浅谈某火电机组纯凝改供热的研究

浅谈某火电机组纯凝改供热的研究

赵建刚

大唐山西电力工程有限公司山西太原030000

摘要：现阶段，《能源发展“十三五”规划》提出，到2020年煤电平均供电煤耗下降到每千瓦时310克标准煤以下，对火电机组实现节能改造已经迫在眉睫，特别是火电纯凝机组的供热改造是降低机组煤耗指标最有效的方法之一。本次将根据某电厂纯凝机组的供热改造方案进行探讨。

关键词：火电机组：纯凝：供热改造

现阶段，《能源发展“十三五”规划》提出，到2020年煤电平均供电煤耗下降到每千瓦时310克标准煤以下，对火电机组实现节能改造已经迫在眉睫，特别是火电纯凝机组的供热改造是降低机组煤耗指标最有效的方法之一。所以，火电机组纯凝改供热综合利用具有重要的现实意义。提出相应的改造方案，对其进行深入分析与研究，借此期望可以为纯凝改供热工作的开展提供有力参考。

一、供热改造的必要性

某电厂现有6台350MW亚临界凝汽式机组和2台600MW亚临界间接空冷机组。目前机组特性为：能力输入100%，转变为电力30%-40%，冷凝热50%-60%，其他损失为10%-20%。可见，火力发电厂的冷端损失是电厂热力系统的最大能量损失。如能将汽轮机冷凝余热回收用于城市建筑供热，相当于在不增加电厂容量，不增加大气污染物排放，耗煤量和发电量都不变的情况下，增加了热源的供热能力，提高了电厂的综合能源利用效率，降低了机组发电煤耗，增加了供热收益。同时，由于减少了冷却系统的蒸发耗散损失，还可以减少电厂循环冷却水系统补水量，节约水资源。具有非常显著的经济效益、环境效益和社会效益。

二、供热改造方案介绍

1、600MW机组高背压+350MW机组热网加热器供热方式；

额定供热工况时，单台600MW机组按背压34KPa.a运行，低压缸排汽温度72℃，凝汽器出口间冷循环水温度升至69℃；其余350MW/600MW机组将按照抽汽工况运行。

热网循环水进入电厂后，首先分别经过板式换热器，被600MW机组间冷循环水加热至67℃；再进入供热首站被机组抽汽加热，分别加热至130℃/120℃后向城市供热。

按此供热工况运行，最优可达到单台600MW机组78%-93%的乏汽余热被利用。

2、600MW机组高背压+600MW机组热泵+350MW机组热网加热器供热方式。

（1）热泵设备简介

吸收式热泵设备是以蒸汽为驱动热源，溴化锂溶液为吸收剂，水为制冷剂，利用水在低压真空状态下低沸点沸腾的特性，提取低品位废热源中的热量，通过回收转换制取工艺或采暖用高品位的热水。

（2）系统方案

本方案为采暖期额定供热工况时，单台600MW机组按背压34KPa.a运行，低压缸排汽温度72℃，凝汽器出口间冷循环水温度升至69℃；其余350MW/600MW机组按照抽汽工况运行。

热网循环水进入电厂后，首先分别经过板式换热器，被600MW机组间冷循环水加热至67℃；再进入吸收式热泵加热至87℃；最后进入供热首站被机组抽汽加热，分别加热至130℃/120℃后向城市供热。

按此供热工况运行，单台600MW高背压机组的乏汽余热基本全部利用。

3、600MW机组高背压+600MW机组热压机+350MW机组热网加热器供热方式。

（1）热压机简介

热压机本质上是一种引射式压缩器（也叫喷射式热泵，也是一种大型化的射气抽气器），它可以利用较少量的高压蒸汽引射低压蒸汽，混合而得较多的中压蒸汽。引

射式压缩器的优点是结构简单，没有运动部件。特别是在供热工程上有一定的运用价值，它可以在不改造汽轮机的情况下，提高部分乏汽的背压，用于加热热网循环水。

（2）系统方案

本方案为采暖期额定供热工况时，单台600MW机组按背压34KPa.a运行，低压缸排汽温度72℃，凝汽器出口间冷循环水温度升至69℃；对此高背压机组进行凝汽器乏汽抽汽，用于热压机加热系统；其余350MW/600MW机组按照抽汽工况运行。

热网循环水进入电厂后，首先分别经过板式换热器，被600MW机组间冷循环水加热至67℃；再进入热压机加热系统，经2级加热后升至87℃（热压机加热系统考虑采用2级加热方式，第1级低压热压机利用抽汽引射乏汽至50KPa.a，加热热网循环水至80℃，第2级高压热压机利用抽汽引射乏汽至67.5KPa.a，加热热网循环水至87℃）；最后进入供热首站，被抽汽加热至130℃/120℃后向城市供热。

按此供热工况运行，单台600MW高背压机组的乏汽余热基本被全部利用，乏汽供热量占到总供热量的69%。

三、供热方案的比较

从余热利用角度来看，由于热泵和热压机的使用，方案二和方案三均明显优于方案一，方案三略好于方案二。

从供热对发电量影响角度来看，方案二和方案三也明显优于方案一；最优工况下一年多发电量约为1.5亿KWh。

从供热对发电负荷影响角度来看，在近期工况时，额定供热工况下，最多影响机组发电负荷最大减小约230MW。

从工程建设角度来看，方案一和方案二工程量相对较小，两种主机改造部分基本相同，方案二由于热泵的布置，需要建设更大的余热回收机房。方案三较其他两个方案工程量增加较多，在主机接口改造方面增加了凝汽器乏汽抽汽改造；在厂区布置方面，也增加热压机及其凝汽器和乏汽管道的布置。

从运行维护角度来看，方案一系统最为简单，变工况运行调节方便，检修维护工作量小且成本低；方案二系统较为复杂，变工况运行调节方便，检修维护工作量较大且成本高，存在运行年限增加机组余热回收率衰减的问题；方案三系统也较为复杂，存在由于变工况运行造成热压机引射比下降的问题，且存在机组运行过程中噪音较大的问题，但设备检修维护工作量较小且成本低。

四、结束语

根据各种方案的比较，由于受到机组自身条件、设备余热利用效率、发电量影响、煤耗的影响、工程建设场地局限、运行维护等影响，会对不同方案产生的效益有所影响。总体来说，机组供热要根据现有机组的条件，利用更多的余热进行供热，才能解决综合煤耗指标的问题，使煤电平均供电煤耗下降到每千瓦时310克标准煤以下，在社会发展中还会有更多的余热利用方案推出，会进一步对方案进行更新和优化。

赵建刚，男，工程专业（本科学历），项目经理，工程师，多年从事火电机组建设、技改和设备管理工作，以供热改造和节能改造为研究方向。