电厂热网循环水汽动泵改造经济性分析

电厂热网循环水汽动泵改造经济性分析

王志晓

摘要：本文针对某电厂热网系统进行了全面分析，详细介绍了系统概况、循环水系统、蒸汽系统及疏水和补水系统，并讨论了系统设计及参数确定。采用背压式汽轮机替代部分电机，实现了热网循环水泵的汽动泵改造。通过改造后系统的效益分析，发现每个采暖季可节省大量电费，提高经济效益。文章结尾强调了系统改造的必要性及其对提高供热系统稳定性和经济性的贡献。

关键词：电厂热网系统,背压式汽轮机,循环水系统,经济效益

随着城市建设的不断发展和小锅炉房的逐步关停，城市热网系统的覆盖面积逐年增加，供热负荷显著提升。为了应对这一变化，本文对某热电厂的热网系统进行详细分析，探讨其系统概况、循环水系统、蒸汽系统及疏水和补水系统的运行情况。通过对现有系统的评估，提出了采用背压式汽轮机替代部分电机的改造方案，以实现热网循环水泵的汽动泵改造，旨在提高供热系统的经济效益和运行稳定性。

1电厂热网系统分析

1．1系统概况

某热站设计供热负荷360MW，供热面积609．54×104m2;设计供热负荷365MW，供热面积707．4×104m2。近年来，随着城市建设和小锅炉房关停，两个热网覆盖面积逐年增加，基础供热面积已达2300×104m2，年供热量约900×104GJ。大庆地区冬季供热期为183天，年供热时间4392h，供热稳定期两网循环水瞬时流量约12800m3/h，两网循环水泵年耗电量约为2400×104kW·h。A热网主要包括热网循环水泵、汽水加热器、水水加热器、热网除氧器、补水泵以及汽水管路和阀门。

1．2循环水系统

A热网循环水系统共11台热网循环水泵，供热初、末期平均4台运行，供暖大负荷期6台运行，大负荷期供水流量约6500m3/h，供水压力为1．10MPa，回水压力为0．1～0．2MPa。B热网循环水系统共5台热网循环水泵，供热初、末期平均1台泵运行，大负荷期间2台运行，大负荷期供水流量约6300m3/h，供水压力1.20MPa，回水压力为0．1～0．2MPa。热网循环水泵主要参数见表1。两网设计供、回水温度分别为110℃、70℃，供暖期随气温变化，对供水温度及匹配的流量调度进行调整，每套热网供热计量是通过供回水流量、温度等测量数据核算得出。

1．3蒸汽系统

1)中温中压蒸汽，用作A热网汽水加热器和B热网高压加热器汽源，来源包括1号、2号汽轮机的背压排汽及3号汽轮机的中压抽汽，事故情况下为保证民用采暖供热，还可以由主蒸汽通过减温减压装置获得。上述蒸汽通过中温中压蒸汽管网并列运行，管网参数基本保持在1．05MPa、280℃。2)厂用低压蒸汽，额定参数为0．15MPa、172℃，由中温中压蒸汽通过减温减压得到，用作B热网低压加热器汽源。3)A热网换热设备包括8台汽水加热器，单台换热面积为466m2。在汽水加热器中，中温中压蒸汽与热网循环水进行换热，将热量传递给热网循环水;2台水水加热器，每台换热面积为450m2，在水水加热器中，则是由汽水加热器导出的疏水与循环水进行换热。4)B热网换热设备包括4台高压加热器，每台换热面积700m2，4台低压加热器，每台换热面积为420m2。中温中压蒸汽在高压加热器中与热网循环水进行换热，其疏水导入低压加热器与低压蒸汽一同完成对热网循环水的初步加热。

1．4疏水和补水系统

A热网疏水系统采用压差疏导方式，中温中压蒸汽在汽水加热器中完成热量传递，其疏水经水水加热器再次换热后，疏水压力保持在0．2MPa以上，温度为80～100℃，通过热网疏水母管导入机组低压除氧系统;A热网补水系统配备3台补水泵，其额定流量185m3/h，扬程25m。B热网疏水系统配备4台疏水泵，额定流量为275m3/h，扬程130m，中温中压蒸汽在高压加热器中换热后，其疏水导入低压加热器，并与低压蒸汽一同加热热网循环水，换热后所有疏水导入热网疏水罐，再经疏水泵送入机组高压除氧器。B热网补水系统配备2台补水泵，额定流量为586m3/h，扬程20．5m。两网补水泵入口均与热网除氧器下水管道相连，补水泵出口分别接至各自热网循环水回水母管，热网运行时循环水回水压力应保持在0．1～0.2MPa，否则应启动或加大热网补水，以防止回水压力低导致热网循环水泵汽化。

2系统设计

2．1汽轮机选型

常用的工业汽轮机按热力系统原理可分为凝汽式汽轮机、背压式汽轮机、抽汽式汽轮机和多压式汽轮机。其中，凝汽式汽轮机和抽汽式汽轮机不同程度存在冷源损失，且机组整体占地面积大，配套的附属系统较为复杂。多压式汽轮机除直接利用锅炉产生的蒸汽外，还可以引入生产流程中的余汽共同作功，但该类汽轮机的性能、使用条件与热电二公司实际需求并不匹配。背压式汽轮机结构简单、紧凑，配套的附属设备少，没有冷源损失，经济性和安全稳定性突出，但其做功后的乏汽需要合理的接纳和使用［6－7］。热电二公司具有工业汽轮机驱动所需中温中压蒸汽汽源，有大功率热网循环水泵动力负荷，且B热网低压加热器恰好能够实现乏汽的接纳利用。因此，在工业汽轮机的选择上，背压汽轮机更适合用作热网循环水泵动力源。

2．2参数确定

依据《火力发电厂供热首站设计规范》，热网循环水泵驱动用背压机功率不宜小于循环水泵轴功率的1．1倍，其背压排汽压力必须大于吸纳设备运行参数，因此，在背压式汽轮机终参数选取上应有裕度。用于热网循环水泵汽轮机，以1．05MPa、280℃作为汽轮机进汽基准初始参数，以厂用低压0．15MPa、172℃蒸汽作为汽轮机排汽基准终端参数，结合驱动的热网循环水泵以及循环水系统实际运行参数，确定汽轮机的具体型号和参数。由于原A热网循环水泵容量小、效率低且占用空间大，因此在选择A热网汽轮机参数时，首先考虑拆除6台热网循环水泵，更换为2台流量为3500m3/h，扬程125m的高效热网循环水泵，并据此确定与该循环水泵配套的汽轮机型号为B1．7-1．05/0．2，其额定功率1700kW，额定转速3000r/min，转速调节范围700～1650r/min，配套水泵转速1480r/min，汽机额定进汽量26．7t/h。B热网根据现有循环水泵的参数和系统实际运行工况，确定2台驱动汽轮机型号为B1．9-1.05/0．2，其额定功率1900kW，转速3000r/min，转速调节范围700～1650r/min，该汽轮机通过减速装置与原系统转速为980r/min的循环水泵匹配，汽机额定进汽量29．9t/h。两种型号汽轮机的进汽参数为压力1．05MPa、温度280℃，排汽参数为压力0．2MPa、温度172℃。

2．3系统设置

以背压式汽轮机替代电机，将原热网部分循环水泵改为汽动泵，新安装的4台汽轮机的驱动蒸汽，分别通过φ219蒸汽管道引自φ630中温中压蒸汽联络管，4台汽轮机背压排汽，则分别通过φ529管道送至低压蒸汽母管后，再供给B热网低压加热器使用。为防止事故工况下汽轮机排汽超压，或是启动过程中由于排汽压力低不能并入低压加热蒸汽系统，在每台汽轮机背压排汽管道上同时装有安全阀和启动排汽阀，启动和事故排汽通过安全排汽母管引至厂房外排入大气［8－10］。

3效益分析

改造后的汽轮机进汽焓值为3007kJ/kg，排汽焓值为2817kJ/kg，汽轮机通过热动能量转化，热网循环水汽动泵改造后，每个采暖季可节省电费836．75万元，减少供热收入368．92万元，年综合收益为467．83万元。

4结束语

本文通过对电厂热网系统的详细分析和改造设计，提出了采用背压式汽轮机替代部分电机，实现热网循环水泵汽动泵改造的方案。改造后的系统不仅大幅降低了电费开支，提高了经济效益，还增强了供热系统的稳定性和可靠性。未来的研究可以进一步优化系统参数，以实现更高效的能源利用和更稳定的供热服务。通过不断的技术改进和系统优化，电厂热网系统将为城市供热提供更加经济高效的解决方案。

参考文献:

［1］陈玥．油田余热回收技术研究［J］．石油石化节能，2021，11(9):7－9．

［2］王永存，赵达．大庆让龙集中供热系统多热源联网优化运行研究［J］．石油石化节能，2022，12(10):56－61．

［3］王洋，马汀山，吕凯，等．热网循环水泵驱动方式对供热机组综合能耗的影响研究［J］．热力发电，2022，51(5):73－80．