供热电厂的效益怎么样，空冷机组背压高的危害

来源：电力动画圈

摘要：

直接空冷机组运行背压范围较大，在低压缸排汽增加高背压凝汽器给热网循环水初步加热，大幅提升了机组供热能力，具有较高的经济效益，本文以灵武电厂#1、#2、#3空冷机组供热改造为案例，分析了大型空冷机组对城市集中供热改造后，运行方式的设定，运行调整时应注意的问题，对中排抽汽供热和高背压凝汽器供热经济性进行分析，根据“温度对口，梯级利用”的原则，结合设备实际确定出最优运行方式。

关键词：高背压供热，供热改造，经济性，供热运行。

1、前言

火力发电是电能生产的重要组成部分，受设备技术的限制，目前大型火电机组的装置效率在40%左右，煤炭燃烧的60%的能量被排放到环境中，无法利用，造成极大的环境保护压力和能源的浪费。目前，集中供热是北方城市的主要供暖方式，纯凝空冷机组经过供热改造进行热电联产，有效的减少了机组的冷端损失，大幅提升能源利用效率，替代了城市中效率低、污染大、布置分散的小锅炉，具有良好的经济和社会效益。灵武电厂一期#1、#2机组为600MW直接空冷机组，空冷岛设置56个冷却单元，二期#3机为国内首台1060MW直接空冷机组，空冷岛设置80个冷却单元，现有文献[3-7]对高背压供热进行了分析研究，本文根据#1、#2、#3机供热改造项目运行实践，对大型空冷机组高背压凝汽器和中排抽汽供热改造后的经济性进行重点分析，通过运行数据对比，调整运行方式，提高机组经济性。

2、供热改造方案及热力系统布置

#1、#2机在低压缸排汽管道上增设旁路进汽管道，将部分（全部）低压缸排汽引入到高背压凝汽器，机组在高背压凝汽器运行时，背压33kPa，出水温度最高可达70℃，#1、#2、#3机在中压缸排汽联通管增加供热抽汽，作为热网尖峰汽源，#1、#2机中排供热抽汽设计为单台最大600t/h，#3机设计为最大1000t/h。高背压凝汽器有效提升了蒸汽在汽轮机的做功比例，实现冷端损失的大幅回收，显著提高机组供热能力的同时，电负荷影响较少。

银川热网回水30℃经过清洗滤水器、高背压凝汽器（加热至68℃），再经过银川供热首站并列运行的4台热网循环水泵，最后进入6台并列运行的热网加热器后向银川供热，供水温度130℃，银川首站设置三台背压发电机组，对供热抽汽进行梯级利用，排汽进入热网加热器，背压发电机并入#3机厂用电系统（本文不对背压机做研究）。

灵武热网回水首先经过银川供热首站的水-水换热器（加热5-6℃），再经过灵武供热首站并列运行的2台汽动热网循环水泵，最后进入灵武供热首站4台并列运行的热网加热器加热后向灵武供热。

#1、#2机供热抽汽凝结水回除氧器，所需压力较高，需要高压疏水泵加压，#3机回水经过水-水换热器降温后至热井，本着供热抽汽与凝结水回水平衡的原则，根据不同运行方式，可以通过凝结水阀门开关的不同状态，对供热回水进行分配，保证机组的凝结水量平衡。

3、供热机组的运行调整原则

根据“以热定电、安全经济”的原则，合理安排各机组运行方式、背压运行方式，保证机组安全经济运行，根据供热季不同阶段的供热负荷确定出机组的调峰负荷区，参与电网调峰，参与电网调峰时应注意最低负荷时保证供热参数不受影响，最高负荷时设备不应超出设计出力，机组增加负荷还应该以安全稳定为前提。

正常运行方式的设定按照：“负荷均摊，互为备用”的原则，应保证可靠性，中排抽汽方式如图2所示，#1机、#2机供热抽汽互为备用，#2机供热抽汽可作为#3机供热抽汽备用汽源，#1、#2机高背压凝汽器互为备用。保证每台加热器都有备用汽源，同时留有一部分供热出力余量。

4、供热机组的抽汽控制

由于机组供热为技改实现，设计初期均不是热电联产机组，在进行供热负荷调节时必须考虑其安全性。

1）防止中压缸末级叶片过负荷。应严格控制中排的压力不能过低，确保中压缸末级叶片机械应力在设计安全范围内。

2）保证低压缸进口最小冷却流量。在采暖期大负荷供热，低压缸进汽量减少，容积流量减小，会导致末级叶片鼓风发热，影响机组安全性。#3机低压缸进汽压力不小于0.37MPa（绝压），#1、#2机不小于0.17MPa（绝压），低压缸排汽温度不大于80℃，避免低压缸末级叶片陷入负功率区。#1、#2机高背压运行时，应按照背压限制曲线，保证低压缸入口流量不低于限值。

3）确定供热抽汽压力调整范围。根据温度对口，减少换热温差，降低供热抽汽参数，有利于能源的梯级利用。但是供热抽汽参数的最低值，须在满足机组安全和供热出力的前提下，以下是各供热抽汽用户所需要的最低蒸汽压力值。

取上述压力的最高值，加上管道压降，同时保留一定量的压力调节裕量，根据实际运行经验供热抽汽母管的压力设定值不低于0.6MPa。当供热抽汽流量大时，为了保证供热抽汽的流量，抽汽压力还要相应的提高，以保障供热出力。

5、供热抽汽调整阀的节流损失

中排抽汽压力控制由供热抽汽调整阀LEV和低压缸入口节流阀EGV共同控制，如图3，中排压力随机组负荷变化：当中排压力高时，LEV阀节流抽汽，降低抽汽压力。当中排压力低时，LEV阀全开，EGV阀节流低压缸进汽，提升供热抽汽压力。

LEV、EGV阀的节流产生节流损失，属于不可逆过程，造成中排蒸汽技术功的损失，LEV阀节流供热抽汽，减少银川供热首站背压发电机作功能力；EGV阀节流低压缸进汽，蒸汽在低压缸焓降减少，排汽焓增加，冷端损失增加，导致发电煤耗增加。

根据#1机运行工况：#1机中排供热抽汽量400t/h，低压缸入口流量870t/h，#1机低压缸入口EGV阀节流将中排压力由0.6MPa提升至0.8MPa所影响的功率变化如下表。

因此在运行调整时应注意：

1）中排压力高的时候。应适当提高中排抽汽压力设定值，减少LEV阀的节流损失，可提升银川首站背压机的做功能力，提高背压机发电量。

2）中排压力低的时候。优先采取增加蒸汽量的方式增加供热出力，适当降低中排抽汽压力设定值，减少低压缸入口EGV阀的节流损失。

6、中排抽汽供热对机组电负荷的影响

根据实际统计数据分析，#1、#3机组每增加100t/h，降低发电煤耗分别为8.96g/kwh和6.62g/kwh；#1机供热抽汽每增加5.4t/h，机组电负荷减少1MW，#2机高背压运行方式，供热抽汽每增加7.0t/h，机组电负荷减少1MW，#3机供热抽汽每增加4.7t/h，机组负荷减少1MW。

一期#2机高背压方式，#1机低背压方式，#1、#2机中排抽汽焓值在3140kJ/kg附近，#3机为1060MW机组中排抽汽焓值3200kJ/kg附近，分别计算#1、#2、#3机中排供热每吉焦抽汽影响的电量，如下表：

1）#1机供热抽汽影响发电量比较大，原因是#1机供热抽汽凝结水回水至除氧器，供热初末期回水温度较低，相比#5低加出口温差较大，额外消耗了高品质四抽蒸汽加热，造成机组做功能力的下降。

2）#2机供热抽汽回水至除氧器，同样存在供热凝结水回水温度低的问题，因高背压方式运行，中排蒸汽的低压缸做功的焓降比#1机要小，供热抽汽影响的电量小。

3）#3机因为抽汽参数高，影响机组负荷较大，但是因为抽汽回水由于经过水-水换热器，抽汽凝结水回热井，供热抽汽比#1、#2机供热抽汽焓降大，利用低压缸抽汽加热凝结水，换热温差小，供热每吉焦影响电量较#1机相差不大。

7、高背压凝气器的经济性分析

高背压凝汽器利用低压缸低参数排汽给热网循环水进行初步加热，机组供热季高背压投运时，通过减少空冷岛的散热量维持机组高背压运行，背压在33kPa时，出水温度可达70℃，优点是换热温差小（实际0.6℃），供热能力强，对机组电量影响较少，对比机组冬季低背压9.0kPa，机组33kPa背压运行时，蒸汽在汽轮机的焓降减少，机组电负荷减少量约9%。

通过控制进入空冷岛的蒸汽量，来维持机组背压，进入空冷岛的热量越多，机组的冷端损失越大，能量利用率下降。因此，进入高背压凝汽器的蒸汽量占低压缸排汽总量越多，机组冷端损失越小，经济性越好，通过对#2机高背压实际运行数据得出，高背压凝汽器利用率与影响电量的关系如下表：

表中随着高背压凝汽器利用蒸汽量占低压缸排汽量的比例逐渐提高，机组供热影响的电量越小，当大于27%时优于#1机中排抽汽供热；当大于36%时优于#2机高背压下中排抽汽供热；高背压凝汽器大幅度减少了空冷岛的冷端损失用于供热，当进入高背压凝汽器的排汽为100%时，机组将没有冷端损失，因此，提高高背压凝汽器利用率是提高供热经济性的关键。

8、供热最优运行方式的探讨

供热机组在运行调整中提高经济性的方法：温度对口、梯级利用。通过合理的运行方式，多用低品位能量，少用高品位能量；最大限度减少机组的冷端损失。结合灵武电厂供热设备实际，提出了以下运行方式：银川热网循环水流程如图4。

高背压凝汽器运行方式分析：按如图方式热网循环水先进入#2高背压凝汽器，#2机背压在10-15kPa滑压运行，再进入#1机高背压凝汽器加热至71℃，#1机背压33kPa运行。#2机背压低对机组电量影响较小，充分利用高背压凝汽器加热端差小的优势，回收利用了部分冷端损失，随#2机背压的控制，分担#1机高背压凝汽器的供热负荷，调整比较灵活，当#2机背压15kPa时，可分担高背压加热循环水所用蒸汽量的50%。#1机高背压凝汽器蒸汽量将大幅减少，在严寒期提升了供热能力，保证了高背压出水温度。