宋維勤

（山西漳澤電力股份有限公司安全生產(chǎn)部，山西太原030006）

0 引言

火電廠鍋爐燃燒過程中，由于燃煤條件與運(yùn)行水平的不同，會(huì)導(dǎo)致各種熱損失，其中排煙熱損失占鍋爐全部熱損失的一半以上[1]，同時(shí)排煙溫度每上升30℃，鍋爐效率降低1%，機(jī)組標(biāo)煤耗增加3 g/kW·h[2]。因此，如何有效利用乏汽熱量是目前火力發(fā)電廠都關(guān)注的一個(gè)重要問題。

目前，不同類型的火電廠根據(jù)自身的配置與運(yùn)行特點(diǎn)進(jìn)行了相應(yīng)的技術(shù)改造，主要有：煙氣余熱利用、除氧器乏汽利用、定排/連排擴(kuò)容器余熱利用、凝汽器乏汽余熱利用等[3-7]，每一種改造方案均有不同的利弊。本文主要闡述了在降低（夏季）汽輪機(jī)背壓的情況下提升汽輪機(jī)熱效率，同時(shí)還實(shí)現(xiàn)了乏汽熱量梯級(jí)利用的一種改造方案。

圖1 前置凝汽器+熱泵（溴化鋰吸收式）+尖峰加熱器方案（90℃、115℃）

1 電廠配置及改造方案研究

1.1 配置情況

山西臨汾熱電有限公司為2×300 MW直接空冷供熱機(jī)組，型號(hào)CZK250/N300-16.7/538/538，銘牌功率為300 MW，設(shè)計(jì)背壓17 kPa，夏季滿發(fā)背壓34 kPa。直接空冷系統(tǒng)設(shè)計(jì)面積692 091 m2，夏季環(huán)境溫度33℃時(shí)，汽輪機(jī)背壓34 kPa。機(jī)組額定采暖抽汽量500 t/h，抽汽參數(shù)：P=0.4 MPa，T=248℃。最大采暖抽汽量為2×550 t/h，熱網(wǎng)首站按照供暖面積10 000 000～11 000 000 m2同步建成，2014年首次向臨汾市南城區(qū)供熱，嚴(yán)寒季一級(jí)網(wǎng)最高供水溫度107℃，回水溫度約為50℃，供水最大流量為5200t/h，全年供熱負(fù)荷750萬m2，供熱量為2620000GJ。

1.2 改造方案及原因分析

1.2.1 前置凝汽器+熱泵（溴化鋰吸收式）+尖峰加熱器方案

該方案如圖1所示，凝汽器利用汽機(jī)乏汽，熱泵利用汽機(jī)抽汽和部分乏汽，尖峰加熱器利用汽輪機(jī)抽汽。

本方案額定供熱工況下外網(wǎng)50℃熱網(wǎng)回水經(jīng)前置凝汽器熱交換吸收乏汽余熱到69℃，此時(shí)機(jī)組背壓需提高至夏季設(shè)計(jì)背壓34 kPa；再進(jìn)熱泵內(nèi)加熱至90℃，最后至熱網(wǎng)首站，利用機(jī)組中缸抽汽加熱至115℃。機(jī)組配置1臺(tái)155 MW前置凝汽器+3臺(tái)38.5 MW熱泵機(jī)組，前置凝汽器、熱泵機(jī)組和熱網(wǎng)首站為串聯(lián)系統(tǒng)，當(dāng)其中任何一個(gè)系統(tǒng)有故障時(shí)，其余系統(tǒng)均可保證供熱率≥65%，滿足規(guī)程供熱安全要求。

1.2.2 熱泵（溴化鋰吸收式）+尖峰加熱器方案

本方案額定供熱工況下外網(wǎng)50℃熱網(wǎng)回水進(jìn)熱泵內(nèi)加熱至90℃，之后至熱網(wǎng)首站，利用機(jī)組中缸排氣加熱至115℃；每臺(tái)機(jī)組配置3臺(tái)64.5 MW熱泵機(jī)組。本方案主要是用余熱回收機(jī)組承擔(dān)熱網(wǎng)供熱的基礎(chǔ)熱負(fù)荷，原有的汽水換熱器承擔(dān)尖峰熱負(fù)荷，同時(shí)起到備用熱源的作用。

該方案是將乏汽余熱與尖峰冷卻作為兩個(gè)獨(dú)立的項(xiàng)目進(jìn)行考慮，加大了乏汽余熱回收的投資成本。

1.2.3 高背壓大流量小溫差低位能供熱方案

本方案額定供熱工況下汽輪機(jī)乏汽旁路至新增的熱網(wǎng)凝汽器作為低溫?zé)嵩磳?duì)熱網(wǎng)循環(huán)水進(jìn)行初步加熱，之后熱網(wǎng)循環(huán)水再被送至由乏汽作為熱源的小機(jī)凝汽器進(jìn)行進(jìn)一步加熱，最后至熱網(wǎng)首站加熱至115℃。該方案通過“大流量小溫差”“以量換質(zhì)”達(dá)到二級(jí)網(wǎng)吸熱不變，實(shí)現(xiàn)能量梯級(jí)利用的目的。但供水流量約為8 100 m3/h，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出一級(jí)管網(wǎng)設(shè)計(jì)流速。同時(shí)，在現(xiàn)有采暖供熱面積下，無法達(dá)到最小供熱量400萬GJ/年的最低供熱負(fù)荷，無法全部吸收乏汽余熱，經(jīng)濟(jì)性較差。

綜上考慮，采取了改造方案一。

2 運(yùn)行試驗(yàn)及經(jīng)濟(jì)性分析

2.1 不同主蒸汽流量下，機(jī)組背壓變化對(duì)出力的影響

在8～13 kPa下，機(jī)組背壓升高，低負(fù)荷區(qū)，背壓對(duì)機(jī)組出力的影響相對(duì)較大，其中60%負(fù)荷影響最大；13～25 kPa，機(jī)組背壓升高，中高負(fù)荷區(qū)，背壓對(duì)機(jī)組出力的影響相對(duì)較大，其中85%～90%負(fù)荷影響最大；25～40 kPa，滿負(fù)荷下影響最大。在17 kPa下，各負(fù)荷工況絕對(duì)影響程度偏差較小，在1 MW以內(nèi)；在34 kPa下，偏差達(dá)到6.2 MW，單純從背壓角度考慮，低負(fù)荷高背壓供熱經(jīng)濟(jì)性更高。

2.2 不同負(fù)荷下，機(jī)組背壓變化對(duì)發(fā)電煤耗的影響

機(jī)組背壓升高，發(fā)電煤耗將明顯增加，負(fù)荷越低，機(jī)組煤耗增加幅度越大。而總煤量的增加幅度，在較高背壓下將隨負(fù)荷的下降而下降。

2.3 設(shè)計(jì)循環(huán)水運(yùn)行條件下的不同背壓供熱方式經(jīng)濟(jì)性比較

在熱網(wǎng)循環(huán)水流量5 900 t/h，回水溫度50℃時(shí)，不同主汽流量下，高背壓供熱與常規(guī)供熱的經(jīng)濟(jì)性比較：機(jī)組的背壓大于20 kPa時(shí)，運(yùn)行背壓升高，投入高背壓凝結(jié)器，機(jī)組出力增加，經(jīng)濟(jì)性好于常規(guī)抽汽供熱方式。在運(yùn)行背壓34 kPa、105%主汽流量下，機(jī)組出力可增加3.5 MW；85%主汽流量下，機(jī)組出力可增加5.5 MW；65%主汽流量下，機(jī)組出力可增加7.3 MW。在中等背壓（小于20 kPa）下投入高背壓凝結(jié)器，高背壓運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性變差。

2.4 實(shí)際循環(huán)水運(yùn)行條件下的不同背壓供熱方式經(jīng)濟(jì)性比較

在目前熱網(wǎng)循環(huán)水流量5 200 t/h，回水溫度47.5℃時(shí)，不同主汽流量下，高背壓供熱與常規(guī)供熱的經(jīng)濟(jì)性比較：機(jī)組的背壓大于16 kPa時(shí)，運(yùn)行背壓升高，投入高背壓凝結(jié)器，機(jī)組出力增加，經(jīng)濟(jì)性好于常規(guī)抽汽供熱方式。在運(yùn)行背壓34 kPa、105%主汽流量下，機(jī)組出力可增加3.3 MW；85%主汽流量下，機(jī)組出力可增加5.24 MW；65%主汽流量下，機(jī)組出力可增加7.1 MW。在中等背壓（小于16 kPa）下投入高背壓凝結(jié)器，高背壓運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性變差。

2.5 熱網(wǎng)循環(huán)水量變化對(duì)經(jīng)濟(jì)性的影響

實(shí)際循環(huán)水增加，機(jī)組的運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性會(huì)顯著增加，在一定的主汽流量范圍內(nèi)，不同主汽流量下的增加量基本相同。不同循環(huán)水量下，出力增加與背壓的關(guān)系：在機(jī)組背壓15 kPa下，循環(huán)水量取6 200 t/h、7 200 t/h、8 200 t/h，相對(duì)增加1 000 t/h、2 000 t/h、3 000 t/h，機(jī)組出力增加1.7 MW、3.4 MW、5.1 MW；在機(jī)組背壓25 kPa下，機(jī)組出力增加4.4 MW、8.8 MW、13.2 MW；在機(jī)組背壓34kPa下，機(jī)組出力增加6.1MW、12.2MW、18.3MW。因此，循環(huán)水量變化對(duì)高背壓運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性有決定性的影響，創(chuàng)造條件增加循環(huán)水量，是保證機(jī)組高背壓供熱經(jīng)濟(jì)性的主要因素。

2.6 熱網(wǎng)循環(huán)水溫度變化對(duì)經(jīng)濟(jì)性的影響

不同循環(huán)水量下，出力增加與回水溫度變化的關(guān)系：熱網(wǎng)循環(huán)水溫變化對(duì)經(jīng)濟(jì)性的影響主要取決于循環(huán)水量，并與水量和溫度變化量成正比，在水量一定的情況下，降低循環(huán)水回水溫度，其經(jīng)濟(jì)性將提高。機(jī)組循環(huán)水量在5 200 t/h、6 200 t/h、7 200 t/h、8 200 t/h時(shí)，回水溫度下降5℃，在相同主汽流量下，機(jī)組出力分別增加6.34 MW、7.57 MW、8.79 MW、10 MW。因此，在增加循環(huán)水量的同時(shí)降低回水溫度，將有效提高高背壓運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。

2.7 背壓、熱泵同時(shí)投運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性分析

熱泵和高背壓凝結(jié)器同時(shí)運(yùn)行時(shí)，因熱泵驅(qū)動(dòng)蒸汽用汽后，進(jìn)入低壓缸的蒸汽量減小，機(jī)組背壓變化對(duì)機(jī)組經(jīng)濟(jì)性的影響會(huì)發(fā)生一定的變化。在機(jī)組背壓9 kPa、15 kPa、25 kPa、34 kPa，驅(qū)動(dòng)蒸汽量75 t/h、80 t/h、85 t/h、90 t/h的條件下，按機(jī)組平均主汽量85%進(jìn)行計(jì)算，熱泵投用后，機(jī)組背壓增加對(duì)出力的影響將分別減小0.3 MW、0.2 MW、0.6 MW、1.38 MW，也就是說，背壓升高時(shí)，熱泵運(yùn)行后機(jī)組高背壓運(yùn)行更為經(jīng)濟(jì)。

以目前的循環(huán)水量5 200 t/h，運(yùn)行背壓在9～15 kPa范圍內(nèi)，升高機(jī)組背壓而增加的熱泵及前置凝結(jié)器收益，不足以彌補(bǔ)背壓升高造成的損失，相對(duì)經(jīng)濟(jì)性較差；背壓進(jìn)一步增加后，經(jīng)濟(jì)性將隨背壓升高而升高。在目前的循環(huán)水進(jìn)水參數(shù)下，投入前置凝結(jié)器高背壓運(yùn)行，較目前低背壓運(yùn)行具有明顯的經(jīng)濟(jì)性。在平均負(fù)荷下供電煤耗可下降16 g/kW·h，節(jié)能效果較為明顯。機(jī)組高背壓運(yùn)行宜在15～34 kPa這個(gè)區(qū)間。

3 結(jié)語

綜上，我們根據(jù)山西臨汾熱電機(jī)組的現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際運(yùn)行情況對(duì)其進(jìn)行了節(jié)能改造，經(jīng)過一年的運(yùn)行取得了預(yù)期效果，提出了不同背壓運(yùn)行情況下，在提升汽輪機(jī)熱效率的同時(shí)，還實(shí)現(xiàn)了乏汽熱量梯級(jí)利用的一種改造方案，為國內(nèi)相類似電廠的節(jié)能改造提供了一定的借鑒。

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