CN103644005A - 汽轮发电机组回热系统及其运行方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种汽轮发电机组回热系统及其运行方法，所述系统包括高压缸和高压加热器，高压缸上设有排汽口和抽汽压力依次升高的多个高压抽汽口，每个高压抽汽口各通过一个高压抽汽管路与同一个高压加热器连接，每个高压抽汽管路上都设有抽汽逆止门和隔绝门。当汽轮发电机组运行在额定负荷时，使抽汽压力最低的第一高压抽汽口为高压加热器供汽，此时的抽汽压力设为P₀；当汽轮发电机组在低于额定负荷的状态下运行时，选择一个抽汽压力小于或等于P₀且更接近于P₀的高压抽汽口为高压加热器供汽，关闭其它高压抽汽管路上的隔绝门。本发明可保证机组低负荷运行时，脱硝系统能正常运行，提高锅炉给水温度，从而提高机组热力循环效率。

Description

汽轮发电机组回热系统及其运行方法

技术领域

本发明涉及汽轮发电机组，具体涉及一种利用汽轮机抽汽对锅炉给水进行加热的汽轮发电机组回热系统及其运行方法。

背景技术

汽轮机回热系统通常是从汽轮机的数个中间级抽出一部分蒸汽，送到给水加热器中用于锅炉给水的加热，从而提高工质在锅炉内吸热过程的平均温度，以提高机组的热力循环效率。

同时，燃煤火电机组的烟气排放要符合环保要求，国家规定燃煤火电机组在50％额定负荷以上必须投运脱硝，且NO_X排放浓度小于100毫克/立方米。

当前电厂机组因为需要参与调峰，常常在低于额定负荷的状态下运行，有些机组甚至经常在40％～70％额定负荷区间运行，大大降低了机组热力循环效率，供电煤耗显著上升。更为重要的是，当机组在低负荷下运行时，SCR脱硝系统反应器的进口烟温会低于脱硝催化剂要求的最低烟温（该温度由电厂选用的脱硝催化剂种类决定，不同脱硝催化剂要求的最低烟气温度略有不同，一般在300～320℃）时，导致无法投运SCR脱硝系统。有些燃煤火电机组（例如300MW亚临界机组）在70％额定负荷以下运行就不得不退出脱硝系统，而机组低负荷运行时锅炉燃烧产生的NO_X浓度反而远大于额定负荷时产生的NO_X浓度（有的锅炉低负荷运行产生NO_X浓度是额定负荷产生的2倍多）。

由于存在上述矛盾，本领域的技术人员致力于开发一种适应性更好、运行更可靠的给水回热系统，在各种情况下都能达到SCR脱硝系统的参数要求，并且在减少NO_X排放的同时，还能提高机组低负荷运行的热力系统循环效率，降低供电煤耗。

例如，中国专利申请（公开号CN102537933A）公开了“一种用于汽轮发电机组的可调式给水回热系统”，它除了包括原有的前级给水加热器之外，还增设了一个末级给水加热器，前级给水加热器通过抽汽管道与汽轮机高压缸上原有的常规抽汽口相连接，末级给水加热器则通过增设的末级抽汽管道与在高压缸上增设的末级抽汽口相连，高压缸内做过功的一部分蒸汽通过所述末级抽汽口及末级抽汽管道引至所述末级给水加热器，用以进一步加热锅炉给水。末级抽汽口的抽汽压力远高于高压缸常规抽汽口的抽汽压力，在增设的末级抽汽管道上设有抽汽调节阀，用于对末级抽汽管道的抽汽进行节流调节，以保持所述抽汽调节阀后的压力基本不变，相应地使所述末级给水加热器在汽轮机变负荷时仍能维持锅炉给水的温度基本不变，用以提高机组在调峰过程中的热效率。但是其缺陷在于：

1.该技术需在常规给水系统之外再串连一个“末级给水加热器”，使得机组在各运行工况下，给水系统阻力增大，造成能量浪费，机组即使在额定工况时不需要该“末级给水加热器”投入运行，锅炉给水也必须要经过该加热器，从而不可避免地造成机组效率的降低。

2.该技术需在常规给水系统之外再串连一个“末级给水加热器”，使得投资费用大幅度增加；且有些电站本身设计时充分利用空间，现场设备布置紧凑，不具备再安装一个重量和尺寸都较大的末级给水加热器的条件，造成该技术应用的局限性。

发明内容

本发明要解决的一个技术问题是提供一种无需增加末级给水加热器的回热系统，使发电机组在低负荷运行时仍能投运脱硝系统，同时提高机组低负荷给水温度和回热系统效率，有效降低机组低负荷运行的供电煤耗。

为了解决上述技术问题，本发明采用如下技术方案：一种汽轮发电机组回热系统，包括汽轮机的高压缸和高压加热器，高压缸上设有排汽口和抽汽压力依次升高的多个高压抽汽口，每个高压抽汽口各通过一个高压抽汽管路与同一个高压加热器的进汽口连接，每个高压抽汽管路上都设有抽汽逆止门和隔绝门。

作为对上述技术方案的优化，本发明还可以包括一自动控制系统，所述隔绝门均与自动控制系统相连接，由自动控制系统控制隔绝门的打开或关闭。

作为对上述技术方案的进一步优化，除压力最低的一个高压抽汽管路外，其余高压抽汽管路上还设有调节门，所述调节门也与自动控制系统相连接。

所述高压加热器的出水口与锅炉省煤器的进水口相连接。

优选地，所述高压缸上的高压抽汽口设为两个或三个。

本发明要解决的另一个技术问题是提供一种上述汽轮发电机组回热系统的运行方法，当汽轮发电机组运行在额定负荷时，打开第一高压抽汽管路上的隔绝门，关闭其它高压抽汽管路上的隔绝门，使抽汽压力最低的第一高压抽汽口为高压加热器供汽，此时第一高压抽汽口的抽汽压力设为P₀；当汽轮发电机组在低于额定负荷的状态下运行时，选择一个抽汽压力小于或等于P₀且更接近于P₀的高压抽汽口为高压加热器供汽，关闭其它高压抽汽管路上的隔绝门。

优选地，由自动控制系统实现所述隔绝门的打开或关闭。

对于高压抽汽管路上还设有调节门的本发明汽轮发电机组回热系统，本发明的运行方法为，当汽轮发电机组运行在额定负荷时，打开第一高压抽汽管路上的隔绝门，关闭其它高压抽汽管路上的所有阀门，使抽汽压力最低的第一高压抽汽口为高压加热器供汽，此时第一高压抽汽口的抽汽压力设为P₀；当汽轮发电机组在低于额定负荷的状态下运行时，选择一个抽汽压力大于等于P₀且更接近于P₀的高压抽汽口为高压加热器供汽，打开该高压抽汽口所连接高压抽汽管路上的隔绝门，调节该高压抽汽管路上调节门的开度，使该调节门的出口压力等于P₀，关闭其它高压抽汽管路上的所有阀门。

优选地，由自动控制系统实现所述调节门的开度调节和所述隔绝门的打开或关闭。

与现有技术相比，本发明具有以下显著的有益效果：

1.本发明可解决机组低负荷运行时，脱硝系统不能投运的环保问题。

2.采用本发明的技术方案，可以在低负荷运行时增加回热抽汽焓值，加热锅炉给水，提高锅炉给水温度，从而提高机组热力系统热效率。

3.本发明的回热系统结构简单，无需增设高压加热器，可降低投资成本，节省安装空间；只需要在某个工况点切换隔绝门，完成高压抽汽管路的切换即可，运行安全、可靠。

4.由于本发明无需增设高压加热器，降低了给水压力损失和设备安全隐患，避免不必要的能量浪费。

5.本发明可以提高机组低负荷下的锅炉给水温度，改善锅炉水冷壁水动力特性，从而提高锅炉在低负荷运行中的安全性。

6.采用本发明技术方案，可以提高机组低负荷下的省煤器出口烟温，通过空气预热器提高了机组低负荷热一次风和热二次风的温度，即能提高磨煤机干燥出力，又进一步改善了锅炉低负荷的燃烧效率和燃烧的稳定性。

7.本发明提高机组在低负荷下的省煤器出口烟温，使空气预热器的进口烟温在机组不同负荷下的温度变化减小，因而回转式空气预热器变形量减小，机组低负荷运行时，空气预热器漏风率减小，提高其换热效率，降低了锅炉风机电耗。

附图说明

图1为本发明汽轮发电机组回热系统第一种实施例的结构示意图。

图2为本发明第二种实施例的结构示意图。

图3为本发明第三种实施例的结构示意图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明作进一步详细说明，本领域技术人员由此可以更清楚地了解本发明的其他优点及功效。

需要说明的是，说明书附图所绘示的结构、比例、大小等，仅用以配合具体实施方式，供本领域技术人员更清楚地了解本发明的构思，并非用以限制本发明的保护范围。任何结构的修饰、比例关系的改变或大小的调整，在不影响本发明的功效及目的达成的情况下，均应仍落在本发明的保护范围之内。

如图1所示，本发明一种汽轮发电机组回热系统包括汽轮机的高压缸10和高压加热器20，高压缸10上设有排汽口和抽汽压力依次升高的多个高压抽汽口，即高压抽汽口2的抽汽压力高于高压抽汽口1的抽汽压力，依次类推。高压缸10上的每个高压抽汽口各通过一个高压抽汽管路与高压加热器20的进汽口连接，在第一高压抽汽管路上设有第一抽汽逆止门11和第一隔绝门12，在第二高压抽汽管路上设有第二抽汽逆止门21和第二隔绝门22，依次类推。高压加热器20是利用汽轮机抽汽加热的最后一级加热器，也就是说，高压加热器20的出水口与锅炉省煤器30的进水口相连接，锅炉省煤器30位于锅炉烟道内，而脱硝系统反应器40位于锅炉省煤器30下游的烟道内，因此，经高压加热器20加热后的锅炉给水温度会影响锅炉省煤器30的出口烟温，也就是会影响脱硝系统反应器40的入口烟温。

高压缸10上与高压加热器20相连接的高压抽汽口至少设置两个，根据需要也可以设置三个或更多个高压抽汽口。图2所示是一个具有三个高压抽汽口的实施例，高压缸10上的第一高压抽汽口1通过第一抽汽管路与高压加热器20的进汽口连接，在第一高压抽汽管路上设有第一抽汽逆止门11和第一隔绝门12；第二高压抽汽口2通过第二抽汽管路也与高压加热器20的进汽口连接，在第二高压抽汽管路上设有第二抽汽逆止门21和第二隔绝门22；第三高压抽汽口3通过第三抽汽管路也与高压加热器20的进汽口连接，在第三高压抽汽管路上设有第三抽汽逆止门31和第三隔绝门32。上述各隔绝门均与一个自动控制系统相连接，由自动控制系统控制隔绝门的打开或关闭。

第一高压抽汽口1的抽汽压力最低，其它高压抽汽口在第一高压抽汽口1的前面逆着高压缸的进汽方向依次排列，因此，逆着高压缸的进汽方向，这些高压抽汽口的抽汽压力是依次升高的。

下面说明上述实施例中汽轮发电机组回热系统的运行方法。

当汽轮发电机组运行在额定负荷时，第一高压抽汽口1的抽汽压力P₀，打开第一高压抽汽管路上的隔绝门12，关闭其它高压抽汽管路上的隔绝门22、32，使第一高压抽汽口1为高压加热器20供汽，锅炉给水在高压加热器20中正好可以被加热到合适的温度。

当汽轮发电机组在低于额定负荷的状态下运行时，此时第一高压抽汽口1的抽汽压力已低于P₀，而第二高压抽汽口2的抽汽压力如果仍然高于P₀，那么继续由第一高压抽汽口1为高压加热器20供汽；如果第二高压抽汽口2的抽汽压力小于等于P₀，而第三高压抽汽口3的抽汽压力高于P₀，那么就打开第二高压抽汽管路上的隔绝门22，使第二高压抽汽口2为高压加热器20供汽，而关闭其它抽汽管路上的隔绝门12、32，依次类推，提高机组在低于额定负荷的区间运行时的锅炉给水温度。也就是说，本实施例的运行方法是，只选择一个抽汽压力小于或等于P₀且更接近于P₀的高压抽汽口为高压加热器供汽，关闭其它高压抽汽管路上的隔绝门。这样，在不同负荷工况下，本实施例的运行方法都可以最大限度地保证锅炉给水在高压加热器20中可以被加热到比较合适的温度，同时不会产生超温现象。

现以图1所示的具有两个高压抽汽口的情况为例，说明如下。

除高压缸的第一高压抽汽口1外，第二高压抽汽口2的抽汽参数选择不同，对锅炉给水的加热量也不同，理论上对给水加热量越大，回热系统效率越高。当机组运行在70％额定负荷时，如果此时第二高压抽汽口2的抽汽压力与第一高压抽汽口1在额定负荷时的抽汽压力P₀相同，那么当机组在40％～70％额定负荷的负荷区间运行时，关闭第一高压抽汽管路上的隔绝门12，打开第二高压抽汽管路上的隔绝门22，使第二高压抽汽口2为高压加热器20供汽，则高压缸抽汽对给水的加热量最大，热力系统效率最高。

若汽轮发电机组运行在A％（A％大于50％）额定负荷以下，如果采用第一高压抽汽口1为高压加热器20供汽，因省煤器出口烟温低于SCR脱硝系统所要求的最低入口烟温320℃，不能投SCR脱硝系统时，那么应使第二高压抽汽口2在50％额定负荷时的压力大于或等于机组在A％额定负荷时第一高压抽汽口1的抽汽压力（抽汽口尺寸要保证抽汽量足够用于加热给水），当机组在50%额定负荷运行时，采用第二高压抽汽口2给高压加热器供汽，就可保证脱硝系统正常运行。

本技术适用于亚临界、超临界、超超临界等参数、不同出力的汽轮发电机组。以某600MW亚临界机组为例。

某600MW亚临界机组在某年11月份，不同负荷工况下，锅炉给水温度、省煤器出口烟温实际数据对比见表一。可以看到，在只有第一高压抽汽口的现有技术中，当机组在60%额定负荷以下运行时，省煤器出口烟温已经降到320℃以下，脱硝系统无法投运。而采用本发明的技术方案，当机组运行在70％额定负荷时，如果此时第二高压抽汽口2的抽汽压力与第一高压抽汽口1在额定负荷时的抽汽压力P₀相同，那么当机组在40％至70％额定负荷运行时，关闭第一高压抽汽口1的抽汽，投入第二高压抽汽口2的抽汽至高压加热器20，当机组运行在40％额定负荷时，给水温度为255℃，省煤器出口烟温325℃。因此，通过在高压缸上设置多个高压抽汽口，选择性地给高压加热器供汽，锅炉给水温度在40％～70％负荷区间比原来提高了25℃或更高，机组低负荷运行热力系统循环效率得到明显提升、供电煤耗下降的同时，机组在最低稳燃负荷即40％额定负荷运行时，锅炉给水温度255℃，省煤器出口烟温325℃（大于320℃），均满足SCR脱硝系统投运条件，超出国家环保规定的50％投运脱硝的要求，真正实现机组全天候脱硝。

表一：600MW亚临界机组各工况下的实际数据对比

图3所示是本发明的第三种实施例，与图2所示实施例不同的是，本实施例在除压力最低的高压抽汽管路外，其余高压抽汽管路上各设有一个调节门。高压缸10上的第一高压抽汽口1通过第一抽汽管路与高压加热器20的进汽口连接，在第一高压抽汽管路上设有第一抽汽逆止门11和第一隔绝门12；第二高压抽汽口2通过第二抽汽管路也与高压加热器20的进汽口连接，在第二高压抽汽管路上设有第二抽汽逆止门21、第二隔绝门22和第二调节门23；第三高压抽汽口3通过第三抽汽管路也与高压加热器20的进汽口连接，在第三高压抽汽管路上设有第三抽汽逆止门31、第三隔绝门32和第三调节门33。上述各隔绝门、调节门均与一个自动控制系统相连接，由自动控制系统控制调节门的开度调节和隔绝门的打开或关闭。

对应于上述第三种实施例的运行方法是，当汽轮发电机组运行在额定负荷时，打开第一高压抽汽管路上的第一隔绝门12，关闭其它高压抽汽管路上的隔绝门22、32，使抽汽压力最低的第一高压抽汽口1给高压加热器20供汽，此时第一高压抽汽口1的抽汽压力设为P₀；当汽轮发电机组在低于额定负荷的状态下运行时，此时第一高压抽汽口1的抽汽压力已低于P₀，而第二高压抽汽口2的抽汽压力如果高于P₀，那么就打开第二高压抽汽管路上的隔绝门22，调节该高压抽汽管路上调节门23的开度，使该调节门23的出口压力等于P₀，关闭其它抽汽管路上的隔绝门12、32，由第二高压抽汽口2为高压加热器20供汽；如果第二高压抽汽口2的抽汽压力也低于P₀，而第三高压抽汽口3的抽汽压力如果高于P₀，那么就打开第三高压抽汽管路上的隔绝门32，调节该高压抽汽管路上调节门33的开度，使该调节门33的出口压力等于P₀，关闭其它抽汽管路上的隔绝门12、22，由第三高压抽汽口3给高压加热器20供汽，依此类推。也就是说，选择一个抽汽压力大于等于P₀且更接近于P₀的高压抽汽口为高压加热器20供汽，打开该高压抽汽口所连接高压抽汽管路上的隔绝门，调节该高压抽汽管路上调节门的开度，使该调节门的出口压力等于P₀，关闭其它高压抽汽管路上的隔绝门。通过调节门的调节，可以使汽轮发电机组在不同的负荷工况下，都能提供与额定负荷工况相同的抽汽压力给高压加热器20加热，从而使锅炉给水的温度基本不变。

Claims (9)

1.一种汽轮发电机组回热系统，包括汽轮机的高压缸（10）和高压加热器（20），高压缸（10）上设有排汽口和抽汽压力依次升高的多个高压抽汽口（1，2，3），其特征是，每个高压抽汽口（1，2，3）各通过一个高压抽汽管路与同一个高压加热器（20）的进汽口连接，每个高压抽汽管路上都设有抽汽逆止门（11，21，31）和隔绝门（12，22，32）。

2.根据权利要求1所述的汽轮发电机组回热系统，其特征是，还包括一自动控制系统，所述隔绝门（12，22，32）均与自动控制系统相连接。

3.根据权利要求2所述的汽轮发电机组回热系统，其特征是，除压力最低的一个高压抽汽管路外，其余高压抽汽管路上还设有调节门（23、33），所述调节门（23、33）也与自动控制系统相连接。

4.根据权利要求1所述的汽轮发电机组回热系统，其特征是，所述高压加热器（20）的出水口与锅炉省煤器（30）的进水口相连接。

5.根据权利要求1所述的汽轮发电机组回热系统，其特征是，所述高压缸（10）上的高压抽汽口（1，2，3）为两个或三个。

6.一种汽轮发电机组回热系统的运行方法，其特征是，所述回热系统包括汽轮机的高压缸（10）和一个高压加热器（20），高压缸（10）上设有排汽口和抽汽压力依次升高的多个高压抽汽口（1，2，3），每个高压抽汽口（1，2，3）各通过一个高压抽汽管路与同一个高压加热器（20）的进汽口连接，每个高压抽汽管路上都设有抽汽逆止门（11，21，31）和隔绝门（12，22，32），当汽轮发电机组运行在额定负荷时，打开第一高压抽汽管路上的隔绝门（12），关闭其它高压抽汽管路上的隔绝门（22，32），使抽汽压力最低的第一高压抽汽口（1）为高压加热器（20）供汽，此时第一高压抽汽口（1）的抽汽压力设为P₀；当汽轮发电机组在低于额定负荷的状态下运行时，选择一个抽汽压力小于或等于P₀且更接近于P₀的高压抽汽口为高压加热器（20）供汽，关闭其它高压抽汽管路上的隔绝门。

7.根据权利要求6所述的汽轮发电机组回热系统的运行方法，其特征是，由自动控制系统实现所述隔绝门（12，22，32）的打开或关闭。

8.一种汽轮发电机组回热系统的运行方法，其特征是，所述回热系统包括汽轮机的高压缸（10）和一个高压加热器（20），高压缸（10）上设有排汽口和抽汽压力依次升高的多个高压抽汽口（1，2，3），每个高压抽汽口（1，2，3）各通过一个高压抽汽管路与同一个高压加热器（20）的进汽口连接，每个高压抽汽管路上都设有抽汽逆止门（11，21，31）和隔绝门（12，22，32），除压力最低的一个高压抽汽管路外，其余高压抽汽管路上还设有调节门（23、33），当汽轮发电机组运行在额定负荷时，打开第一高压抽汽管路上的隔绝门（12），关闭其它高压抽汽管路上的所有阀门，使抽汽压力最低的第一高压抽汽口（1）为高压加热器（20）供汽，此时第一高压抽汽口（1）的抽汽压力设为P₀；当汽轮发电机组在低于额定负荷的状态下运行时，选择一个抽汽压力大于等于P₀且更接近于P₀的高压抽汽口为高压加热器（20）供汽，打开该高压抽汽口所连接高压抽汽管路上的隔绝门，调节该高压抽汽管路上调节门的开度，使该调节门的出口压力等于P₀，关闭其它高压抽汽管路上的所有阀门。

9.根据权利要求8所述的汽轮发电机组回热系统的运行方法，其特征是，由自动控制系统实现所述调节门（23、33）的开度调节和所述隔绝门（12，22，32）的打开或关闭。

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