热，吸收低压缸排汽潜热，然后再经过供热首站蒸汽加热器完成二次加热，生成高温热水，送至热水管网通过二级换热站与二级热网循环水进行换热，高温热水冷却后再回到机组凝汽器，构成一个完整的循环水路，供热首站蒸汽来源可选择本机或临机供热抽汽。供热结束后再将原低压转子末级、次末级叶片复装，末级、次末级导流套再改为原隔板，恢复纯凝工况，凝汽器循环水切换到原循环冷却水状态，汽轮机排汽参数恢复到正常水平，形成低背压，即汽轮机恢复原纯凝工况运行。

3.3改造方案及投资概算

从节约改造投资和节约工期的角度出发，本次汽轮机改造内容：移除低压末两级动叶，并安装假叶根，用于供热期填充叶根槽；移除低压末两级隔板，隔板槽保留，增加导流环：低压转子末两级叶片拆除后进行动平衡；低压转子以及轴系临界转速计算，确保轴系运行稳定性；对改造后供热期内机组高背压运行时低压通流部件强度重新进行核算，确保其高背压运行的安全性；核算现有低压缸喷水减压装置的减温能力，必要时对其进行增容，增加减温水量，并合理配置减温水水源，以满足高背压供热工况的要求，还应注意优化喷射角度，尽量减小因喷水造成叶片水蚀；对机组轴承进行校核，确保满足非供热期纯凝运行及供热期高背压运行时通用的要求，必要时进行更换。若在资金及改造工期充裕的前提下，可考虑低压双转子互换方案，即为供热期单独设计、制造一根高背压供热转子，有利于提高供热期机组运行经济性及安全可靠性，并缩短转子换装工期。对原有换热首站进行扩建，使其容量满足供热负荷大幅增长的需求。结合本次140MW机组高背压供热改造，需一并对厂区内管网进行适配性改造，增加热网循环水进、出机组凝汽器的连接支管、旁路，并增加原循环冷却水系统隔离措施。在管网设计及阀门配置时，需充分考虑防水锤措施。对轴封加热器进行适配性改造，可根据现场情况考虑增加一台轴封换热器（含轴加风机）。适当提高热网水水质及补充水水质，有利于防止换热器的腐蚀泄漏、减少补水流量，需要增加补水水质控制系统。实施循环水供热改造后，机组各种联锁、保护定值及监控调整参数等需进行重新设计配置，并进入DCS，对相应的电气及热工控制系统进行改造。本工程总投资约2000万元。其中：汽轮机本体改造400万元，凝汽器改造350万元，换热首站及厂区管网改造约600万元，轴封加热器改造8O万元，补水水质控制系统70万元，相应的电气及热工控制系统约250万元，其他费用250万元。

3.4项目技术经济分析

对电厂机组高背压供热改造项目进行效益分析，主要考虑改造后直接带来的供热面积增加的效益、节煤效益、节电效益和节水效益。山东某电厂140Mw机组的设计抽汽量为额定i00t／h、最大120t／h，供热指标按45W／m。计，理论上可增加供热面积31O万。考虑到2016—20l7年供热面积至少1484万IIl2，目前电厂内已有机组高背压供热运行及机组抽汽供热运行的极限供热面积为1300万m。，供热缺口为184万m。故实施高背压供热改造后供热面积增加按184万m计算。某电厂每年供热四个月，供热时长2880h，因供热缺口184万m相应单个供热季供热量增加值预计为64．7万GJ，按每GJ热量对应的标准煤消耗量为4Okg估算，因供热面积增加而相应增加燃煤消耗量25880t。标准煤价（不含税）500元／t，单个供热季增加供热收益1294万元。机组改造前额定抽汽供热工况下，中低压连通管抽汽压力0．245MPa，机组热耗7904kJ／kfh。按锅炉效率91％，管道效率99％估算，相应机组发电煤耗为299．4g／kWh。高背压改造后机组设计发电热耗降至3767kJ／kWh左右，相应机组发电煤耗为142．7g／kWh。与实施高背压供热改造前相比，机组供热期发电煤耗下降约156．7g／kWh。改造后单个