电厂高背压技术供热改造简述.pdf

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1、火力发电厂电厂高背压供热技术简介时间：二Ｏ一四年十二月-1-火力发电厂电厂高背压供热技术简介一、电厂高背压供热的概念及分类电厂高背压供热及我们常规所说的电厂低温循环水供热，通过降低电厂凝汽器的真空度，提高排汽压力和温度，以提高通过冷却塔的循环水温度，达到直接供热或者经过尖峰二次加热后供热的目的。由于这种方式不增加机组规模的前提下，回收冷源损失（即冷却塔热量），增加了供热量及供热面积，电厂效益大为增加。随着电厂余热利用规模及范围的增加，逐渐分成以下两种情况：1、100MW以下机组背压供热：常常采用低真空循环水供热，机组一般可把真

2、空值从10KPa，提高到22-23KPa，循环水出水温度达到60度，回水温度50度。机组几乎不作大的改动。1台12MW机组改造可以直接供热50万平米左右，提供28MW的热量。由于降低电厂凝汽器的真空度，所以一般情况下会造成8%左右的发电损失。2、100MW以上300MW以下机组背压供热：由于机组较大，供热面积大，热网都有二级站，需要的热水温度在90-110度之间，热网回水温度在55度左右，仅仅把背压提到20几个千帕，温度达不到要求，同时发电量的影响对以发电效益为主的大规模电厂来说损失较大。我院所经历的大电厂循环水余热改造方式主

3、要有以下两种：-2-(1)采用溴化锂热泵技术提取电厂循环水余热：蒸汽型吸收式热泵，是以水作为制冷剂，溴化锂作为载冷剂，蒸汽为驱动热源，把低品位热源的热量从蒸发器提取到中品位热源中冷凝机器中去，从而提高了能源的利用效率。溴化锂吸收式热泵应用原理是在电厂首站内设置蒸汽型吸收式热泵。见下图，以汽轮机抽汽为驱动能源Q1，驱动机内溴化锂溶剂循环做功，产生制冷效应，回收循环水中的余热Q2。消耗的驱动蒸汽热量Q1与回收的循环水余热量Q2一同加入到热网水中，即：热网得到的热量为Q1+Q2。供热系数COP=（Q1+Q2）/Q2=1.7电厂汽轮机

4、凉水塔中排入大气的余热，通过高效蒸汽型吸收式热泵回收，将热网回水由60℃加热至90℃，通过热网加热器（高效汽-3-水换热器）进一步提高至110℃，供给热用户（小区换热站）。达到冷源损失为零。优点：电厂内部改造工作量少，供热温差差大，不影响电厂发电量。缺点：溴化锂热泵投资巨大。溴化锂制冷机相对寿命较短，维护工作量较大。（2）低压转子互换技术：为了解决排气温度高和叶片颤振，采用供热期用专门设计的供热低压转子，供热结束后换回到纯凝低压转子。这就是我们常说的30万发电机组高背压换轴供热改造技术。优点：在设计工况下排气温度不高，不会产生

5、颤振。安全性高。缺点：投资偏大，变工况时，温度略有增加（85度左右），本身抽汽量达不到要求的温度，需要其它几组抽汽提温。每年需要例行更换转子一次。由于循环水量的限制，高背压改造在满负荷情况下运行，因此考虑到热负荷发展的不平衡，机组不能全部改造，需要预留一台做调峰用。二、低压转子互换技术概念：低压缸双背压双转子互换，即：供热期间使用动静叶片级数相对减少，效率较高的低压转子，机组高背压运行；非供-4-热期恢复至原纯凝工况运行。如果不换转子效率下降很多，发电量少，排气温度上升很多，叶片容易产生颤振，影响安全。非供热期间汽轮机叶轮见下

6、图：（纯凝运行，发电为主）供热期间汽轮机叶轮见下图：（低压转子，排汽压力及温度提高）一台机组300MW机组经高背压改造后，供热量达到513MW以上，按每平方米45瓦计算，供热面积可达到1140万-5-平方米以上。高背压换轴时间约为30天，影响发电量而造成相应发电损失；若保证电厂全年发电小时数，该部分成本可以不计。2014-12-04-6-