一、引言

山西临汾热电有限公司2×300MW直接空冷供热机组，型号CZK250/N300-16.7/538/538，铭牌功率为300MW，设计背压17kPa，夏季满发背压34kPa。直接空冷系统设计面积 692091m2，夏季环境温度33℃时，汽轮机背压34kPa。 机组额定采暖抽汽量500t/h，抽汽参数：P=0.4MPa.a，t=248℃。最大采暖抽汽量为2×550t/h，热网首站按照供暖面积1000万㎡—1100万㎡同步建成，年供热量为262万GJ。

实现乏汽热量的梯级利用，提高临汾热电的供热能力和能源利用效率，减少污染物排放，实现机组清洁供热，是本次项目改造的目的。

二、项目改造具备的条件

1 临汾热电机组为直接空冷机组，大量排空冷却的汽轮机乏汽蕴含有巨大凝结热可供利用。火力发电厂的冷端损失是电厂热力系统的最大损失，临汾热电在冬季供热工况下，汽轮机排气热损失可占燃料总发热量的39%以上，汽轮机排汽损失对于火力发电厂来说是废热排放，但是对于低品位的建筑采暖而言，则构成巨大的能源浪费。

2随着临汾市城区的扩张，冬季供热需求逐年增加，单纯的抽汽供热能力已经不足，需要有效利用乏汽余热以扩大供热能力。

三、改造方案的选择

本次项目改造的主要目标是乏汽余热利用，由不同的单位提出可行方案三个。

方案一：热泵（溴化锂吸收式）+尖峰加热器方案。

本方案额定供热工况下外网50℃热网回水进热泵内加热至90℃，之后至热网首站，利用机组中缸排气加热至115℃；每台机组配置3台64.5MW热泵机组。本方案主要是用余热回收机组承担热网供热的基础热负荷，原有的汽水换热器承担尖峰热负荷同时起到备用热源的作用。

方案二：前置凝汽器+热泵（溴化锂吸收式）+尖峰加热器方案。

本方案额定供热工况下外网50℃热网回水经前置凝汽器热交换吸收乏汽余热到69℃，此时机组背压需提高至夏季设计背压34KPa；再进热泵内加热至90℃，最后至热网首站，利用机组中缸抽汽加热至115℃。机组配置1台155MW前置凝汽器+3台38.5MW热泵机组。前置凝汽器、热泵机组和热网首站为串联系统，当其中任何一个系统有故障时，其余系统均可以保证供热率≥65%，满足规程供热安全要求。

方案三：高背压大流量小温差低位能供热方案。

本方案额定供热工况下汽轮机乏汽旁路至新增的热网凝汽器作为低温热源对热网循环水进行初步加热，之后热网循环水再被送至由乏汽作为热源的小机凝汽器进行进一步加热，最后至热网首站加热至115℃。主要思路是配置大功率低端差凝汽器，供热期通过提升机组背压从而达到提升排汽温度，利用排汽凝结热在凝汽器中与大流量外网循环水进行换热，达到凝结乏汽和加热循环水的双重目的。

通过对以上三种方案的论证，方案二系统配置基本满足项目改造需求，经过进一步优化，形成以下最终方案。

四、最终改造方案

1.根据余热回收工程的技术特性，要想充分回收乏汽余热，必须保证一级网循环水足够的循环流量，因此一级热力网采用质调节方式，热网循环水流量不发生变化。同时考虑到电厂外网输送能力受限的实际情况，一次热网循环量设计值为5200 m3/h，设计供回水温度 123/55℃。

2.系统方案及工程建设主要内容

前置凝汽器+吸收式热泵+尖峰汽水换热器。凝汽器利用汽机乏汽，热泵利用汽机抽汽和部分乏汽，尖峰加热器利用汽轮机抽汽。

3.主设备选型

#2机组配置1台150MW前置凝汽器+3台38.5MW 热泵机组，#1汽机配置1台150MW前置凝汽器。

4.机组运行方案

#2汽机作为冬季采暖的主力机，虽然冬季采暖期间汽机背压会较之前同期有提升，但由于采暖用汽量大幅度下降，汽机总的发电出力不降反升。

5.背压运行调整方案

背压并不是一成不变的，应根据回水温度并结合室外气温，在保证供热效果和尽可能多回收余热的前提下，对背压做出调整。这也减少了参与余热回收的#2汽机的背压损失。

6.采暖设备投运方案

在热泵和凝汽器能力可以满足供热要求的情况下只用凝汽器和热泵加热，尖峰加热器在供水温度未达到88℃之前不投运；一级网采用定流量（保持在5200m3/h以上）的质调节方式，以保证足够的余热回收量。

五、工程建设情况

工程于2015年7月中旬开工，12月下旬乏汽余热利用工程完工，投入供热系统运行。2016年2月20日15:00正式进入168系统试运，3月6日进行性能试验。

六、工程性能试验

1. 设计循环水运行条件下的不同供热方式经济性比较

在热网循环水流量5900t/h，回水温度50℃下，不同主汽流量下，高背压供热与常规供热的经济性比较：机组的背压大于20kPa运行时，运行背压升高，投入高背压凝结器，机组出力增加，经济性好于常规抽汽供热方式。在运行背压34kPa，105%主汽流量下，机组出力可增加3.5MW，85%主汽流量下，机组出力可增加5.5MW，65%主汽流量下，机组出力可增加7.3MW。在中等背压（小于20kPa）投入高背凝结汽高背压运行经济性变差。

2.实际循环水运行条件下的不同供热方式经济性比较

在目前热网循环水流量5200t/h，回水温度47.5℃下，不同主汽流量下，高背压供热与常规供热的经济性比较：机组的背压大于16kPa运行时，运行背压升高，投入高背压凝结器，机组出力增加，经济性好于常规抽汽供热方式。在运行背压34kPa，105%主汽流量下，机组出力可增加3.3MW，85%主汽流量下，机组出力可增加5.24MW，65%主汽流量下，机组出力可增加7.1MW。在中等背压（小于16kPa）投入高背凝结汽高背压运行经济性变差。

3.热网循环水量变化对经济性的影响

在实际循环增加，机组的运行经济性会显著增加，在一定的主汽流量范围内，不同主汽流量下的增加量基本相同：在机组背压15kPa下，循环水量取6200t/h、7200t/h、8200t/h，相对增加1000t/h、2000t/h、3000t/h，机组出力增加1.7MW、3.4MW、5.1MW；在机组背压25kPa下，机组出力增加4.4MW、8.8MW、13.2MW；在机组背压34kPa下，机组出力增加6.1MW、12.2MW、18.3MW。因此循环水量变化对高背压运行的经济性有决定性的影响，创造条件增加循环水量是保证机组高背压供热经济性的主要因素。

4.背压、热泵同时投运行的经济性分析

热泵投运和高背压凝结器同时运行时，因热泵驱动蒸汽用汽后，进入低压缸的蒸汽量减小，机组背压变化对机组经济性的影响会发生一定的变化。以机组背压9kPa、15kPa、25kPa、34kPa，驱动蒸汽量75t/h、80t/h、85t/h、90t/h，按机组平均主汽量85%进行计算，热泵投用后，机组背压增加对出力的影响将分别减小-0.3MW、-.0.2MW、0.6MW、1.38MW，也就是说，背压升高后，热泵运行后机组高背压运行更为经济。

 以目前的循环水量5200t/h，机组背压9kPa、15kPa、25kPa、34kPa，热泵运行乏汽使循环水温度升高6℃、7℃、8℃、8.5℃，由于高背压运行热泵出力增加，与9kPa为基准，在15kPa、25kPa、34kPa下出力分别增加1.27MW、2.54MW、3.3MW。上述两种因素的叠加，在25kPa-34kPa，机组出力提高3-4.7MW。再考虑高背压运行本身的经济性，25kPa-34kPa，机组出力提高6.7MW-9.7MW，也就是说，在机组背压25kPa-34kPa，高背压加热泵运行较9kPa热泵运行机组出力可增加6.7MW-9.7MW。

运行背压在9-15kPa范围内，升高机组背压而增加的热泵及前置凝结器收益，不足弥补背压升高造成的损失，相对经济性较差，背压进一步增加后，经济性将随背压升高而升高。

七、结论

2016年临汾热电采用前置凝汽器+热泵+尖峰加热节能减排改造技术，共实现向临汾市区供热量394×104GJ，其中乏汽余热供热量274×104GJ，抽汽供热120×104GJ，凝汽器、热泵技术供热，相比单纯抽汽供热年节约10.3×104 t标准煤，相当于减少SO2 排放量7288.5 t，减少CO2排放量23.44×104 t，减少NO×排放量3526t，减少烟尘排放量3203.5t。节能减排效果非常明显，取得了良好的社会和经济效益，为临汾市的碧水蓝天贡献了应有的贡献。

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