300MW級供熱機組采暖蒸汽凝結水回收系統探討

胡訓棟，張樂川，孔德浩，侯 振

（山東電力工程咨詢院有限公司，山東 濟南 250013）

0 引言

最近幾年來，隨著城市人口的日益增長，人民物質生活的要求日益提高，城中村改造和大中型住宅區的高速建設，為集中供熱帶來機遇。 且伴隨著國家節能減排的要求，300MW級純凝機組陸續改造供熱，同時新規劃了一批300MW級以上的大型熱電聯產項目。本文就以抽凝式、亞臨界330MW機組工程為例，對區別與純凝機組的供熱首站熱網蒸汽凝結水回收系統進行了研究，提出4種回收系統方案，并對其進行研究。

1 蒸汽凝結水回收系統方案

機組按2×330MW的雙抽凝式亞臨界機組進行研究，額定工業抽汽量為170 t/h，抽汽壓力為 1.0MPa（a），抽汽溫度為373.1℃，額定采暖抽汽量為 300 t/h，抽汽壓力為 0.5MPa（a），抽汽溫度為296.6℃，供熱首站熱網蒸汽凝結水額定回水溫度為75℃。經濟性指標是以哈爾濱汽輪機廠提供的熱平衡圖為依據進行計算的，工業抽汽的補充水補充至凝汽器。

對于兩臺供熱機組來說，供熱首站的熱網蒸汽是采用切換母管制的，而汽輪發電機組是單元制的，故凝結水回水系統需要設置流量調節裝置，按“蒸汽從哪來，其凝結水回哪去”的原則進行系統設計。為盡量回收供熱首站熱網蒸汽凝結水至汽輪發電機的凝結水系統中，工程中經常采用的凝結水回水位置方案有如下4種：

方案一，根據回水溫度和汽機熱平衡圖，供熱首站熱網蒸汽凝結水經回水泵回至與其溫度相匹配的6號低加出口的主凝結水管道上。

方案二，供熱首站熱網蒸汽凝結水經回水泵回至除氧器。

方案三，供熱首站熱網蒸汽凝結水低壓自流回至本機組凝汽器。

方案四，供熱首站熱網蒸汽凝結水低壓經凝結水換熱器自流回至本機組凝汽器。

2 各凝結水回收方案系統配置簡述

2.1 供熱首站熱網蒸汽凝結水經回水泵回至6號低加出口（方案一）

供熱首站熱網蒸汽凝結水經設在熱網首站內的熱網凝結水回水泵升壓后，引至6號低加出口的主凝結水管道上。管道上設有必需的泵出口逆止閥、關斷閥及兩機組流量分配調節閥。

系統配置簡述：

（1）采用該回水方案，供熱首站內常規需設置4×100%容量、電壓6 kV、功率為315 kW供熱首站熱網蒸汽凝結水回水泵。泵的揚程235M，其容量按4×300 t/h配置，每臺機均對應1臺泵運行，1臺做為備用，并配裝2臺高壓變頻裝置，“一拖二”控制。同時首站內需增加兩臺22M3閉式凝結水回收罐，首站的建筑容量較大。供熱首站廠房的具體結構尺寸為46.2M×15.5M×21M。

（2）供熱首站熱網蒸汽凝結水回水至6號低加出口時，從凝汽器流往主凝結水泵的凝結水量在530 t/h左右，主凝結水泵的耗電功率降低。按此水量主凝結水泵按3×50%容量配置較為合理，但在以往相似工程的招標過程中，300MW級機組按3×50%容量選用凝泵，因其流量小揚程高，幾大凝泵商均反映無此參數設計和制造經驗，因此本文凝泵仍按2×100%容量進行選型配置。考慮到流量變化范圍大，并為了節能降耗，主凝結水泵考慮加裝變頻裝置，按“一拖二”方式考慮，兩泵共配1臺變頻裝置，來降低變工況時主凝結水泵的耗電量。

（3）另外考慮到供熱首站熱網蒸汽凝結水水質不能滿足要求時，系統另外還需設置一至凝汽器的旁路管道，利用主凝結水系統中的化學精處理裝置對水質進行處理。

2.2 供熱首站熱網蒸汽凝結水回水至除氧器（方案二）

該方案與方案一不同之處在于，首站內設電壓380 V，功率180 kW，4×100%的采暖凝結水回水泵；設2臺低壓變頻裝置，“一拖二”控制；另外與方案一相比，回水至除氧器，除氧器溫度相對供熱首站熱網蒸汽凝結水的溫度較高，需要增加回抽的抽氣量，造成發電量降低。

2.3 供熱首站熱網蒸汽凝結水回水至凝汽器（方案三）

供熱首站熱網蒸汽凝結水靠凝汽器真空低壓回流至凝汽器。熱網首站內不需設置供熱凝結水回水升壓泵和熱網凝結水回收裝置，只需在回水管道上裝設必須的閥門。

系統配置：

（1）供熱首站熱網蒸汽凝結水回水至凝汽器，凝結水的熱量被循環水帶走，造成一定程度的熱能浪費。由于供熱首站熱網蒸汽凝結水回水量較大，凝汽器內部結構與常規純凝機組凝汽器也有所不同，需要在凝汽器中增設熱網蒸汽凝結水回水處理裝置。對此，國內各凝汽器廠家處理方式不盡相同，有的加噴淋裝置，有的加“鼓泡”裝置，其主目的都是使這部分蒸汽凝結水回水在凝汽器中達到背壓下的飽和狀態，并達到一定的除氧效果，后與主凝結水充分混合進入主凝結水系統。

（2）此方案可使各工況下流經主凝結水泵的凝結水量相差很少，此時系統中配置用2×100%容量的主凝結水泵。此方案主凝結水泵相當于在滿負荷純凝工況下運行，耗電率大大提高。

（3）此凝結水回收方案，利用汽輪機凝汽器的背壓，回水不經任何動力設備可直接回到凝汽器，供熱首站內不考慮設置供熱首站熱網蒸汽凝結水回水輸送泵。此時供熱首站比較緊湊，建筑容量較小，首站主廠房的特征尺寸可優化為42.6m×12m×21M。

（4）由于熱網采暖凝結水回水至凝汽器300t/h，而此時汽輪機排汽流量僅為350 t/h，導致凝汽器的換熱量加大，造成凝汽器、真空泵、冷卻塔及循環水泵的容量加大，設備費用投資增加。以及循

環水泵廠用電增加，另外還增加了全廠水耗。回水量的增加需凝汽器增設鼓泡或噴淋裝置，增加了這部分設備投資費用。

表1 各方案經濟性比較表

2.4 供熱首站熱網蒸汽凝結水低壓經凝結水換熱器自流回至本機組凝汽器（方案四）

此方案基本與方案三相類似，不同之處在于熱網蒸汽凝結水回凝汽器之前，先經管式水水換熱器與凝結水泵出口的凝結水換熱后，減溫至45℃左右排至凝汽器。 此方案雖然比方案三節能，但是增加了設備投資，且節能效果與方案一相比相差較大，主要原因在于此方案投運時，需要7號和8號低壓加熱器解列運行，造成了汽機排汽量加大，增加了汽機冷端損失，降低了汽機效率，雖然比方案三節能，但由于冷端的損失也加大了，造成總體節能效果不顯著。此方案比較適合供熱首站換熱器故障率高的機組，由于節能不顯著，且與方案三類似，在此不做詳細經濟性比較。

3 方案比較

3.1 比較基準

（1）以方案一為基準，方案二、方案三投資及運行費用較方案一增加為“+”值，減少為“-”值。

（2）上網電價按 0.397 4 元/（kW·h），水費按1.2 元/m3。

（3）冬季運行小時數按2 880 h，全年設備利用時間按6 138 h計。

（4）供熱首站單位容積建筑造價按305元/m3計。

（5）未考慮因設備變化所引起的安裝及日常維護費用的改變。

（6）比較結果以兩臺機組計。

3.2 各方案經濟性比較

各方案經濟性比較見表1。

3.3 比較結果

從表1不難看出，在建設初期，方案一（即供熱首站熱網蒸汽凝結水回水位置至6號低加出口）設備一次性投資費用較方案二高出230.4萬元，但每年的運行費用可以節省約438萬元，綜合計算，方案一所高出的設備及建設初投資費用在電廠投產后不到1個采暖期即可全部回收并有很大盈余。

在建設初期，方案一（即供熱首站熱網蒸汽凝結水回水位置至6號低加出口）設備一次性投資費用較方案三高出259.6萬元，但每年的運行費用可以節省約547萬元。綜合計算，方案一所高出的設備及建設初投資費用在電廠投產后不到1個采暖期即可全部回收并有很大盈余。

4 結論

綜合上述因素，推薦300MW級供熱機組的供熱首站熱網蒸汽凝結水回水系統按下列原則進行配置。

供熱首站熱網蒸汽凝結水回水位置按方案一，即回至溫度相匹配的6號低壓加熱器出口，同時增設一路去凝汽器的事故排水管。并且需要在凝結水回水管道上設置在線取樣，當水質由于熱網首站換熱器泄露等原因造成不合格時，排至凝汽器。