300MW级供热机组采暖蒸汽凝结水回收系统探讨

胡训栋，张乐川，孔德浩，侯 振

（山东电力工程咨询院有限公司，山东 济南 250013）

0 引言

最近几年来，随着城市人口的日益增长，人民物质生活的要求日益提高，城中村改造和大中型住宅区的高速建设，为集中供热带来机遇。 且伴随着国家节能减排的要求，300MW级纯凝机组陆续改造供热，同时新规划了一批300MW级以上的大型热电联产项目。本文就以抽凝式、亚临界330MW机组工程为例，对区别与纯凝机组的供热首站热网蒸汽凝结水回收系统进行了研究，提出4种回收系统方案，并对其进行研究。

1 蒸汽凝结水回收系统方案

机组按2×330MW的双抽凝式亚临界机组进行研究，额定工业抽汽量为170 t/h，抽汽压力为 1.0MPa（a），抽汽温度为373.1℃，额定采暖抽汽量为 300 t/h，抽汽压力为 0.5MPa（a），抽汽温度为296.6℃，供热首站热网蒸汽凝结水额定回水温度为75℃。经济性指标是以哈尔滨汽轮机厂提供的热平衡图为依据进行计算的，工业抽汽的补充水补充至凝汽器。

对于两台供热机组来说，供热首站的热网蒸汽是采用切换母管制的，而汽轮发电机组是单元制的，故凝结水回水系统需要设置流量调节装置，按“蒸汽从哪来，其凝结水回哪去”的原则进行系统设计。为尽量回收供热首站热网蒸汽凝结水至汽轮发电机的凝结水系统中，工程中经常采用的凝结水回水位置方案有如下4种：

方案一，根据回水温度和汽机热平衡图，供热首站热网蒸汽凝结水经回水泵回至与其温度相匹配的6号低加出口的主凝结水管道上。

方案二，供热首站热网蒸汽凝结水经回水泵回至除氧器。

方案三，供热首站热网蒸汽凝结水低压自流回至本机组凝汽器。

方案四，供热首站热网蒸汽凝结水低压经凝结水换热器自流回至本机组凝汽器。

2 各凝结水回收方案系统配置简述

2.1 供热首站热网蒸汽凝结水经回水泵回至6号低加出口（方案一）

供热首站热网蒸汽凝结水经设在热网首站内的热网凝结水回水泵升压后，引至6号低加出口的主凝结水管道上。管道上设有必需的泵出口逆止阀、关断阀及两机组流量分配调节阀。

系统配置简述：

（1）采用该回水方案，供热首站内常规需设置4×100%容量、电压6 kV、功率为315 kW供热首站热网蒸汽凝结水回水泵。泵的扬程235M，其容量按4×300 t/h配置，每台机均对应1台泵运行，1台做为备用，并配装2台高压变频装置，“一拖二”控制。同时首站内需增加两台22M3闭式凝结水回收罐，首站的建筑容量较大。供热首站厂房的具体结构尺寸为46.2M×15.5M×21M。

（2）供热首站热网蒸汽凝结水回水至6号低加出口时，从凝汽器流往主凝结水泵的凝结水量在530 t/h左右，主凝结水泵的耗电功率降低。按此水量主凝结水泵按3×50%容量配置较为合理，但在以往相似工程的招标过程中，300MW级机组按3×50%容量选用凝泵，因其流量小扬程高，几大凝泵商均反映无此参数设计和制造经验，因此本文凝泵仍按2×100%容量进行选型配置。考虑到流量变化范围大，并为了节能降耗，主凝结水泵考虑加装变频装置，按“一拖二”方式考虑，两泵共配1台变频装置，来降低变工况时主凝结水泵的耗电量。

（3）另外考虑到供热首站热网蒸汽凝结水水质不能满足要求时，系统另外还需设置一至凝汽器的旁路管道，利用主凝结水系统中的化学精处理装置对水质进行处理。

2.2 供热首站热网蒸汽凝结水回水至除氧器（方案二）

该方案与方案一不同之处在于，首站内设电压380 V，功率180 kW，4×100%的采暖凝结水回水泵；设2台低压变频装置，“一拖二”控制；另外与方案一相比，回水至除氧器，除氧器温度相对供热首站热网蒸汽凝结水的温度较高，需要增加回抽的抽气量，造成发电量降低。

2.3 供热首站热网蒸汽凝结水回水至凝汽器（方案三）

供热首站热网蒸汽凝结水靠凝汽器真空低压回流至凝汽器。热网首站内不需设置供热凝结水回水升压泵和热网凝结水回收装置，只需在回水管道上装设必须的阀门。

系统配置：

（1）供热首站热网蒸汽凝结水回水至凝汽器，凝结水的热量被循环水带走，造成一定程度的热能浪费。由于供热首站热网蒸汽凝结水回水量较大，凝汽器内部结构与常规纯凝机组凝汽器也有所不同，需要在凝汽器中增设热网蒸汽凝结水回水处理装置。对此，国内各凝汽器厂家处理方式不尽相同，有的加喷淋装置，有的加“鼓泡”装置，其主目的都是使这部分蒸汽凝结水回水在凝汽器中达到背压下的饱和状态，并达到一定的除氧效果，后与主凝结水充分混合进入主凝结水系统。

（2）此方案可使各工况下流经主凝结水泵的凝结水量相差很少，此时系统中配置用2×100%容量的主凝结水泵。此方案主凝结水泵相当于在满负荷纯凝工况下运行，耗电率大大提高。

（3）此凝结水回收方案，利用汽轮机凝汽器的背压，回水不经任何动力设备可直接回到凝汽器，供热首站内不考虑设置供热首站热网蒸汽凝结水回水输送泵。此时供热首站比较紧凑，建筑容量较小，首站主厂房的特征尺寸可优化为42.6m×12m×21M。

（4）由于热网采暖凝结水回水至凝汽器300t/h，而此时汽轮机排汽流量仅为350 t/h，导致凝汽器的换热量加大，造成凝汽器、真空泵、冷却塔及循环水泵的容量加大，设备费用投资增加。以及循

环水泵厂用电增加，另外还增加了全厂水耗。回水量的增加需凝汽器增设鼓泡或喷淋装置，增加了这部分设备投资费用。

表1 各方案经济性比较表

2.4 供热首站热网蒸汽凝结水低压经凝结水换热器自流回至本机组凝汽器（方案四）

此方案基本与方案三相类似，不同之处在于热网蒸汽凝结水回凝汽器之前，先经管式水水换热器与凝结水泵出口的凝结水换热后，减温至45℃左右排至凝汽器。 此方案虽然比方案三节能，但是增加了设备投资，且节能效果与方案一相比相差较大，主要原因在于此方案投运时，需要7号和8号低压加热器解列运行，造成了汽机排汽量加大，增加了汽机冷端损失，降低了汽机效率，虽然比方案三节能，但由于冷端的损失也加大了，造成总体节能效果不显著。此方案比较适合供热首站换热器故障率高的机组，由于节能不显著，且与方案三类似，在此不做详细经济性比较。

3 方案比较

3.1 比较基准

（1）以方案一为基准，方案二、方案三投资及运行费用较方案一增加为“+”值，减少为“-”值。

（2）上网电价按 0.397 4 元/（kW·h），水费按1.2 元/m3。

（3）冬季运行小时数按2 880 h，全年设备利用时间按6 138 h计。

（4）供热首站单位容积建筑造价按305元/m3计。

（5）未考虑因设备变化所引起的安装及日常维护费用的改变。

（6）比较结果以两台机组计。

3.2 各方案经济性比较

各方案经济性比较见表1。

3.3 比较结果

从表1不难看出，在建设初期，方案一（即供热首站热网蒸汽凝结水回水位置至6号低加出口）设备一次性投资费用较方案二高出230.4万元，但每年的运行费用可以节省约438万元，综合计算，方案一所高出的设备及建设初投资费用在电厂投产后不到1个采暖期即可全部回收并有很大盈余。

在建设初期，方案一（即供热首站热网蒸汽凝结水回水位置至6号低加出口）设备一次性投资费用较方案三高出259.6万元，但每年的运行费用可以节省约547万元。综合计算，方案一所高出的设备及建设初投资费用在电厂投产后不到1个采暖期即可全部回收并有很大盈余。

4 结论

综合上述因素，推荐300MW级供热机组的供热首站热网蒸汽凝结水回水系统按下列原则进行配置。

供热首站热网蒸汽凝结水回水位置按方案一，即回至温度相匹配的6号低压加热器出口，同时增设一路去凝汽器的事故排水管。并且需要在凝结水回水管道上设置在线取样，当水质由于热网首站换热器泄露等原因造成不合格时，排至凝汽器。