| 标题 | 采用吸收式热泵技术供热空冷机组煤耗率升高分析及优化 |
| 范文 | 宗绪东 摘 要：某电厂2×135 MW直接空冷机组进行了吸收式热泵余热回收机组供热改造，热网二级站进行了吸收式热泵换热机组改造。运行初期机组供热节能效果良好。但运行6年后，供热季机组供电煤耗率大幅度升高，机组经济性降低。通过现场进行诊断、排查，分析查找了供电煤耗率升高原因，制定了针对性的运行调整、检修治理和优化改造方案，实施后取得了良好的效果，从而保证机组经济运行。 关键词：吸收式热泵；煤耗率；效率 中图分类号：TK12 文献标志码：A 0 引言 空冷供热机组存在2个影响能耗升高的问题：一是汽轮机抽汽在加热热网回水的过程中存在较大的传热温差，不符合能量梯级利用的原则，造成较大的不可逆传热损失；二是大量汽轮机乏汽余热经过空冷岛冷却排放，造成冷源损失。清华大学建筑节能研究中心提出了“吸收式换热”的概念和“基于吸收式换热的热电联产集中供热技术”。 山西某空冷热电厂于2010年12月采用吸收式热泵技术进行了供热改造，投运初期运行节能效果良好，但运行6年后供热季全厂供电煤耗率同比大幅度上升38 g/kW·h以上。针对这一问题进行了现场诊断分析，查找了煤耗率异常升高的原因，提出了综合优化治理方案。经实施后彻底解决了这一问题，保证了机组经济运行。 1 电厂机组供热系统配置及煤耗率现状 1.1 电厂机组供热系统配置 电厂配置2台CKZ135-13.24/535/535/0.245型超高压、一次中间再热、单抽、单轴、双排汽凝汽式直接空冷汽轮机组。 2010年12月，电厂采用吸收式热泵技术进行了供热改造，并对用户二级站进行了配套改造。在厂区热网加热首站安装两台余热回收机组，用每台汽轮机的五段抽汽驱动回收汽轮机部分排汽（约占低压缸排汽量的1/3左右）用来加热热网回水，然后进入二级尖峰加热器，由汽轮机五段抽汽进行二次加热后通过热网循环水泵输送到用户侧二级站，加热器疏水并入机组凝结水系统；在用户侧二级站根据需要安装8台吸收式换热机组、板式换热器，经换热后热网回水进入厂区余热回收机组。二级站吸收式换热机组能够在不改变二次网供回水温度流量的前提下，降低一次网回水温度至30 ℃左右，从而实现了大温差换热。单台机组供热系统如图1所示。 1.2 电厂机组煤耗率现状分析 2016年11月该电厂1号、2号机综合供电煤耗率完成372.92 g/kW·h，比2015年同期升高44.6 g/kW·h，统计数据详见表1。 2 原因分析 经过现场进行诊断发现：余热回收机组大幅度效率降低，无法充分回收汽轮机排汽余热是供电煤耗率升高的主要原因；汽轮机组维持较高背压运行，造成低压缸效率降低是供电煤耗率升高的次要原因。 2.1 余热回收机组效率降低后果及原因 2.1.1 造成余热回收机组热量减少、煤耗率升高 2015年、2016年11月，1号、2号机组余热回收机组供热量所占比例分别为53.51 %、31.277 %。2016年比2015年余热回收机组供热量同比降低22.233个百分点；二级加热器系统供热量比例由46.69 %增加至68.72 %，同比升高22.03个百分点。综合考虑回水温度、热泵和二级加热站系统三方面的影响，1号、2号机组2016年11月供电煤耗同比升高约26.46 g/kW·h。 （1）余热回收机组供热量降低，造成系统吸收汽轮机排汽量大大减少，增加了汽轮机冷源损失，导致供电煤耗升高约39.97 g/（kW·h）。根据2016年11月余热回收机组供热量（计算值）同比降低92 031 GJ计算，电厂余热回收机组供热量数据统计详见表2。 （2）余热回收机组供热量降低后，导致二级加热器五段抽汽量增加，抽汽热电比升高，抽汽增加影响煤耗率降低约13.51 g/kW·h。 在供热工况下，热电比对供电煤耗率的影响值计算方法：bgr=kgr1×R1+kgr2×R2，式中bgr为供热影响值，g/（kW·h）；kgr1、kgr2分别为工业和采暖抽汽的修正系数；R1、R2分别为工业和采暖抽汽的热电比。根据电厂抽汽参数和机组实际运行情况，kgr2取1.4。 2016年11月二级加热器供热量同比增加约70774.298GJ，二级加热器热电比同比升高约9.65 GJ/万kWh，因抽汽供热量增加使机组煤耗率降低约13.51 g/kW·h，热电比变化对煤耗率影响计算数据详见表3。 2.1.2 余热回收机组效率偏低原因 2.1.2.1 余热回收机组前置换热器结垢严重 2015年夏季1号、2号机排汽背压较高，机组带负荷困难。为降低背压，将电厂循环水（转动设备冷卻水）引入1号、2号余热回收机组，用来冷却部分低压缸排汽。由于循环水水质较差，长时间运行导致1号、2号余热回收机组前置换热器结垢严重，换热系数大幅度降低，造成余热回收机组效率降低。 2.1.2.2 热网回水温度偏高 2016年10月～11月热网回水温度比2015年同期偏高5.94 ℃左右，导致余热回收机组效率降低。分析原因：一是用户二级站6台吸收式换热机组故障停用（维护费用较高），被迫切换至板式换热器运行，二级站热网系统换热效果变差；二是二级站为兼顾部分用户供热效果，采用循环水高流速运行。 2.2 汽轮机排汽背压控制偏高，煤耗率升高 为保持1号、2号余热回收机组稳定运行及空冷岛防冻要求，1号、2号汽轮机维持较高背压运行（21 kPa以上），背压比正常值偏高约10 kPa，导致低压缸效率降低，影响供电煤耗升高约12 g/（kW·h）。 3 现场验证试验及优化方案 为验证余热回收机组效率降低的原因是煤耗率升高造成的，笔者进行了现场运行调整试验，并制定了针对性的优化方案。 3.1 试验情况及分析 2016年12月14日，进行了1号、2号机提高背压、降低背压调整试验。 3.1.1 空冷岛风机降速试验 逐渐将1号、2号机空冷岛各运行风机转速降至0 rpm，1号、2号机背压分别上升约9 kPa以上，低压缸排汽温度上升10 ℃以上，观察1号、2号机余热回收机组出水温度无变化，说明余热回收机组回收热量未发生变化。 3.1.2 空冷岛风机升速试验 逐渐提高2号机空冷岛各运行风机转速，启动2号真空泵，2号机背压逐渐降至15 kPa左右，观察2号机余热回收机组出水温度无变化，说明余热回收机组回收热量未发生变化。 通过上述试验证明1号、2号机余热回收机组目前吸收乏汽能力有限，验证了其效率降低是煤耗率升高的主要原因。 3.2 优化方案 鉴于1号、2号机余热回收机组换热效率明显降低，采取以下优化方案，降低机组供电煤耗率。 3.2.1 运行优化方案 1号、2号机在保证空冷岛不结冻的前提下，应提高各变频风机转速，降低凝汽器背压至经济背压运行，提高汽轮机低压缸效率。 3.2.2 检修治理方案 检查运行中将1号、2号机余热回收机组能否与供热系统隔离，隔离后对系统冷却管道进行机械疏通后再进行酸洗处理；如果不能隔离，应在供热季结束后进行检修。 3.2.3 技术改造方案 利用机组大修机会，将1号、2号机改造为高背压循环水供热。高背压供热就是提高汽轮机的排汽压力运行以提高汽轮机的排汽温度，利用汽轮机排汽加热供热循环水实现对外供热。空冷机组由于夏季运行背压高，进行高背压供热改造要简单得多，由于本身汽轮机排汽面积小，叶片短，一般可以适应背压在35 kPa长期运行。因此进行改造时，只需加装一个换热器，低压转子不必进行更换。但低压缸末级叶片如果经常处于小流量、高背压、小容积、大负冲角工况下，汽流会对叶片产生一种强大的扰动力，使叶片产生非共振强迫振动，产生的动应力会大幅上升。当相对容积流量减小到0.25～0.15左右时，会产生一个峰值，该峰值产生的动应力比正常运行大5～10倍，造成末级叶片振动增大，严重的可导致末级叶片断裂，因此建议配套低压缸末级进汽容积流量监控软件。 进行高背压供热改造后，运行中保留部分空冷岛防冻蒸汽，其他90 %以上的乏汽余热全部回收，供电煤耗率预计降至200 g/kW·h以下，经济性大大提高。 4 结论 通过对某空冷电厂采用吸收式热泵技术供热改造机组运行煤耗率异常升高进行分析，能够得到如下结论： （1）采用吸收式热泵技术供热机组，应加强对电厂侧余热利用机组及用户侧吸收式换热机组的维护工作，保证换热效率。 （2）空冷机组采用吸收式热泵技术供热改造，由于要兼顾抽取乏汽量和防凍，排汽背压维持较高，降低机组经济性。 （3）直接空冷机组进行高背压循环水供热改造，回收乏汽量大，系统简单且改造维护费用低，经济性更好，但应配套低压缸末级进汽容积流量监控软件。 参考文献 [1]付林，江亿，张世钢.基于Co-ah 循环的热电联产集中供热方法[J].清华大学学报，2008，48（9）：1377-1380. [2]付林，李岩，张世钢，等.吸收式换热的概念和应用[J].建筑科学，2010，26（10）：136-140. [3]李其博.火电机组高背压供热改造热力性能分析[D].济南：山东大学，2013. |
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