200 MW 湿冷机组排汽余热供热利用方案对比分析

王强　刘冲

（中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司，山西太原　030002）



200 MW 湿冷机组排汽余热供热利用方案对比分析

王强刘冲

（中国能源建设集团山西省电力勘测设计院有限公司，山西太原030002）

摘要：以某城市电厂余热供热工程为例，对比了热泵与低真空供热两种方案，分析了余热占比、供热实际节煤等指标对供热的影响，结果表明，该电厂利用机组低真空排汽余热供热相比热泵供热节煤效果更明显。

关键词：电厂，低真空供热，余热利用，节能供热，热泵

1　概述

我国的热电联产始于20世纪50年代，热电机组的单机功率从3 MW逐步上升至600 MW。热电机组体现了集中供热及热能梯级利用的节能技术思路。热电机组规模的发展正是城市发展的体现和缩影。而如今，大型热电机组是以纯凝发电和抽汽供热兼顾机型为主，早期抽汽供热机组的供热能力已跟不上城市发展的脚步［1-3］。本文对某城市电厂余热供热方案进行比选，实现在不增加电厂燃煤量的基础上，回收汽轮机排汽废热向城市供热的目标。

2　电厂机组及供热简介

某电厂自2013年以来发电经营受多方影响，发电负荷率逐年下调，很大程度上影响企业的经营发展。为在以后的发展中找到突破点，电厂与当地政府进行多次协商并制定了电厂供热计划。电厂计划2015年供热面积700×104m2，供热负荷400. 4 MW，年供热量409. 9×104GJ。本文据此供热计划及厂内机组条件进行了详细的节能供热方案论证。

2.1供热机组配置设计

电厂现有2×200 MW湿冷机组。锅炉型为一次中间再热超高压自然循环汽包炉。汽轮机为超高压三缸双排汽中间再热抽汽凝汽式汽轮机，最大新蒸汽流量670 t/h，额定抽汽400 t/h，最大抽汽440 t/h。

供热首站有4台热网加热器配套4台扬程100 m、流量3 212 m3/h热网循环泵。电厂对外热力输送管道为DN1 100，电厂设计供热面积为700×104m2，供热设计参数为一级网供回水温度110℃/60℃。

2.2机组供热现状及各参数

电厂全年发电20. 57×108度电。凝汽器冬季背压约8 kPa，夏季背压12 kPa左右，年平均端差约4. 5℃，湿冷循环水出水温度年平均约为33.5℃。电厂实际供回水温度为95℃/55℃，电厂抽汽供热煤耗为39. 5 kg/GJ。

3　方案对比分析

3.1基础数据

1）主机热经济指标。

a.汽机改造前。

汽轮机在热耗率验收（THA）工况的热耗率值：8 269. 19 kJ/ （kW·h）；锅炉在额定蒸发量时的保证热效率：92. 4%（设计煤种）；机组绝对效率：43. 5%；发电厂热效率：39. 8%。

b.汽机改造后。

汽轮机改造后35 kPa背压工况的热耗率值：9 332.04 kJ/（kW·h）；机组绝对效率：38. 6%；发电厂热效率：35. 3%。

2）蒸汽及汽轮机排汽参数。

a.加热蒸汽参数。

压力为0. 245 MPa、温度为254℃、焓值为2 977. 7 kJ/kg；加热蒸汽疏水参数：120℃、焓值504. 7 kJ/kg；额定抽汽量：400 t/h；最大抽汽量：440 t/h。

b.汽轮机排汽参数。

压力35 kPa、焓值2 641. 5 kJ/kg；

汽轮机排汽凝结水参数：72. 8℃、焓值304. 3 kJ/kg。

3.2方案技术简述

通过对机组及供热参数的多方对比，决定初步预定两种余热利用供热方案。

一是采用热泵回收主机湿冷循环水余热，对热网水进行提温从而向城市供热［4，5］；

二是采用提高低压缸发电背压利用汽轮机排汽余热直接加热热网水供热［6］。

3.2.1热泵供热方案

通过增设10×20 MW热泵机组和适当抬高主机发电背压至8 kPa左右，最大回收#2湿冷循环水中的余热115 MW，设计工况下回收#2湿冷循环水中的余热82 MW。将机组的循环冷却水从出水管道上引出，接入吸收式热泵取热端作为低温热源，通过热泵回收余热后，循环冷却水降温后，再送回冷却塔水泵前池；同时在热泵的加热端，来自城市热网的55℃回水进入热泵，经过热泵（COP值1. 7）加热升温至75℃后，再利用原供热系统抽汽将热网水加热到95℃，通过热网供水管道送出电厂。

存在的问题是该电厂驱动蒸汽品位较低，影响了热泵的出水温度。吸收式热泵对冷源温度有一定要求，须提高汽轮机背压运行，增加了主机发电热耗。

3.2.2低真空供热方案

按汽轮机冬季供热发电背压35 kPa运行，设计供热负荷400. 4 MW时，城市热网循环水供回水温度95℃/55℃，循环水流量约8 608. 6 t/h。循环水经凝汽器加热至72℃，回收余热负荷约170. 2 MW折合回收乏汽约262. 2 t/h。

主汽流量630 t/h、背压35 kPa热平衡图中排汽为467. 7 t/h，若减少低真空供热对机组发电负荷的影响，就需要此台机组抽汽205. 5 t/h（约141. 2 MW）进加热器尖峰补热，且抽汽低于260 t/h满足要求。此单台低真空机组可提供合计311. 4 MW供热负荷。另外1台机组提供89 MW热量折合129. 5 t/h抽汽。

低真空供热方案主要是为冬季供热新设计1根转子和部分叶片，将冬夏季供热工况彻底分开，做到各时间段均能保持汽轮机在经济工况下运行。

综上方案所述，热泵供热和低真空供热方案技术均可行。

3.3技术数据对比

本案例为2×200 MW机组抽汽供热能力范围内的节能改造，节煤计算数据汇总见表1。

表1　节煤计算数据汇总表

4　结语

1）本案例中热泵供热和汽轮机低真空供热两种方案技术均可行，且均是利用余热的节能供热方案。

2）经技术数据对比，本案例中利用机组低真空相比热泵供热为更节能的供热方式。

3）本文是以2×200 MW湿冷机组设计供热400. 4 MW比选了热泵和低真空利用余热供热两种方案。电厂的实际供热面积呈逐年递增的趋势，利用机组低真空供热的实际节能效果将更好。

参考文献：

［1］程钧培.节能减排与火电新技术［J］.动力工程，2009，29 （1）：1-4.

［2］陈洁，陈勇.余热回收原理在电厂节能降耗中的应用［J］.汽轮机技术，2004，46（2）：145-146.

［3］刘剑涛，马晓程，尤坤坤，等.火电厂循环水余热利用方式的研究［J］.节能，2012，31（9）：49-52.

［4］张学镭，陈海平.回收循环水余热的热泵供热系统热力性能分析［J］.中国电机工程学报，2013，33（8）：1-8.

［5］郭小丹，胡三高，杨昆，等.热泵回收电厂循环水余热利用问题研究［J］.现代电力，2010，27（2）：58-61.

［6］郑杰.汽轮机低真空运行循环水供热技术应用［J］.节能技术，2006，24（4）：380-382.

On comparative analysis of waste heat utilization schemes for 200 MW wet cooling unit exhaust steam

Wang Qiang Liu Chong
（Shanxi Power Survey and Design Institute Co.，Ltd，China Energy Engineering Group Co.，Ltd，Taiyuan 030002，China）

Abstract：Taking the waste heat supply project of some power plant as the example，the paper compares the factors including heat pump and low vacuum heat-supply schemes，compares the waste heat ratio and coal-saving volume on the heat supply，and proves by the result that the power plant adopts the low vacuum heat-supply system which is more effective than the heat pump scheme.

Key words：power plant，low vacuum heat supply，waste heat utilization，energy-saving heat-supply，thermal pump

中图分类号：TU833

文献标识码：A

文章编号：1009-6825（2016）09-0127-02

收稿日期：2016-01-13

作者简介：王强（1984-），男，工程师；刘冲（1963-），男，教授级高级工程师