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    火電廠乏汽利用及尖峰冷卻改造研究

    2018-02-06 03:07:17宋維勤
    機電信息 2018年3期
    關(guān)鍵詞:主汽背壓熱網(wǎng)

    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,由于燃煤條件與運行水平的不同,會導(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],同時排煙溫度每上升30℃,鍋爐效率降低1%,機組標(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)注的一個重要問題。

    目前,不同類型的火電廠根據(jù)自身的配置與運行特點進(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)汽輪機背壓的情況下提升汽輪機熱效率,同時還實現(xiàn)了乏汽熱量梯級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直接空冷供熱機組,型號CZK250/N300-16.7/538/538,銘牌功率為300 MW,設(shè)計背壓17 kPa,夏季滿發(fā)背壓34 kPa。直接空冷系統(tǒng)設(shè)計面積692 091 m2,夏季環(huán)境溫度33℃時,汽輪機背壓34 kPa。機組額定采暖抽汽量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,凝汽器利用汽機乏汽,熱泵利用汽機抽汽和部分乏汽,尖峰加熱器利用汽輪機抽汽。

    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℃,此時機組背壓需提高至夏季設(shè)計背壓34 kPa;再進(jìn)熱泵內(nèi)加熱至90℃,最后至熱網(wǎng)首站,利用機組中缸抽汽加熱至115℃。機組配置1臺155 MW前置凝汽器+3臺38.5 MW熱泵機組,前置凝汽器、熱泵機組和熱網(wǎng)首站為串聯(lián)系統(tǒng),當(dāng)其中任何一個系統(tǒng)有故障時,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,利用機組中缸排氣加熱至115℃;每臺機組配置3臺64.5 MW熱泵機組。本方案主要是用余熱回收機組承擔(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獨立的項目進(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乏汽旁路至新增的熱網(wǎng)凝汽器作為低溫?zé)嵩磳峋W(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)到二級網(wǎng)吸熱不變,實現(xiàn)能量梯級利用的目的。但供水流量約為8 100 m3/h,遠(yuǎn)遠(yuǎn)超出一級管網(wǎng)設(shè)計流速。同時,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 運行試驗及經(jīng)濟(jì)性分析

    2.1 不同主蒸汽流量下,機組背壓變化對出力的影響

    在8~13 kPa下,機組背壓升高,低負(fù)荷區(qū),背壓對機組出力的影響相對較大,其中60%負(fù)荷影響最大;13~25 kPa,機組背壓升高,中高負(fù)荷區(qū),背壓對機組出力的影響相對較大,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,機組背壓變化對發(fā)電煤耗的影響

    機組背壓升高,發(fā)電煤耗將明顯增加,負(fù)荷越低,機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)計循環(huán)水運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,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:機組的背壓大于20 kPa時,運行背壓升高,投入高背壓凝結(jié)器,機組出力增加,經(jīng)濟(jì)性好于常規(guī)抽汽供熱方式。在運行背壓34 kPa、105%主汽流量下,機組出力可增加3.5 MW;85%主汽流量下,機組出力可增加5.5 MW;65%主汽流量下,機組出力可增加7.3 MW。在中等背壓(小于20 kPa)下投入高背壓凝結(jié)器,高背壓運行經(jīng)濟(jì)性變差。

    2.4 實際循環(huán)水運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,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:機組的背壓大于16 kPa時,運行背壓升高,投入高背壓凝結(jié)器,機組出力增加,經(jīng)濟(jì)性好于常規(guī)抽汽供熱方式。在運行背壓34 kPa、105%主汽流量下,機組出力可增加3.3 MW;85%主汽流量下,機組出力可增加5.24 MW;65%主汽流量下,機組出力可增加7.1 MW。在中等背壓(小于16 kPa)下投入高背壓凝結(jié)器,高背壓運行經(jīng)濟(jì)性變差。

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

    實際循環(huán)水增加,機組的運行經(jīng)濟(jì)性會顯著增加,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,相對增加1 000 t/h、2 000 t/h、3 000 t/h,機組出力增加1.7 MW、3.4 MW、5.1 MW;在機組背壓25 kPa下,機組出力增加4.4 MW、8.8 MW、13.2 MW;在機組背壓34kPa下,機組出力增加6.1MW、12.2MW、18.3MW。因此,循環(huán)水量變化對高背壓運行的經(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。機組循環(huán)水量在5 200 t/h、6 200 t/h、7 200 t/h、8 200 t/h時,回水溫度下降5℃,在相同主汽流量下,機組出力分別增加6.34 MW、7.57 MW、8.79 MW、10 MW。因此,在增加循環(huán)水量的同時降低回水溫度,將有效提高高背壓運行的經(jīng)濟(jì)性。

    2.7 背壓、熱泵同時投運行的經(jīng)濟(jì)性分析

    熱泵和高背壓凝結(jié)器同時運行時,因熱泵驅(qū)動蒸汽用汽后,進(jìn)入低壓缸的蒸汽量減小,機組背壓變化對機組經(jīng)濟(jì)性的影響會發(fā)生一定的變化。在機組背壓9 kPa、15 kPa、25 kPa、34 kPa,驅(qū)動蒸汽量75 t/h、80 t/h、85 t/h、90 t/h的條件下,按機組平均主汽量85%進(jìn)行計算,熱泵投用后,機組背壓增加對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,熱泵運行后機組高背壓運行更為經(jīng)濟(jì)。

    以目前的循環(huán)水量5 200 t/h,運行背壓在9~15 kPa范圍內(nèi),升高機組背壓而增加的熱泵及前置凝結(jié)器收益,不足以彌補背壓升高造成的損失,相對經(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)器高背壓運行,較目前低背壓運行具有明顯的經(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。機組高背壓運行宜在15~34 kPa這個區(qū)間。

    3 結(jié)語

    綜上,我們根據(jù)山西臨汾熱電機組的現(xiàn)場實際運行情況對其進(jìn)行了節(jié)能改造,經(jīng)過一年的運行取得了預(yù)期效果,提出了不同背壓運行情況下,在提升汽輪機熱效率的同時,還實現(xiàn)了乏汽熱量梯級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。

    [1]徐鋼,許誠,楊勇平,等.電站鍋爐余熱深度利用及尾部受熱面綜合優(yōu)化[J].中國電機工程學(xué)報,2013,33(14):1-8.

    [2]譚青,王東平,王偉敏,等.鍋爐煙氣余熱回收裝置[J].上海節(jié)能,2012(5):30-33.

    [3]潘靜雯.超超臨界火力發(fā)電廠煙氣余熱利用系統(tǒng)研究[J].科技創(chuàng)新與應(yīng)用,2013(34):292.

    [4]謝海寧.除氧器乏汽回收噴射熱泵系統(tǒng)的研究[D].南京:東南大學(xué),2007.

    [5]張建軍.發(fā)電廠連排乏汽熱能回收技術(shù)的應(yīng)用[J].中小企業(yè)管理與科技,2015(11):214-215.

    [6]張娜,盧繼超.鍋爐定排乏汽回收用于電廠采暖設(shè)計[J].四川水泥,2015(3):290.

    [7]溫鄰君.蒸汽輪機凝汽器乏汽余熱利用[J].科技風(fēng),2014(15):79.

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