关键词 超超临界机组 双背压 回热系统改造 射流泵
作者 张丙振 任莉莉
一、目的和意义
截至2014年底，我国发电装机容量达到13.60亿千瓦，其中火电装机9.16亿千瓦，占全部装机容量的67.4%。2014年9月，国家发改委、环保部和国家能源局联合下发的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》中明确提出，到2020年我国现役燃煤发电机组改造后的平均供电煤耗要低于310g/kwh。2014年，全国6MW及以上电厂供电标准煤耗为318g/kwh，因此目前火电机组的节能降耗形式依然非常严峻。
600MW以上机组汽机凝汽器为双背压运行，分为高压凝汽器和低压凝汽器。高压侧凝汽器与低压侧凝汽器压力相差约1 KPa，低压侧凝结水接入高压侧凝汽器热井，根据计算凝结水过冷度约为1.56~0.83℃。凝结水过冷度大，会使凝结水回热加热所需的热量增加，从而降低系统的热经济性。另外，还会使凝结水的溶氧量增大，引起低压设备和管道的氧腐蚀，降低设备的安全可靠性。
本项目以超超临界凝汽器回热系统为研究对象，降低凝结水过冷度，以提高系统的热经济性，从而降低供电煤耗；降低氧腐蚀，提高设备的安全可靠性。
二、理论和实践依据
凝汽器回热系统就是利用高压侧凝汽器的蒸汽加热低压侧的凝结水，以减少凝结水过冷度和含氧量。具体方案如下：在低压侧凝汽器热井内增设集水板，从集水板向下引出三根凝结水回热主管，利用8号低压加热器的疏水以及汽动泵机械密封水做为动力水，采用射流泵将凝结水引向高背压侧（HP）热井上部，与高背压侧凝汽器中的回热管系相接，通过高背压侧回热支管上的一系列喷淋孔将凝结水喷入高背压侧蒸汽空间，凝结水被高背压侧的排汽加热到相应的饱和温度。低背压侧凝汽器中的低温凝结水进入高背压凝汽器中进行加热，既提高了凝结水温度，又减少了高背压凝汽器被冷却水带走的的冷源损失。
华电莱州发电有限公司一期工程工程回热系统改造方案计算：
根据汽机厂提供热平衡图，THA工况平均运行背压4.72 KPa（a）即低压侧4.22 KPa（a）/高压侧5.22KPa（a），高压侧对应饱和凝结水温度33.66℃，低压侧对应饱和凝结水温度29.91℃， 8号低压加热器疏水、轴封加热器疏水接至凝汽器热井后的凝结水平均温度为32.1℃。凝结水过冷度为33.66-32.1=1.56℃。增设凝汽器回热系统后，凝结水出水温度理论为33.66℃，即凝结水温度增加1.56℃，凝结水流量为2171.684t/h，凝结水吸热量为：2171.684x1.56x1000=3.387x106kCAL/h，1kg标煤热值为7000 kCAL，凝结水吸热量折标煤为：483.8 kg/h，冬季运行按2640h计算，可节约1277.2t标煤。
TRL铭牌工况满发时凝汽器平均背压9.0KPa（a），即低压侧8.5 KPa（a）/高压侧9.5KPa（a），高压侧对应饱和凝结水温度44.83℃，低压侧对应饱和凝结水温度42.68℃，8号低压加热器疏水、轴封加热器疏水接至凝汽器热井后的凝结水平均温度为44.0℃。凝结水过冷度为44.83-44.0=0.83℃。增设凝汽器回热系统后，凝结水出水温度理论为44.83℃，即凝结水温度增加0.83℃，凝结水流量为2309. 849t/h，凝结水吸热量为：2309.849x0.83x1000=1.917x106kCAL/h，1kg标煤热值为7000 kCAL，凝结水吸热量折标煤为：273.8 kg/h，夏季运行按2860h计算，可节约783.0t标煤。
根据以上计算年节约标煤为1277.2+783.0=2060.2t，标煤单价600元/t，年节省费用为123.61万元。
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根据2016年6月21日16：40，1#机组现场参数，低压侧凝汽器凝结水温度37.4℃，高压侧凝汽器凝结水温度44.7℃，凝泵入口凝结水温度43℃，过冷度为1.7℃，凝结水流量为2270 t/h。增设凝汽器回热系统后，假设凝结水出水温度提高1℃，凝结水吸热量为：2270x1x1000=2.27x106kCAL/h，1kg标煤热值为7000 kCAL，凝结水吸热量折标煤为：324 kg/h，年运行按5500h计算，年可节约1782t标煤，标煤单价600元/t，年节省费用为106.92万元。
2016年7月4日10：20，1#机组现场参数，低压侧凝汽器凝结水温度37℃，高压侧凝汽器凝结水温度42.6℃，凝结水流量为1980 t/h，#8A低加疏水温度45.9℃，#8B低加疏水温度47.1℃，汽泵密封水回水温度49.3℃，经计算增设回热系统后，在射流泵混合后进入高压侧的凝结水温度为41.4℃，比低压侧凝结水温度提高了4.4℃，经高压凝汽器内喷淋装置加热后，接近高压凝汽器工作压力下的饱和温度42.6℃，总的凝结水温度理论上能提高2.8℃。凝结水吸热量为：1980x2.8x1000=5.54x106kCAL/h，1kg标煤热值为7000 kCAL，凝结水吸热量折标煤为：791.8 kg/h，年运行按5500h计算，年可节约4354t标煤，标煤单价600元/t，年节省费用为261.3万元。
假设凝结水出水温度提高1℃，凝结水吸热量为：1980x1x1000=1.98x106kCAL/h，1kg标煤热值为7000 kCAL，凝结水吸热量折标煤为：282.8 kg/h，年运行按5500h计算，年可节约1555t标煤，标煤单价600元/t，年节省费用为93.3万元。
根据以上，冬季工况凝结水过冷度大于夏季工况，在冬季工况运行时采用凝汽器回热系统后节省费用更加明显。
本项目技术原理是依据通过射流抽吸方式，输送至高压凝汽器内加热。射流泵的动力水，来自8号低压加热器疏水约448t/h以及汽泵密封水约30t/h。低压凝汽器内的凝结水约895t/h。
来自低加疏水的水压为0.079MPa(a),并有8.7 米高差，约50℃。
来自汽泵密封水的水压为常压，按0.097MPa(a)计,并有约6 米高差，约55℃。
根据初步设想，拟设计三台射流泵，分别为1#、2#和3#。
上述三台射流泵的动力水量分配及抽吸量分别如下：
1#：动力水量224t/h，抽吸量为450t/h；
2#：动力水量224t/h，抽吸量为450t/h；
3#：动力水量30t/h，抽吸量为50t/h；
低压凝汽器内下部拟新设置接水盘，接水盘分别与三台射流泵的抽吸口相连接，一旦向各射流泵提供动力水，射流泵内即产生射流抽吸，将接水盘内的凝结水抽吸、输送至高压凝汽器内的回热管系中，并通过喷嘴喷淋，与蒸汽进行换热。
早期的东方汽轮机厂曾设置凝汽器回热系统，后来为降低成本取消。因此，凝汽器回热系统，从理论和实践上都是可行的。
本项目在研究过程中主要存在以下技术难点：
1、射流泵选型，以保证凝汽器回热系统的安全运行；
2、低压凝汽器中接水盘的布置，在射流泵故障时，也不影响机组的运行；
3、高压凝汽器内的回热管系中喷嘴规格、材质、布置及吸热分析。
四、结论
本项目成果可以通过项目的理论研究报告和示范工程向其他电厂或汽轮机设计厂商进行推广。
本项目主要创新点为：利用双背压凝汽器回热系统的优化设计及运行，降低超超临界双背压凝汽器凝结水过冷度，对于1000MW级超超临界机组，预计回收热量计2060.2t/h标煤；
按照理论计算本项目实施后，按每年每台机节约标煤2060.2t ，每吨标煤按600元计算，每台机组年节省123.6万元。以项目投资95万元计算，10个月即可实现投资回收。
论文作者:1张丙振 2任莉莉
论文发表刊物:《当代电力文化》2019年第 21期
论文发表时间:2020/5/8