300MW级空冷机组高背压供热改造分析

300MW级空冷机组高背压供热改造分析摘要：在空冷凝汽式火力发电厂中，汽轮机排汽在空冷凝汽器中被冷却而凝结成水，这部分热量通过空气与空冷凝汽器热传递散发到大气中，产生冷源损失。

这种冷源损失是造成汽轮机组循环热效率低的一个主要原因，如果将这部分冷源损失加以利用，会极大提高汽轮机组的循环热效率。

[1]为实现国家提出的节能要求，提高北方地区机组供热能力，本文介绍了300MW级空冷机组高背压供热基本概念及设备改造，并且从安全性、经济性两方面分析了高背压供热改造技术。

关键词：300MW 空冷供热机组高背压1、前言国内50MW、100MW、200MW抽汽凝汽机组，结构设计及控制模式都比较成熟。

随着近些年节能减排工作力度的不断加大，高耗能、污染严重的小火电逐步关停，供热压力也随之增大。

目前我国300MW级机组成为供热主力机型，部分600MW级机组也开始承担供热任务。

在已建成的机组上进行技术改造，通过增加抽汽量来实现对外供热是一个较为合理的改造方案。

由于300MW级机组的热力系统比较复杂，改造为供热机组或增加供热能力后，对其控制及运行的要求更为严格，特别是空冷机组由于其用空冷岛来冷却排汽，冬季运行时需考虑防冻需求，中间抽汽量受到限制，不仅供热能力无法大幅提升，并且形成的冷源损失也较大。

空冷机组与常规湿冷凝汽式机组相同，汽轮机排汽在（空冷）凝汽器中被冷却而凝结成水，同时冷却介质被加热，其热量最后散发到大气中，产生冷源损失。

这种冷源损失是造成汽轮机组循环热效率低的一个主要原因，如果将这部分冷源损失加以利用，会大大提高汽轮机组的循环热效率。

汽轮机高背压循环水供热就是为了利用汽轮机的冷源损失而发展起来的一项节能技术。

在空冷供热机组的基础上新增加一台供热凝汽器接引汽轮机排汽，汽轮机提高背压运行，供热凝汽器内的乏汽饱和温度相应升高。

通过供热凝汽器的热网循环水冷凝乏汽同时吸收这部分损失的热量以满足用户采暖要求。

[2]高背压循环水供热将原来排入自然界的热量回收利用，达到增加机组供热能力、节约能源、提高汽轮机组经济效益的目的。

2、300MW级空冷供热机组现状300MW级供热机组在国内的开发、应用较早，投运业绩较多，是目前国内成熟的、单机容量最大的供热机组，也是目前供热的主力机型。

山西太原第一热电厂五期工程2×300MW机组是国内首台最大工业抽汽湿冷机组，工业抽汽压力0.8~1.3MPa，抽汽量250t/h。

2006年12月15日内蒙古包头第二热电厂(以下简称“包头二电厂”)2×300MW工程3号机组——国内第一台300MW直接空冷采暖供热式机组(东方汽轮机厂)投产，2006年12月22日太原第二热电厂六期2×300MW工程1号机组直接空冷采暖供热机组(上海汽轮机厂)投入运行，2006年、2007年冬季均带满采暖供热负荷运行。

这两个电厂供热机组的投运，标志着我国300MW供热机组从湿冷机组成功跨越到空冷机组。

2008年3月国电怀安电厂2×330MW直接空冷机组投入运营，2011年12月华电鹿华电厂2×330MW直接空冷机组投入运营。

300MW级空冷采暖供热式机组逐渐成为成熟、可靠的产品。

3、300MW空冷机组高背压供热改造技术的提出及分析3.1 300MW空冷机组高背压供热技术的提出一般情况下，50MW以下的热电联产机组采用可调整抽汽或背压机组供热，100MW及以上机组基本采用抽凝式供热。

抽凝式供热机组与背压式机组在供热运行工况下的发电煤耗相差100g左右。

背压式机组或低真空循环水供热机组与抽凝式机组相比，其供热经济性根本的差异在于：背压（或低真空循环水供热）机组在供热工况下运行时，其冷源损失全部被利用，而抽凝式机组只有部分抽汽被用于供热，汽轮机排汽份额有所减少，但这部分排汽仍存在较大冷源损失。

高背压供热机组是近年为适应北方采暖供热而出现的改造型机组，大都是由纯凝或抽凝式机组经改造而成。

该供热方式于20世纪80年代出现在我国东北地区，而后逐步发展到华北地区。

机型涉及纯凝、抽凝式，机组容量等级涵盖6～150MW。

迄今为止，对于150MW以上的大型机组和非落地轴瓦机组特别是空冷机组，国内、国外汽轮机高背压循环水供热改造和成熟运行的先例还比较少，国内、国外这方面的研究也较少。

因此，提出对300MW级空冷机组进行相应改造，以使300MW级空冷机组既满足高背压运行的要求又实现高背压供热以节约能源和增加机组供热能力的目的。

3.2高背压供热的技术可行性高背压供热（低真空循环水供热）是将汽轮机低压缸排汽压力提高，从而使排汽温度提高，加热进入汽轮机凝汽器的热网循环水，满足供热的温度需要。

也就是使凝汽器成为供热系统的热网加热器，充分利用机组排汽的汽化潜热加热热网循环水，将冷源损失降为零，提高机组的循环热效率。

[3]采用该方法供热是在不增加机组规模的前提下，增加了供热量，回收冷源损失，增大供热面积。

300MW空冷机组一般排汽温度在54～84℃，其对应的背压在15～55kPa。

300MW 湿冷机组的排汽背压一般不能超过18.6kPa，不适应高背压运行的要求。

但是300MW直接空冷机组的背压变化幅度完全适应高背压运行的要求。

而热网循环水回水温度一般在50～60℃，也完全适应在高背压运行下利用乏汽余热进行供热。

4高背压供热项目设计与实施4.1改造成功的项目实施方案4.1.1空冷机组改造的必要性我国北方某电厂为直接空冷机组，由于空冷机组背压高（尤其是夏季），造成机组供电煤耗较同容量湿冷机组高15-20g/kWh，使机组在竞争力及盈利能力方面均处于劣势。

空冷岛乏汽余热属于低品位热源，直接向环境释放造成巨大的能源浪费，对其排放环境也会造成负面影响。

空冷岛乏汽余热排放，是我国乃至世界普遍存在的问题，是极大的浪费，一台330MW机组冬季供热期空冷岛排放的热量达到148.26万GJ，造成直接经济损失达到4700多万元。

4.1.2某电厂基本改造方案根据某电厂330MW空冷机组的特点，2013年完成了高背压技改工程，直接利用高背压循环水供热，不改变空冷岛现状，1号汽轮发电机组增设一台供热凝汽器，在采暖供热期提高汽轮机的背压，利用供热凝汽器回收汽轮机排汽的余热进行一级加热，利用机组抽汽进行二次加热，满足热网供水要求，实现机组采暖供热能力的提高。

基本技术方案示意如图1。

图1基本技术方案原理图表1改造前后技术参数对比表表2改造项目表4.2项目改造设计过程介绍4.2.1基本设计原理及设计步骤1）热网循环水进出凝汽器的温度选择：结合空冷机组升级改造后正常运行参数，主要是背压值，低压缸排汽量，供热凝汽器（热网回水）进水温度，同时考虑凝汽器端差，最终确定供热凝汽器出水温度。

2）热网循环水量的确定：按照热网循环水的焓升等于凝汽器内蒸汽的焓降，确定循环水量为3）热网供水温度的确定：综合系统特性，将改造后的凝汽器加热器出水，进入热网加热器二次加热，计算最终供水温度。

4）各主要设备选型：热网循环水泵、凝汽器加热器、热网加热器经过综合计算确定型号。

5）空冷岛的防冻计算：分析空冷岛的运行防冻（最小流量）曲线，主要是分析冬季不同温度下的起机最小流量曲线，核算进入空冷岛的最小流量，必要时改进空冷岛的防冻措施。

6）机务部分管道布置设计。

7）热力系统校核8）电气及热控系统设计9）环境保护分析10）CDM确定及申报4.2.2设计过程中的要点300MW级空冷机组高背压改造较为简便优势。

目前，成熟的空冷300MW级机组，其设计背压一般为11～18kPa，夏季背压为32～35kPa，最高运行背压65kPa，夏季实际运行背压一般约为40kPa。

对汽轮机低压部分来说，冬季高背压供热运行时与机组夏季运行时工况基本一致，汽轮机本体部分不做大的改动，增加新的喷水装置和增加新的运行监测和报警装置。

增加大型排汽阀门和新的排汽通道，便于截断通往风冷塔的通道和通往新换热器的通道。

新增去水冷换热器的热水管道和相关阀门，与原有的首站系统相连即可。

汽轮机本体末级应采用空冷专用叶片，使机组具备高背压运行能力。

[4]对于300MW空冷机组，可以选择620mm和680mm两种末级叶片。

620mm叶片的设计背压在15～18kPa，680mm叶片的设计背压在11～13kPa。

高背压改造后，对末级叶片的要求主要是背压的适应性。

5高背压供热项目的经济性、安全性分析5.1经济性分析5.1.1经济性分析边界条件及分析过程空冷机组综合升级改造后确定的正常运行参数为：背压33Kpa，低压缸排汽量335t/h，供热凝汽器（热网回水）进水温度为55℃，供热凝汽器出水温度67℃（考虑凝汽器端差为4.3℃），热网循环水量14276t/h，在经过抽汽二次加热后（这里抽汽二次加热即为原机组抽汽供热的热网加热器加热），实现热网供水温度为108℃。

改造前后各项经济参数对比：根据上述计算方法得到如下结果：5.2改造后汽轮机安全性和可靠性校核机组改造后，运行时排汽压力不得超过33kPa，供热凝汽器的循环水出水温度不会大于68℃，正常运行在65℃左右。

换热器压力如超过33kPa，低压缸末级叶片安全性会受到威胁。

为此需充分考虑低压缸末级叶片的安全性。

5.2.1低压缸末级叶片强度的校核及保护1）设校核叶片强度，根据叶片进入颤振区的深度及时报警，防止叶片损坏；设计中增加防颤振措施，防止汽轮机在运行中进入颤振区。

2）进入低压缸的最低蒸汽流量。

为了保证叶片的安全性，即便是压力保证不超过33KPa，也必须保证低压缸排汽要有足够的容积流量，当压力提高或排汽量减少，就有可能超过容许的范围。

2）校核整定安全运行报警值，设计连锁保护。

为了保证机组的安全性，必须保证热网循环水温度不能太高，热网循环水量不能太低，否则会造成机组排汽容积流量太小，给叶片造成安全隐患。

根据计算，确定机组最小循环水流量与最高背压。

机组运行报警边界为：当热网循环水流量大于13000t/h时，回水温度不得大于58℃；当回水温度大于58℃时，热网循环水量不得小于13500t/h。

如果时间过长或达到机组不允许的工况下运行，机组会自动跳机，并发出信号。

设计监控软件随时监测和提示运行人员。

紧急状况下，可连锁投入空冷岛运行，确保机组安全。

结语随着国民经济的迅速发展，必须充分利用有限的资源条件。

发展高参数大容量空冷供热机组，降低我国火电机组平均发电煤耗，减少污染物排放，改善环境，节约水资源，是实现可持续发展战略的有效途径，具有显著的社会和环境效益。

经过分析论证，300MW级空冷机组实施高背压循环水供热改造，可以明显提高经济效益和社会效益。

参考文献［1］张秀琨，郑刚，刘传威，等．抽凝机组低真空循环水供热技术分析与应用［J］．上海电力学院学报，2009，25(6):543－546．［2］郑杰．汽轮机低真空运行循环水供热技术应用［J］．节能技术，2006，(4):380－382．［3］吴季兰．汽轮机设备及系统［M］．北京:中国电力出版社，2006．［4］王智雷，邹翠芳．汽轮机［M］．北京:中国电力出版社，2003．［5］贺平，孙刚．供热工程［M］．北京:中国电力出版社，2009．［6］王佩璋.火电直接空冷机组的运行技术及经济指标[J].热力透平，2006，35(4):279-283，287.1。