（山西大唐国际临汾热电有限责任公司 山西临汾 041000）
摘要：近几年环保形势日益严峻，城市集中供暖替代散煤燃烧取暖已刻不容缓。对于火电厂而言，燃料成本大幅攀升，企业盈利空间逐年萎缩。随着供热面积逐年递增，到2016年临汾热电公司已达现有双机供暖的临界点。面对利润空间下降、节能减排与供暖需求三大难题，机组设备能否再挖潜？机组性能能否再提升？临电公司顺势而为，提出了高背压技术改造。通过改造，改变传统抽汽供暖方式，利用凝汽器内汽轮机乏汽的余热及抽汽完成供暖加热，实现汽轮机排汽热损失的合理利用，进而实现节能减排，降低机组供电煤耗，提升企业盈利空间。
关键词：集中供暖 高背压 节能减排
引言
我国北方临近城市的火力发电厂大部分实现了热电联产,早期供热以抽汽供热为主。近年来，应用高背压供热方式回收凝器余热逐渐受到重视。在汽机房A列墙外加装高背压热网凝汽器、汽轮机大排汽管道上加装乏汽管道接至热网凝汽器汽侧入口，蒸汽入口前加装电动隔离门。冬季供热期间，通过控制空冷岛投运列数和电动隔离门来调配热网凝汽器的进汽量。将市热力公司循环水回水管道接至高背压热网凝汽器，利用机组排汽热损失对城市热网回水进行一级加热，再用原有抽汽系统对循环水进行二级加热，达到热力公司调度要求供热温度和流量，从而实现降低机组供电煤耗、有效降低厂用电，增加上网电量，为企业盈利创造有利条件。
1、高背压改造的提出
我国300MW机组基本为一次中间再热机组，其热力系统相对较为复杂。常规情况下，300MW机组供热改造基本是增加抽汽量，或者利用热泵技术进行改造，也有供热企业对低压缸进行双转子改造，来提高机组供热能力。近年来随着城市供热面积的不断增加，通过增加抽汽量已无法满足供热需求，双转子和热泵改造相对来说造价较高，只有高背压供热方式回收凝器余热来加热城市热网回水这个方案符合生产实际。
2、高背压改造的设计
该公司1号机组为上海汽轮机厂设计生产的CZK300-16.7/537/537型亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、直接空冷供热抽汽凝汽式汽轮机。小机乏汽直排大机空冷装置。额定THA工况排汽压力为16 kPa，夏季TRL工况背压30kPa，机组最高允许背压48 kPa。机组额定供热时背压为8KPa，抽汽压力为五段抽汽，压力0.4MPa、温度为248.8℃；每台机额定供热抽汽量为500t/h（最大600 t/h）。
现热网首站设计循环水量约10000t/h，一次管网设计温度为130/70℃，热网主干管为DN900 和DN800两路，供热负荷698MW，供热面积1200万平方米。现实际运行循环流量4000-5700t/h，实际供回水温度115/55℃（最冷月供水温度115℃，回水温度55℃），供热面积600-800万平方米。高背压供热部分热网设计按循环流量9260t/h，最大到13000t/h，供热负荷700MW，管网设计按115/50℃设计。
3、高背压改造的实施
3.1空冷系统改造
1号机空冷排汽蒸汽分配管道第3列、第4列属启动列，未加装蝶阀，现在空冷3、4列加装DN2600电动蝶阀，用以隔离乏汽。在原有的DN5800竖直大排汽管道上新增一根东走向的DN4000排汽管道和电动蝶阀，接到热网凝汽器蒸汽入口。在管道上设有膨胀节用以吸收管道横向以及纵向轴向位移。
3.2热网循环水系统改造
由热网首站绕厂区南墙外置1号机热网凝汽器区间敷设热网循环水供回水管道，将原有DN800、DN900城市热网回水接至DN1400回水管道接至高背压热网凝汽器，新增城市热网供、回水DN1200管道。将原有4台热网循环水泵进行改造，扬程改为120米，流量改为3000m3/h，以满足循环水量需求。
3.3供热抽汽系统改造
原供热首站的抽汽系统为母管制，根据实际运行经验，母管制存在不好调节的问题，将原有DN1900的1、2机供热抽汽母管进行剥离，重新敷设DN1600的2号机供热抽汽管道， 1号机供1、2号加热器、2号机供3、4号加热器，供热抽汽母管中间加装联络门，从而实现单元制供热。
3.4热网疏水系统改造
热网疏水系统由原来母管制系统改为单元制系统，将原有DN900疏水母管改为1号机DN450疏水母管和2号机DN450疏水母管。将原有1、2号热网疏水泵进行改造，150米，流量改为560扬程改为m3/h。新增3号热网疏水泵，通过系统改造将2号热网疏水泵改为1、2号机的公用备用疏水泵，提高系统可靠性。
4、改造后经济和社会影响
4.1本次改造热网循环水流量9260t/h,供回水温度115/50℃,热负荷700MW。改造后，电厂一个采暖季的供热量为485万GJ，其中乏汽供热量为224万GJ，蒸汽供热量为261万GJ，乏汽占比46.1%。
4.2将抬高背压供热与抽汽供热两种供热方式下的发电煤耗做对比，发电煤耗对比见表4.2
表4.2 发电标煤耗对比表
对比上表可得，在整个采暖季，抬高背压供热的发电煤耗≤抽汽供热的发电标煤耗。
根据机组的运行情况，年利用小时数按4000h计，两种方案的年
耗标煤量见表4.3
表4.3
由上表可得，采用高背压供热方案比抽汽供热方案年节约标煤2.42万吨，每年减少CO2 排放量6.2万t，减少SO2排放量0.074万t，减少氮氧化物0.035万t,减少烟尘0.058万t,减少灰渣1.61万t，为企业带来每年约500余万元的利润。
（注：1t标准煤的燃烧，便可排放灰渣：660Kg、烟尘2.38、SO2：30 Kg、氮氧化物：1.422 Kg、 CO2 ：2540 Kg）
论文作者:曹宇华
论文发表刊物:《电力设备》2017年第33期
论文发表时间:2018/4/27
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