CN105736068A - 与无再热汽轮机排汽供热耦合的高背压热电联产系统 - Google Patents
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Abstract
本发明属于热电技术领域，涉及一种与无再热汽轮机排汽供热耦合的高背压热电联产系统。发电系统增设无再热中压汽轮机和发电机Ⅱ，供热系统主要包括高背压供热凝汽器、无再热中压汽轮机、热网加热器、远程热网和近程热网。主汽轮机的低压缸排汽进入供热凝汽器凝结放热，凝汽器循环水吸热后进入近程热网或热网加热器，热网水经热网加热器由无再热中压汽轮机排汽进一步加热后进入远程热网，远程和近程热网回水混合后进入凝汽器。本发明利用汽轮机排汽余热，减少冷源损失；近程和和远程热网回水混合，使得进入凝汽器的热网回水温度降低，提高余热利用效率。本发明适用于有近程低温热需求的300MW及以上大容量机组的供热改造。
Description
技术领域
本发明属于热电技术领域，特别涉及一种与无再热汽轮机排汽供热耦合的高背压热电联产系统。
背景技术
热电提高能源转换效率、实现能量高效利用和污染物一体化控制是煤炭等化石能源实现节能减排的重要途径，热电联产则重要措施之一。热电联产机组在发电的同时对外供热，可有效地减少冷源损失。采用热电联产技术，火力发电能源综合利用效率理论上可提高到80％以上。
现有技术下，采用热电联产技术进行集中供热的标煤耗约为39.8kg/GJ，与区域锅炉房(供热煤耗约50kg/GJ)和分散小锅炉(供热煤耗约60kg/GJ)的供热煤耗相比，具有巨大的节能优势。如果从新增热电联产装机、对现役凝气式火电机组开展供热改造，以及对部分供热小锅炉进行热电联产改造等方面入手，进一步推动热电联产技术的应用，有望形成1亿吨标煤以上的节能潜力。
“十二五”期间，我国热电联产技术发展迅猛，主要表现在，在供热模式上突破了常规的抽汽供热，其中大机组高背压循环水直接供热更是取得了重大进展。采用高背压供热技术，即在机组供热期，采用叶片级数相对减少的低压转子，将汽轮机背压提至较高的参数，如54kPa，凝汽器作为一级热网加热器，可将循环水加热到80℃，这部分热水经抽汽补充加热至120～130℃，以满足热网的需求。在非供热期可切换回凝汽式低压转子，运行背压恢复至5～7kPa。这样，在供热期时，汽轮机的排汽余热得到了完全利用，效率高达95％以上。
近年来，低品位供热理论和实施技术的日渐成熟，新建楼宇中更多采用地暖以及风机盘管技术，与传统暖气片型散热器相比，供回水供回水温度需求仅为50/40℃。因此高背压循环水直接供热即可满足供热温度要求，而对老建筑和离热电厂较远的用户而言，则需要提高供水温度增加热网水的输运能力。同时看到，若进入供热凝汽器热网水温度过高，对高背压汽轮机排汽余热利用非常不利，因此，如何根据不同的供热需求达到能量的梯级利用势在必行。
300MW热电联产机组大多采用中压缸排汽作为热网加热器的供热热源，其压力等级为0.4～1.0MPa，对应的温度范围为200～300℃，远高于供热所需，造成高品位能量的极大浪费。
基于上述问题，亟需一种既能满足复杂供热需求，又能减少由于供热抽汽对机组发电能力影响的新型热电联产系统，在保证供热品质的前提下，仍具有较高的发电能力，达到热电联产系统的深度节能。
发明内容
本发明的目的在于提供一种与无再热汽轮机排汽供热耦合的高背压热电联产系统，用以解决背景技术中提到的复杂供热需求，减少由于供热对机组发电量影响等问题，从而在保证热用户采暖舒适度的前提下，发电能力较高，达到热电联产系统的深度节能。
为实现上述目标，本发明提出的技术方案是，与无再热汽轮机排汽供热耦合的高背压热电联产系统由发电系统侧和供热系统侧组成；发电系统侧，汽轮发电机组包括发电机Ⅰ14、高压缸2、中压缸4、低压缸13、发电机Ⅱ12和无再热中压汽轮机5，发电机Ⅰ14与主汽轮机的高压缸2、中压缸4和低压缸13同轴布置，发电机Ⅱ12与增设的无再热中压汽轮机5同轴布置，发电机Ⅰ14的轴与低压缸13的轴连接，低压缸13的轴和中压缸4的轴连接，中压缸4的轴和高压缸2的轴连接，发电机Ⅱ12的轴和无再热中压汽轮机5的轴连接；
汽轮发电机组的蒸汽管路为，锅炉1过热器出口与高压缸2进汽口连接，锅炉1再热器出口与中压缸4进汽口连接，中压缸4排汽口与低压缸13进汽口连接，高压缸2排汽口分成3路，第一路与锅炉1再热器进口连接，第二路与抽汽控制阀3进口连接，抽汽控制阀3出口与无再热中压汽轮机5进汽口连接，第三路与Ⅱ号高压加热器24进汽口连接，无再热中压汽轮机5排汽口与热网加热器7蒸汽进口连接，低压缸13排汽口与凝汽器15喉部连接，高压缸2抽汽口与Ⅰ号高压加热器25进汽口连接，无再热中压汽轮机5的四级抽汽口分别与Ⅲ号高压加热器23进汽口、除氧器21进汽口、Ⅴ号低压加热器20进汽口和Ⅵ号低压加热器19进汽口连接，低压缸10的两级抽汽口分别与Ⅶ号低压加热器18进汽口和Ⅷ号低压加热器17进汽口连接；
汽轮发电机组的锅炉给水管路为，凝汽器15凝结水出口与凝结水泵16进口连接，凝结水泵16出口与Ⅷ号低压加热器17凝结水进口连接，Ⅷ号低压加热器17凝结水出口与Ⅶ号低压加热器18凝结水进口连接，Ⅶ号低压加热器18凝结水出口与Ⅵ号低压加热器19凝结水进口连接，Ⅵ号低压加热器19凝结水出口与Ⅴ号低压加热器20凝结水进口连接，Ⅴ号低压加热器20凝结水出口与除氧器21凝结水进口连接，除氧器21凝结水出口与给水泵22进口连接，给水泵22出口与Ⅲ号高压加热器23主给水进口连接，Ⅲ号高压加热器23主给水出口与Ⅱ号高压加热器24主给水进口连接，Ⅱ号高压加热器24主给水出口与Ⅰ号高压加热器25主给水进口连接，Ⅰ号高压加热器25主给水出口与锅炉1省煤器进水口连接；
汽轮发电机组的疏水管路为，Ⅰ号高压加热器25疏水出口与Ⅱ号高压加热器24疏水进口连接，Ⅱ号高压加热器24疏水出口与Ⅲ号高压加热器23疏水进口连接，Ⅲ号高压加热器23疏水出口与除氧器21除氧头连接，Ⅴ号低压加热器20疏水出口与Ⅵ号低压加热器19疏水进口连接，Ⅵ号低压加热器19疏水出口与Ⅶ号低压加热器18疏水进口连接，Ⅶ号低压加热器18疏水出口与Ⅷ号低压加热器17疏水进口连接，Ⅷ号低压加热器17疏水出口与凝汽器15凝结水箱连接，热网加热器7疏水出口与除氧器21除氧头连接；
供热系统侧包括近程热网6、远程热网8和热网加热器7，凝汽器15循环水出口与热网加热器7热水进口和近程热网6入口连接，热网加热器7热水出口与远程热网8入口连接，近程热网6出口和远程热网8出口连接后再与凝汽器15循环水进口连接；
所述近程热网6由M个并联设置的近程热用户9组成，M为2～100正偶数，近程热用户9入口与近程热网6入口连接，近程热用户9出口与近程热网6出口连接；
所述远程热网8由热力站10和N个并联设置的远程热用户11组成，N为2～100正偶数，热力站10入口与远程热网8入口连接，远程热用户11入口与热力站10出口连接，远程热用户11出口与远程热网8出口连接；
所述的凝汽器15为高背压供热凝汽器；
所述的无再热中压汽轮机5的排汽压力等级为0.1Mpa～0.4Mpa，对应饱和水温度为99.6℃～143.6℃；
所述的近程热网6的供水温度为60～80℃，回水温度为40～50℃；
所述的远程热网8的供水温度为100～130℃，回水温度为60～80℃。
本发明中，高压缸2部分排汽经抽汽控制阀3进入无再热中压汽轮机5，该股蒸汽不经过锅炉1再热器，无再热中压汽轮机5的四级抽汽同时为Ⅲ号高压加热器23、除氧器21、Ⅴ号低压加热器20和Ⅵ号低压加热器19提供热源抽汽，这样能显著地降低回热加热器的过热度，减少换热过程损。主汽轮机的中压缸4不抽汽，有效的改善通流结构，提高级效率。
增设的无再热中压汽轮机5的排汽压力等级为0.1Mpa～0.4Mpa，对应饱和水温度为99.6℃～143.6℃，其中排汽的压力由具体的机组参数和供热需求来决定，对供热温度要求较高的区域采用较高的供热压力，供热温度要求低的区域采用较低的供热压力，根据热负荷灵活设计排汽，在满足需求的条件下达到最佳的节能效果，因此本发明有较宽的适用性。
考虑到整个机组的轴不宜过长，因此增设的无再热中压汽轮机5配有独立的发电机Ⅱ12，与高压缸2、中压缸4、低压缸13和发电机Ⅰ14分轴运行。
与无再热汽轮机排汽供热耦合的高背压热电联产系统调节方式为：
供热期，通过更换低压缸13的低压转子，低压缸13高背压运行，低压缸两段回热抽汽为零；
非供热期，低压缸13凝汽式运行，Ⅶ号低压加热器18和Ⅷ号低压加热器17投入运行；同时无再热中压汽轮机5维持最小负荷工况运行，保证Ⅵ号低压加热器19、Ⅴ号低压加热器20、Ⅲ号高压加热器23和除氧器21的回热抽汽需要；
增设的无再热中压汽轮机5故障或检修时，Ⅵ号低压加热器19、Ⅴ号低压加热器20、Ⅲ号高压加热器23和除氧器21切回主汽轮机机组，此时与传统机组的热力系统结构与运行方式相同。
本发明的有益效果为：通过远程热网回水和近程热网回水的混合缓解了一次网回水温度较高的问题，同时高背压供热凝汽器利用排汽余热加热热网水，使得汽轮机的排汽余热得到高效利用；针对不同需求的热用户合理分配供热，供热舒适度提高，实现了能量的梯级利用；通过无再热中压汽轮机为部分回热加热器、除氧器和热网加热器提供热源，减少了回热加热器和除氧器的换热温差，减少了换热损，同时锅炉吸热量减少，相应的煤耗也会降低。通过以上的协同作用，最终使系统在满足供热需求的前提下，保留了较高的发电能力。
附图说明
图1为与无再热汽轮机排汽供热耦合的高背压热电联产系统示意图。
图中：1--锅炉，2--高压缸，3--抽汽控制阀，4--中压缸，5--无再热中压汽轮机，6--近程热网，7--热网加热器，8--远程热网，9--近程热用户，10--热力站，11--远程热用户，12--发电机Ⅱ，13--低压缸，14--发电机Ⅰ，15--凝汽器，16--凝结水泵，17--Ⅷ号低压加热器，18--Ⅶ号低压加热器，19--Ⅵ号低压加热器，20--Ⅴ号低压加热器，21--除氧器，22--给水泵，23--Ⅲ号高压加热器，24--Ⅱ号高压加热器，25--Ⅰ号高压加热器。
具体实施方式
下面结合附图及实施例对本发明作进一步说明。
图1为与无再热汽轮机排汽供热耦合的高背压热电联产系统，与无再热汽轮机排汽供热耦合的高背压热电联产系统，由发电系统侧和供热系统侧组成；发电系统侧，汽轮发电机组包括发电机Ⅰ14、高压缸2、中压缸4、低压缸13、发电机Ⅱ12和无再热中压汽轮机5，发电机Ⅰ14与主汽轮机的高压缸2、中压缸4和低压缸13同轴布置，发电机Ⅱ12与增设的无再热中压汽轮机5同轴布置。发电机Ⅰ14的轴与低压缸13的轴连接，低压缸13的轴和中压缸4的轴连接，中压缸4的轴和高压缸2的轴连接，发电机Ⅱ12的轴和无再热中压汽轮机5的轴连接。
汽轮发电机组的蒸汽管路为，锅炉1过热器出口与高压缸2进汽口连接，锅炉1再热器出口与中压缸4进汽口连接，中压缸4排汽口与低压缸13进汽口连接。高压缸2排汽口分成3路，第一路与锅炉1再热器进口连接，第二路与抽汽控制阀3进口连接，抽汽控制阀3出口与无再热中压汽轮机5进汽口连接，第三路与Ⅱ号高压加热器24进汽口连接。无再热中压汽轮机5排汽口与热网加热器7蒸汽进口连接，低压缸13排汽口与凝汽器15喉部连接，凝汽器15为高背压供热凝汽器。高压缸2抽汽口与Ⅰ号高压加热器25进汽口连接，无再热中压汽轮机5的四级抽汽口分别与Ⅲ号高压加热器23进汽口、除氧器21进汽口、Ⅴ号低压加热器20进汽口和Ⅵ号低压加热器19进汽口连接，低压缸10的两级抽汽口分别与Ⅶ号低压加热器18进汽口和Ⅷ号低压加热器17进汽口连接。
汽轮发电机组的锅炉给水管路为，凝汽器15凝结水出口与凝结水泵16进口连接，凝结水泵16出口与Ⅷ号低压加热器17凝结水进口连接，Ⅷ号低压加热器17凝结水出口与Ⅶ号低压加热器18凝结水进口连接，Ⅶ号低压加热器18凝结水出口与Ⅵ号低压加热器19凝结水进口连接，Ⅵ号低压加热器19凝结水出口与Ⅴ号低压加热器20凝结水进口连接，Ⅴ号低压加热器20凝结水出口与除氧器21凝结水进口连接，除氧器21凝结水出口与给水泵22进口连接，给水泵22出口与Ⅲ号高压加热器23主给水进口连接，Ⅲ号高压加热器23主给水出口与Ⅱ号高压加热器24主给水进口连接，Ⅱ号高压加热器24主给水出口与Ⅰ号高压加热器25主给水进口连接，Ⅰ号高压加热器25主给水出口与锅炉1省煤器进水口连接。
汽轮发电机组的疏水管路为，Ⅰ号高压加热器25疏水出口与Ⅱ号高压加热器24疏水进口连接，Ⅱ号高压加热器24疏水出口与Ⅲ号高压加热器23疏水进口连接，Ⅲ号高压加热器23疏水出口与除氧器21除氧头连接。Ⅴ号低压加热器20疏水出口与Ⅵ号低压加热器19疏水进口连接，Ⅵ号低压加热器19疏水出口与Ⅶ号低压加热器18疏水进口连接，Ⅶ号低压加热器18疏水出口与Ⅷ号低压加热器17疏水进口连接，Ⅷ号低压加热器17疏水出口与凝汽器15凝结水箱连接。热网加热器7疏水出口与除氧器21除氧头连接。
供热系统侧包括近程热网6、远程热网8和热网加热器7，凝汽器15循环水出口与热网加热器7热水进口和近程热网6入口连接，热网加热器7热水出口与远程热网8入口连接，近程热网6出口和远程热网8出口连接后再与凝汽器15循环水进口连接。
近程热网6由100个并联设置的近程热用户9组成，近程热用户9入口与近程热网6入口连接，近程热用户9出口与近程热网6出口连接。
所述远程热网8由热力站10和100个并联设置的远程热用户11组成，热力站10入口与远程热网8入口连接，远程热用户11入口与热力站10出口连接，远程热用户11出口与远程热网8出口连接。
无再热中压汽轮机5的排汽压力等级为0.1Mpa～0.4Mpa，对应饱和水温度为99.6℃～143.6℃。
近程热网6的供水温度为60～80℃，回水温度为40～50℃。
远程热网8的供水温度为100～130℃，回水温度为60～80℃。
与无再热汽轮机排汽供热耦合的高背压热电联产系统调节方式为：
供热期，通过更换低压转子，低压缸13高背压运行，低压缸两段回热抽汽为零；
非供热期，低压缸13凝汽式运行，Ⅶ号低压加热器18和Ⅷ号低压加热器17投入运行；同时无再热中压汽轮机5维持最小负荷工况运行，保证Ⅵ号低压加热器19、Ⅴ号低压加热器20、Ⅲ号高压加热器23和除氧器21的回热抽汽需要；
增设的无再热中压汽轮机5故障或检修时，Ⅵ号低压加热器19、Ⅴ号低压加热器20、Ⅲ号高压加热器23和除氧器21切回主汽轮机机组，此时与传统机组的热力系统结构与运行方式相同。
本发明通过远程热网回水和近程热网回水的混合缓解了一次网回水温度较高的问题，同时高背压凝汽器合理的回收汽轮机排汽热量，汽轮机的排汽余热得到了最大的利用；针对不同需求的热用户合理分配供热，实现了能量的梯级利用；通过无再热中压汽轮机为部分回热加热器、除氧器和热网加热器提供热源，减少了回热加热器和除氧器的换热温差减少了换热损，同时锅炉吸热量减少，相应的煤耗也会降低。通过以上的协同作用，最终使系统在满足供热需求的前提下，保留了较高的发电能力。
本发明适用于有近程低温热需求的300MW及以上大容量机组的供热改造，对于有近程低温热需求的用户尤为适用，考虑到无再热汽轮机运行安全问题，并不适用于参数低的机组。
以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。
Claims (4)
1.一种与无再热汽轮机排汽供热耦合的高背压热电联产系统，其特征在于，与无再热汽轮机排汽供热耦合的高背压热电联产系统由发电系统侧和供热系统侧组成；发电系统侧，汽轮发电机组包括发电机Ⅰ(14)、高压缸(2)、中压缸(4)、低压缸(13)、发电机Ⅱ(12)和无再热中压汽轮机(5)，发电机Ⅰ(14)与主汽轮机的高压缸(2)、中压缸(4)和低压缸(13)同轴布置，发电机Ⅱ(12)与增设的无再热中压汽轮机(5)同轴布置，发电机Ⅰ(14)的轴与低压缸(13)的轴连接，低压缸(13)的轴和中压缸(4)的轴连接，中压缸(4)的轴和高压缸(2)的轴连接，发电机Ⅱ(12)的轴和无再热中压汽轮机(5)的轴连接；
汽轮发电机组的蒸汽管路为，锅炉(1)过热器出口与高压缸(2)进汽口连接，锅炉(1)再热器出口与中压缸(4)进汽口连接，中压缸(4)排汽口与低压缸(13)进汽口连接，高压缸(2)排汽口分成3路，第一路与锅炉(1)再热器进口连接，第二路与抽汽控制阀(3)进口连接，抽汽控制阀(3)出口与无再热中压汽轮机(5)进汽口连接，第三路与Ⅱ号高压加热器(24)进汽口连接，无再热中压汽轮机(5)排汽口与热网加热器(7)蒸汽进口连接，低压缸(13)排汽口与凝汽器(15)喉部连接，高压缸(2)抽汽口与Ⅰ号高压加热器(25)进汽口连接，无再热中压汽轮机(5)的四级抽汽口分别与Ⅲ号高压加热器(23)进汽口、除氧器(21)进汽口、Ⅴ号低压加热器(20)进汽口和Ⅵ号低压加热器(19)进汽口连接，低压缸10的两级抽汽口分别与Ⅶ号低压加热器(18)进汽口和Ⅷ号低压加热器(17)进汽口连接；
汽轮发电机组的锅炉给水管路为，凝汽器(15)凝结水出口与凝结水泵(16)进口连接，凝结水泵(16)出口与Ⅷ号低压加热器(17)凝结水进口连接，Ⅷ号低压加热器(17)凝结水出口与Ⅶ号低压加热器(18)凝结水进口连接，Ⅶ号低压加热器(18)凝结水出口与Ⅵ号低压加热器(19)凝结水进口连接，Ⅵ号低压加热器(19)凝结水出口与Ⅴ号低压加热器(20)凝结水进口连接，Ⅴ号低压加热器(20)凝结水出口与除氧器(21)凝结水进口连接，除氧器(21)凝结水出口与给水泵(22)进口连接，给水泵(22)出口与Ⅲ号高压加热器(23)主给水进口连接，Ⅲ号高压加热器(23)主给水出口与Ⅱ号高压加热器(24)主给水进口连接，Ⅱ号高压加热器(24)主给水出口与Ⅰ号高压加热器(25)主给水进口连接，Ⅰ号高压加热器(25)主给水出口与锅炉(1)省煤器进水口连接；
汽轮发电机组的疏水管路为，Ⅰ号高压加热器(25)疏水出口与Ⅱ号高压加热器(24)疏水进口连接，Ⅱ号高压加热器(24)疏水出口与Ⅲ号高压加热器(23)疏水进口连接，Ⅲ号高压加热器(23)疏水出口与除氧器(21)除氧头连接，Ⅴ号低压加热器(20)疏水出口与Ⅵ号低压加热器(19)疏水进口连接，Ⅵ号低压加热器(19)疏水出口与Ⅶ号低压加热器(18)疏水进口连接，Ⅶ号低压加热器(18)疏水出口与Ⅷ号低压加热器(17)疏水进口连接，Ⅷ号低压加热器(17)疏水出口与凝汽器(15)凝结水箱连接，热网加热器(7)疏水出口与除氧器(21)除氧头连接；
供热系统侧包括近程热网(6)、远程热网(8)和热网加热器(7)，凝汽器(15)循环水出口与热网加热器(7)热水进口和近程热网(6)入口连接，热网加热器(7)热水出口与远程热网(8)入口连接，近程热网(6)出口和远程热网(8)出口连接后再与凝汽器(15)循环水进口连接；
所述近程热网(6)由M个并联设置的近程热用户(9)组成，M为2～100正偶数，近程热用户(9)入口与近程热网(6)入口连接，近程热用户(9)出口与近程热网(6)出口连接；
所述远程热网(8)由热力站(10)和N个并联设置的远程热用户(11)组成，N为2～100正偶数，热力站(10)入口与远程热网(8)入口连接，远程热用户(11)入口与热力站(10)出口连接，远程热用户(11)出口与远程热网(8)出口连接；
所述的凝汽器(15)为高背压供热凝汽器。
2.根据权利要求1所述的与无再热汽轮机排汽供热耦合的高背压热电联产系统，其特征在于，所述的无再热中压汽轮机(5)的排汽压力等级为0.1Mpa～0.4Mpa，对应饱和水温度为99.6℃～143.6℃。
3.根据权利要求1所述的与无再热汽轮机排汽供热耦合的高背压热电联产系统，其特征在于，所述的近程热网(6)的供水温度为60～80℃，回水温度为40～50℃。
4.根据权利要求1所述的与无再热汽轮机排汽供热耦合的高背压热电联产系统，其特征在于，所述的远程热网(8)的供水温度为100～130℃，回水温度为60～80℃。
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