CN104763485B - 一种补热型超高压/亚临界背压供热机组热力系统 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种补热型超高压/亚临界背压供热机组热力系统，该系统包括补热系统、低压回热系统、高压回热系统、锅炉、汽轮机和/或驱动锅炉给水泵的小汽轮机，所述低压回热系统与高压回热系统以及小汽轮机相接，高压回热系统与锅炉以及汽轮机相接，锅炉与汽轮机相接，补热系统与锅炉相接；所述汽轮机主蒸汽压力高于常规压力，达到超高压、亚临界或者超临界等级；所述补热系统包括补热器，补热器利用锅炉烟气热量补充加热汽轮机的排汽或抽汽，其蒸汽温度达到要求后再对外供热；所述补热器采用常规锅炉省煤器的管材制成。本发明可提高背压机组的蒸汽作功能力，在完成一定的供热任务条件下，大幅提高发电工况，明显增加发电厂的经济收益。

Description

一种补热型超高压/亚临界背压供热机组热力系统

技术领域

本发明涉及发电厂中的热力系统，具体涉及一种背压供热机组热力系统。

背景技术

背压供热机组(以下简称“背压机组”)是热电联产运行的机组，热电联产能使能源得到合理利用。在各种型式的发电机组中，背压机组由于汽轮机排汽直接用于供热，消除了凝汽器的冷源损失，热力循环效率高，从而节约了能源、减少了污染物排放，故而得到广泛应用。

背压机组根据汽轮机中间级是否提供抽汽供热功能，分为纯背压机组和抽背机组。纯背压机组只能提供一种参数的供热蒸汽，抽背机组可同时提供中压供热蒸汽和低压供热蒸汽，满足不同热用户的需求。具体到生产实践中，需根据供热区域内的热负荷特性确定选用何种型式的背压机组。

热用户一般要求供热蒸汽的参数是稳定的，并达到一定的压力和温度，这就要求背压机组具有一定的蒸汽参数调节功能，较常见的做法为：保证汽轮机排汽和/或抽汽的压力为额定压力，汽轮机排汽和/或抽汽的温度稍高于额定温度，在此基础上，喷入减温水调节蒸汽温度，并保持蒸汽压力不变。

随着技术水平的日益提高，人们越来越关注发电机组的经济性，提高汽轮机的主蒸汽初参数是提高发电机组热力循环效率、提高主蒸汽作功能力的主要途径，包括提高主蒸汽压力和温度。

在一定的供热蒸汽压力下，当汽轮机具有正常或较高的膨胀效率时，提高主蒸汽压力，会导致汽轮机排汽和/或抽汽温度降低，当主蒸汽压力达到超高压、亚临界等级时，供热蒸汽温度多达不到供热的要求。提高主蒸汽初温主要受锅炉高温受热面材料的限制，在目前技术水平下，进一步提高主蒸汽初温的代价是很大的，机组高温部件的材料需选用更高等级的金属材料，发电厂的初始投资会随之大幅增加。所以对于背压机组，采用现有的技术方案，汽轮机侧的主蒸汽参数最高为高温、高压等级，如8.83MPa/535℃。

综上所述，采用现有的技术方案，已无法进一步大幅提高背压机组的主蒸汽压力，来提高机组运行的经济性。

发明内容

本发明的目的是针对现有技术存在的不足，提供一种补热型超高压/亚临界背压供热机组热力系统及发电厂。

为实现上述发明目的，本发明采用的技术方案为一种补热型超高压/亚临界背压供热机组热力系统，包括补热系统、低压回热系统、高压回热系统、锅炉、汽轮机和/或驱动高压给水泵的小汽轮机等，所述低压回热系统与高压回热系统以及小汽轮机相接，高压回热系统与锅炉以及汽轮机相接，锅炉与汽轮机相接，补热系统与锅炉相接；所述汽轮机主蒸汽压力高于同容量等级机组的常规压力(背压供热机组常规最高主蒸汽压力等级在8.83MPa左右)，达到超高压、亚临界等级甚至超临界等级，此时用于供热的汽轮机排汽和/或抽汽的温度多低于热用户和/或加热工艺要求的温度，所述补热系统包括补热器，补热器利用锅炉烟气热量补充加热汽轮机的排汽或抽汽，其蒸汽温度达到要求后再对外供热。由于常规对外供热蒸汽温度多低于400℃，补热器可以不采用耐高温管材，可以利用常规锅炉省煤器的管材，如碳素钢20G；补热器所处的烟气温度较低(一般要求≤450℃)，采用碳素钢20G或耐温等级相近管材的补热器可以干烧运行(即补热器内不通蒸汽冷却)。

所述汽轮机主蒸汽参数可以达到超高压、亚临界等级，例如主蒸汽压力/温度为：13.24MPa/535℃、13.24MPa/555℃、16.67MPa/535℃、16.67MPa/555℃。

上述补热系统连接在汽轮机排汽口和/或抽汽口之后、供热分汽缸之前，以提高供热蒸汽的温度，满足热用户和/或加热工艺的要求。

作为一种优选，所述补热器布置在锅炉尾部烟道内，与省煤器并列运行。为了提高供热蒸汽品质，所述补热系统还设有补热旁路阀。正常运行时，用于供热的一部分汽轮机排汽和/或抽汽经补热器升温，另一部分经旁路阀，两者混合后进入供热分汽缸和/或对外供热管道，当供热蒸汽温度偏高时，增大补热旁路阀的开度，反之减小补热旁路阀的开度。

作为一种优选，所述补热器布置在锅炉尾部烟道的旁路内，与锅炉尾部烟道内的相关受热面(锅炉省煤器、低温过热器等)并列运行。为了提高供热蒸汽品质，所述补热系统还设有烟道旁路挡板，布置在锅炉尾部烟道的旁路出口和/或入口，正常运行时，通过调节挡板开度来调整供热蒸汽温度。

所述补热系统之后布置减温器和减温阀，用于细调或快速调节供热蒸汽温度，进一步增强蒸汽品质的调节能力。当汽轮机侧的供热蒸汽温度已偏高，无需进一步在锅炉内补热；或补热后的供热蒸汽温度偏高时，打开并调节减温阀，减温器投入使用，向蒸汽中喷入减温水。作为一种优选，前述减温水来自于高压给水泵出口。

上述低压回热系统包括除盐水加热器和轴封加热器，轴封加热器布置在除盐水加热器上游。

背压机组的补充水流量一般较大或很大，多为没有除过氧的除盐水，为了增强热力系统的除氧能力，以利于发电厂长期安全稳定运行，作为一种优选，所述低压回热系统还可以采用低压除氧器和低压给水泵，低压除氧器出水口与低压给水泵相连。低压除氧器主要工作汽源为驱动给水泵的小汽轮机排汽，低压除氧器优选采用大气压式除氧器，即工作压力(绝对压力)0.117MPa、温度104℃等级。现有技术下的高温高压背压机组，由于高压给水泵轴功率较小，小汽轮机的排汽量较小，一般不足以将轴封加热器后的全部除盐水加热至104℃；本发明的背压机组，由于高压给水泵轴功率较大，小汽轮机的排汽量较大，全部热量足够将轴封加热器后的全部除盐水加热至104℃，通过调节小汽轮机排汽在除盐水加热器、低压除氧器间的分配比例，能维持低压除氧器稳定运行。

上述高压回热系统包括高压加热器、高压除氧器和高压给水泵，高压除氧器出水口与高压给水泵相连，高压加热器可以是一个，也可以是多个，布置在高压给水泵下游。

上述低压除氧器和高压除氧器均为混合式加热器，上述轴封加热器、除盐水加热器和高压加热器均为表面式换热器。

有益效果：本发明可以在现有技术基础上，提高背压机组的主蒸汽压力，从而提高了机组主蒸汽的作功能力，在满足供热需求的条件下，发电功率、供电功率的增长幅度要远大于机组耗煤量的增长幅度，直接经济效益明显。虽然在一定的供热蒸汽压力下，过度提高主蒸汽初压会使汽轮机排汽和/或抽汽的温度下降至热用户所要求的温度以下，但可以通过本发明中增设的补热系统，提高排汽和/或抽汽的温度，以满足热用户的需求。补热系统的设置还可以增大背压机组汽轮机选型、辅机配置的自由度以及增大对外供热汽温的调节手段。

附图说明

图1示出现有技术中背压式供热机组热力系统；

图2是本发明实施例1中的补热型背压式供热机组热力系统图；

图3是本发明实施例2中的补热型背压式供热机组热力系统图；

图4示出实施例1和2中补热系统的主要部件以及补热器的具体布置位置；

图5是本发明中涉及补热系统的另一种技术方案示意图；

图6是本发明实施例5中的补热型背压式供热机组热力系统图；

图1-6中：1为补热系统，2为低压回热系统，3为高压回热系统，4为锅炉，5为汽轮机，6为小汽机，7为省煤器，8为尾部烟道旁路；10为第一供热分汽缸(低压供热)，20为第一减温阀，30为第一减温器，40为第二供热分汽缸(中压供热)，50为第二减温阀，60为第二减温器，70为发电机，80为除盐水箱，90为补充水泵；11为第一补热器，12为第一补热旁路阀，13为第二补热器，14为第二补热旁路阀；21为轴封加热器，22为除盐水加热器，23为疏水泵，24为低压除氧器，25为低压给水泵；31为高压除氧器，32为高压给水泵，33为第一高压加热器，34为第二高压加热器；81为入口烟道旁路挡板，82为出口烟道旁路挡板；A、B、C为轴封蒸汽；D为锅炉给水，E为汽轮机排汽，F为低压供热蒸汽，G为汽轮机抽汽，H为中压供热蒸汽。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施例，进一步阐明本发明，本实施例在以本发明技术方案为前提下进行实施，应理解这些实施例仅用于说明本发明而不用于限制本发明的范围。

以下首先对本发明的技术术语进行说明。

背压：汽轮机的排汽压力高于一个标准大气压。

抽汽：从汽轮机中间级抽出蒸汽。

回热系统：利用已在汽轮机中作过功的抽汽，通过加热器用抽汽放热来加热凝结水或给水，以提高进入锅炉给水温度的加热系统。

混合式加热器：加热蒸汽与被加热的水两种介质的热量交换是依靠两者直接接触并相互混合来实现的，冷热两种介质在热量传递的同时，伴随着质量的混合。

表面式加热器：加热蒸汽与被加热的水两种介质被金属壁面隔开，在换热过程中，两种介质互不接触，热量由热介质通过金属壁面传递给冷介质。

除氧器：发电厂的除氧器是回热系统中的混合式加热器，用于除去给水中的溶解氧和其它不凝结的气体，防止热力设备的腐蚀，其方法是用蒸汽直接与给水混合，从而加热给水至除氧器运行压力所对应的饱和温度。一般而言，低压除氧器工作压力0.118MPa，水温加热到104℃时含氧量不大于15μg/L；高压除氧器工作压力0.618MPa，水温加热到160℃时含氧量不大于7μg/L。

图1示出现有技术中背压式供热机组热力系统。现有技术中，50MW等级的抽背机组的主蒸汽参数多为8.83MPa/535℃。此热力系统的流程为：主蒸汽从锅炉出来，进入汽轮机作功，蒸汽压力和温度随之下降；在蒸汽压力降至中压供热的额定压力处，抽取蒸汽，该蒸汽的温度一般稍高于供热要求，喷入少量减温水，使蒸汽温度调整至中压供热的额定温度；抽汽后剩余的蒸汽在汽轮机中继续膨胀作功，蒸汽压力和温度进一步下降，此时汽轮机排汽压力为低压供热的额定压力，排汽温度稍高于低压供热的额定温度，同样喷入减温水，调整蒸汽温度至额定值；上述汽轮机直接驱动发电机，其排汽还进入小汽机作功，小汽机驱动高压给水泵，小汽机排汽加热除盐水；上述汽轮机排汽、抽汽以及轴封蒸汽还进入低压回热系统和高压回热系统，用于提高凝结水和/或给水温度；锅炉把给水加热至过热蒸汽，即为主蒸汽。上述过程形成一个完整的热力循环。

实施例1

图2所示热力系统中主蒸汽参数为13.24MPa/535℃，系统流程与现有技术大体相似，但在保证供热额定压力的条件下，汽轮机排汽和/或抽汽的温度已经低于供热额定温度，因此增设了补热系统。补热系统连接在汽轮机排汽口和/或抽汽口之后、供热分汽缸之前，包括第一补热器、第一补热旁路阀、第二补热器、第二补热旁路阀，与第一减温阀、第一减温器、第二减温阀、第二减温器，共同调整汽轮机排汽和/或抽汽的温度，使供热蒸汽品质符合热用户的要求。

实施例2

图3所示热力系统中主蒸汽参数为13.24MPa/555℃，系统流程与本发明的实施例1基本类似，所不同的是在低压回热系统中增设低压除氧器和低压给水泵，布置在轴封加热器和除盐水加热器之间。低压除氧器与高压除氧器串联运行，低压除氧器预先除去除盐水中的主要或部分氧气和其它不凝结的气体，减轻除盐水加热器的腐蚀，并减轻高于除氧器的除氧负荷，高压除氧器进一步降低除盐水中的溶解氧和不凝结气体，保证热力系统后续设备能够长期安全稳定运行。

实施例3

实施例3的热力系统与实施例1类似，所不同的是补热系统的具体设计以及主蒸汽参数进一步提高至16.67MPa/535℃。图4示出实施例1中补热系统主要包括补热器和补热旁路阀，补热器布置在锅炉尾部烟道内，大致与省煤器并列；图5示出补热系统的另一种技术方案，补热器布置在锅炉尾部烟道旁路内，在旁路出口和入口设有烟道旁路挡板，调节挡板开度，即可调整蒸汽温度。以图5所示的补热系统代替图2中的补热系统，即为实施例3的热力系统图。值得说明的是，仅调节烟道旁路挡板的开度，难以使低压供热和中压供热蒸汽参数同时达到额定值，这就要求减温器也投入使用，协调控制供热蒸汽参数。

实施例4

实施例4的热力系统与实施例2类似，所不同的是补热系统的具体设计以及主蒸汽参数进一步提高至16.67MPa/555℃。图4示出实施例2中补热系统主要包括补热器和补热旁路阀，补热器布置在锅炉尾部烟道内，大致与省煤器并列；图5示出补热系统的另一种技术方案，补热器布置在锅炉尾部烟道旁路内，在旁路出口和入口设有烟道旁路挡板，调节挡板开度，即可调整蒸汽温度。以图5所示的补热系统代替图3中的补热系统，即为实施例4的热力系统图。值得说明的是，仅调节烟道旁路挡板的开度，难以使低压供热和中压供热蒸汽参数同时达到额定值，这就要求减温器也投入使用，协调控制供热蒸汽参数。

实施例5

图6所示热力系统的流程与本发明的实施例4基本类似，所不同的是汽轮机无中间级抽汽，机组不提供中压供热，高压回热系统也简化为一个高压加热器。

为了进一步说明本发明对现有技术的改进之处以及改进后的有益之处，以下量化分析上述现有技术和实施例1-4的差别。

由于背压机组必须以热定电运行，以下分析中假定采用不同技术方案的额定供热参数不变。额定供热参数：①中压供热蒸汽流量85t/h、压力2.6MPa、温度365℃；②低压供热蒸汽流量250t/h、压力1.6MPa、温度310℃。

下表为采用上述不同技术方案时供热参数调整方式以及所获得的收益。

表中，汽轮机抽汽温度是指在保证中压供热额定流量85t/h、额定压力2.6MPa的条件下汽轮机中间级抽汽的温度；汽轮机排汽温度是指在保证低压供热额定流量250t/h、额定压力1.6MPa的条件下汽轮机排汽的温度；直接经济收益是在假定上网电价0.53元/kWh、标准煤价850元/t、机组年利用小时6000h的条件下计算得到的。

量化分析结果表明，随着主蒸汽参数的提高，机组发电功率的增长幅度要远大于机组耗煤量的增长幅度，直接经济效益明显。应当说明，上述经济收益主要来源于主蒸汽参数的提高，采用补热系统所增加的燃煤耗量很小。至于低压回热系统中是否增设低压除氧器对机组经济性的影响较小，但增设低压除氧器有利于防止热力设备的腐蚀，进而有利于机组长期安全稳定运行。

以上结合附图详细描述了本发明的优选实施方式，但是，本发明并不限于上述实施方式中的具体细节。在本发明的技术构思范围内，可以对本发明的技术方案进行多种简单变型，这些简单变型均属于本发明的保护范围。

另外需要说明的是，在上述具体实施方式中所描述的各个具体技术特征，在不矛盾的情况下，可以通过任何合适的方式进行组合。为了避免不必要的重复，本发明对各种可能的组合方式不再另行说明。总之，只要不违背本发明的技术思想，都应视为本发明所公开的内容。

Claims (10)

1.一种补热型超高压/亚临界背压供热机组热力系统，其特征在于：包括补热系统、低压回热系统、高压回热系统、锅炉、汽轮机和驱动高压给水泵的小汽轮机，所述低压回热系统与高压回热系统以及小汽轮机相接，高压回热系统与锅炉以及汽轮机相接，锅炉与汽轮机相接，补热系统与锅炉相接；所述汽轮机的主蒸汽压力高于同容量等级机组的常规压力，达到超高压、亚临界等级；所述补热系统包括补热器，补热器利用锅炉烟气热量补充加热汽轮机的排汽或抽汽，其蒸汽温度达到要求后再对外供热；所述补热器采用常规锅炉省煤器的管材制成。

2.如权利要求1所述的补热型超高压/亚临界背压供热机组热力系统，其特征在于：所述补热系统连接在汽轮机排汽口和/或抽汽口之后且在供热分汽缸和/或对外供热管道之前，所述补热器布置在锅炉尾部烟道内，与锅炉省煤器并列运行。

3.如权利要求2所述的补热型超高压/亚临界背压供热机组热力系统，其特征在于：所述补热系统还设有补热旁路阀，正常运行时，用于供热的一部分汽轮机排汽和/或抽汽经补热器升温，另一部分经补热旁路阀，两者混合后进入供热分汽缸和/或对外供热管道，当供热蒸汽温度偏高时，增大补热旁路阀的开度，反之减小补热旁路阀的开度。

4.如权利要求1所述的补热型超高压/亚临界背压供热机组热力系统，其特征在于：所述补热系统连接在汽轮机排汽口和/或抽汽口之后且在供热分汽缸和/或对外供热管道之前，所述补热器布置在锅炉尾部烟道的旁路内，与锅炉尾部烟道内的锅炉省煤器以及低温过热器并列运行。

5.如权利要求4所述的补热型超高压/亚临界背压供热机组热力系统，其特征在于：所述补热系统还设有烟道旁路挡板，布置在锅炉尾部烟道的旁路出口和/或入口，正常运行时，通过调节烟道旁路挡板开度来调整供热蒸汽温度。

6.如权利要求1-5任一项所述的补热型超高压/亚临界背压供热机组热力系统，其特征在于：所述补热系统之后布置减温器和减温阀，用于细调或快速调节供热蒸汽温度；若汽轮机侧的供热蒸汽温度已偏高，无需进一步在锅炉内补热，或补热后的供热蒸汽温度偏高时，打开并调节减温阀，减温器投入使用，向蒸汽中喷入减温水。

7.如权利要求1所述的补热型超高压/亚临界背压供热机组热力系统，其特征在于：所述低压回热系统包括除盐水加热器和轴封加热器，轴封加热器布置在除盐水加热器上游；所述高压回热系统包括高压加热器、高压除氧器和高压给水泵，高压除氧器出水口与高压给水泵相连，高压加热器至少有一个，布置在高压给水泵下游。

8.如权利要求7所述的补热型超高压/亚临界背压供热机组热力系统，其特征在于：所述高压加热器有两个，布置在高压给水泵下游。

9.如权利要求1所述的补热型超高压/亚临界背压供热机组热力系统，其特征在于：所述低压回热系统采用低压除氧器和低压给水泵，低压除氧器出水口与低压给水泵相连，低压除氧器主要工作汽源为驱动高压给水泵的小汽轮机的排汽。

10.如权利要求9所述的补热型超高压/亚临界背压供热机组热力系统，其特征在于：所述低压除氧器采用大气压式除氧器，即工作压力0.117MPa、温度104℃。