一种从电站锅炉抽蒸汽的热电解耦供热系统的制作方法

本发明属于燃煤发电热电联产技术领域，涉及一种从电站锅炉抽蒸汽的热电解耦供热系统。

背景技术：

随着我国节能减排工作的深入开展，在我国部分地区尤其是有条件的北方地区，很多燃煤电厂都改造成为冬季能够为周边居民供热的热电联产电厂。热电联产的好处是，可以利用高品质的蒸汽发电的同时，为周边居民区提供采暖热能，避免了热力发电系统的冷端损失，大幅的提高了能量利用率，同时电厂可以收取供暖费用，提高了电厂效益。

然而，电厂在冬季进行热电联产向居民供热的这种运行模式还存在一些技术上的不足，目前电厂多采用以热定电的运行方式，电厂的供热量与发电量有固定的对应关系，即当电厂供热负荷确定以后，电厂的发电负荷也随之固定，为保障供热，电厂的发电负荷不能变动，因此电厂发电量的灵活性受到了极大的制约。随着我国可再生能源发电的不断发展，尤其是风电装机规模的不断上升，电网对于火电机组的调峰要求越来越多。由于以风电为代表的新的可再生能源发电极不稳定，电网要求常规火电机组承担越来越多的调峰任务，这就需要火电机组提高自身发电负荷调节的灵活性。为了配合可再生能源发电的上网，原来不需要参与调峰的供热机组也要逐渐承担起电网调峰的使命，因此供热机组以热定电的运行方式将不再适应，必须进行热电解耦。

目前已有的热电解耦方式大约有两种，一种是在热网系统内增设备用锅炉，当电厂因发电负荷降低而供热能力下降时，启动备用锅炉，以补充电厂供热能力的缺口，这种热电解耦方式，由于需要新建全容量的备用锅炉，因而投资成本较大，由于备用锅炉需要频繁启停，运行和维护成本也很高。备用锅炉多采用燃气锅炉，虽然在粉尘和二氧化硫排放方面具有环保优势，但是目前的燃气锅炉在NOx减排方面表现并不突出，还存在NOx排放超标的问题。

另一种热电解耦的方式是在热网内设置储热装置，在电厂发电负荷高、供热能力强的时候，储能系统存储一定的热能，当电厂因为降低发电负荷供热量减少时，利用储能装置储存的热量补充电厂供热的不足，待电厂负荷上升以后，再利用电厂热量补充储能装置的储热。储能介质通常为热水，因此需要建设非常庞大的储水箱，该方法占地面积大、投资成本高，储热能力和持续供热时间有限。因此，为了使热电联产机组能够参与调峰，还需要更加灵活的热电解耦方案。

技术实现要素：

为解决供热电厂以热定电的运行模式，机组灵活性低无法承担调峰任务的问题，本发明提出一种从电站锅炉抽蒸汽的热电解耦供热系统，利用该系统可花费较低的成本即能实现热电解耦。

本发明是通过以下技术方案来实现：

一种从电站锅炉抽蒸汽的热电解耦供热系统，包括电站锅炉、汽轮机、汽轮发电机、凝结水泵、低压加热器、除氧器、给水泵和高压加热器，还包括凝汽换热器、抽汽减压器、抽汽加热器和热网用户；

凝汽换热器的蒸汽入口与汽轮机高背压排汽相连，或与汽轮机的中压缸与低压缸之间的抽蒸汽连通管相连，凝汽换热器凝结水出口与凝结水泵入口相连；热网用户回水口经热网水泵与凝汽换热器的热网水入口相连，凝汽换热器热网水出口与抽汽加热器热网水入口相连，抽汽加热器热网水出口与热网用户相连，凝汽换热器热网水出口还通过抽汽加热器旁路与热网用户相连；

抽汽加热器蒸汽入口经抽汽减压器从电站锅炉的过热段或再热段抽取热源蒸汽；抽汽加热器冷凝水出口与除氧器除氧水箱相连。

进入凝汽换热器内的蒸汽被热网水冷凝后通过凝结水泵送回汽轮机给水加热系统；热网回水先经凝汽换热器利用汽轮机抽汽或高背压汽轮机排汽加热后再送入抽汽加热器加热，最后送回热网。

抽汽加热器从电站锅炉内抽取蒸汽作为热源蒸汽，其抽汽位置为电站锅炉的低压过热器之后、屏式过热器之后、高温过热器之前或者低温再热器之后；

蒸汽从电站锅炉抽出后，先经过抽汽减压器降压，然后送往抽汽加热器，在抽汽加热器内凝结放热后形成冷凝水，经管路送至除氧器；抽汽加热器设置的抽汽加热器旁路，根据负荷情况通过调节阀门开关使热网回水经过抽汽加热器加热，或不经过抽汽加热器而直接送往热网用户。

当凝汽换热器对热网回水的加热能力充足时，进入凝汽换热器内的蒸汽把热网回水加热至要求的供热温度，热网回水在凝汽换热器内被加热后经过抽汽加热器旁路直接送往热网用户，此时抽汽加热器不工作，不从电站锅炉抽蒸汽；

当凝汽换热器对热网回水的加热能力不足时，则打开热网回水进入抽汽加热器的管路，关闭抽汽加热器旁路，利用抽汽加热器继续对热网水加热升温，调节从电站锅炉向抽汽加热器的抽汽量，使抽汽加热器的热网水出口的温度满足供热要求。

所述的抽汽加热器蒸汽入口与抽汽减压器出口相连，抽汽加热器冷凝水出口与除氧器除氧水箱相连；抽汽减压器的入口与电站锅炉内的抽汽口相连。

与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：

本发明提供的从电站锅炉抽蒸汽的热电解耦供热系统，热网回水主要采用凝汽换热器进行加热，在凝汽换热器后面再增加抽汽加热器，抽汽加热器的热源蒸汽从电站锅炉的过热段或再热段抽取；其中凝汽换热器利用汽轮机高背压排汽，或从汽轮机中压缸与低压缸之间的连通管抽蒸汽来加热热网回水，蒸汽本身被热网水冷凝后通过凝结水泵送回汽轮机给水加热系统；热网回水先经过汽轮机抽汽或高背压汽轮机排汽加热后再送入抽汽加热器加热，最后送回热网；抽汽加热器作为热网水的辅助加热手段，利用从电站锅炉内抽取的高温高压蒸汽作为抽汽加热器的热源，通过调节从锅炉的抽汽量，即可调节抽汽加热器的加热负荷，使送往热网的供热水温达到要求。从而可以实现热电解耦，使热电联产电厂具有配合电网的调峰能力，当电厂发电量降低时，可保持供热能力不降低。

当汽轮机发电系统处于高负荷的时候，汽轮机蒸汽流量很大，从汽轮机中、低压缸之间的连通管抽取的蒸汽或高背压汽轮机排汽在凝汽换热器内足以把热网回水加热至供热要求的温度，热网回水在凝汽换热器内被加热后经过抽汽加热器旁路直接送往热网用户，此时抽汽加热器不工作，不需从电站锅炉抽汽；

当汽轮机发电系统受电网调峰要求降低负荷以后，汽轮机蒸汽流量减少，从汽轮机中、低压缸之间的连通管抽取的蒸汽或高背压汽轮机排汽也对应减少，凝汽换热器对热网回水的加热能力下降，凝汽换热器热网水出口的温度达不到供热要求，此时，打开抽汽加热器管路，关闭抽汽加热器旁路，利用抽汽加热器继续对热网水加热升温，调节从电站锅炉向抽汽加热器的抽汽量，使抽汽加热器热网水出口的温度达到供热要求，从而保证在汽轮机发电负荷降低的时候，向热网用户的供热能力不减，实现热电解耦。

本发明还可以提升电站锅炉低负荷的脱硝环保性能：通常在电厂发电负荷降低时，电站锅炉负荷也降低，这时候电站锅炉尾部烟气温度下降的比较厉害，烟温下降会使锅炉尾部的SCR(Selective Catalytic Reduction，选择性催化还原)系统失效，脱硝系统切除，造成环境污染；而采用本发明的供热系统，在电站锅炉负荷降低时，由于从锅炉蒸汽吸热面中段抽出了部分蒸汽送去抽汽加热器，由于部分蒸汽的提前抽出使得锅炉后部换热器的蒸汽流量减少，剩余蒸汽对烟气的冷却能力下降，对锅炉烟气的冷却能力减小，因而可以提高锅炉尾部的排烟温度，从而使得电站锅炉不会因为负荷降低导致排烟温度过低，避免SCR脱销系统失效，保证脱硝系统在锅炉低负荷下正常运行。

附图说明

图1为本发明的热电解耦供热系统示意图之一，凝汽换热器的蒸汽源采用从汽轮机中、低压缸之间的连通管抽汽。

图2为本发明的热电解耦供热系统示意图之二，凝汽换热器的蒸汽源采用高背压汽轮机的排汽。

其中，1为电站锅炉；2为汽轮机；3汽轮发电机；4为凝汽换热器；5为凝结水泵；6为低压加热器；7为除氧器；8为给水泵；9为高压加热器；10为抽汽减压器；11为抽汽加热器；12为抽汽加热器旁路；13热网用户；14为热网水泵；15为凝汽器。

具体实施方式

下面结合具体的实施例对本发明做进一步的详细说明，所述是对本发明的解释而不是限定。

参见图1或图2，一种从电站锅炉抽蒸汽的热电解耦供热系统，包括电站锅炉1、汽轮机2、汽轮发电机3、凝结水泵5、低压加热器6、除氧器7、给水泵8和高压加热器9，还包括凝汽换热器4、抽汽减压器10、抽汽加热器11和热网用户13；

凝汽换热器4的蒸汽入口与汽轮机高背压排汽相连，或与汽轮机2的中压缸与低压缸之间的抽蒸汽连通管相连，凝汽换热器4凝结水出口与凝结水泵5入口相连；热网用户13回水口经热网水泵14与凝汽换热器4的热网水入口相连，凝汽换热器4热网水出口与抽汽加热器11热网水入口相连，抽汽加热器11热网水出口与热网用户13相连，凝汽换热器4热网水出口还通过抽汽加热器旁路12与热网用户13相连；

抽汽加热器11蒸汽入口经抽汽减压器10从电站锅炉1的过热段或再热段抽取热源蒸汽；抽汽加热器11冷凝水出口与除氧器7除氧水箱相连。

上述系统中，利用汽轮机高背压排汽，或从汽轮机中压缸与低压缸之间的连通管抽蒸汽来加热热网回水，蒸汽本身被热网水冷凝后通过凝结水泵送回汽轮机给水加热系统；热网回水先经过汽轮机抽汽或高背压汽轮机排汽加热后再送入抽汽加热器加热，最后送回热网；

同时，采用从电站锅炉内抽取的一股蒸汽作为抽汽加热器的热源蒸汽，抽汽位置位于过热器中段或再热器中段，可以是电站锅炉的低压过热器之后、屏式过热器之后，高温过热器之前或者低温再热器之后，具体抽汽位置需要根据实际锅炉的结构和运行参数进行确定；蒸汽从电站锅炉抽出后，先经过抽汽减压器使压力适当降低，然后送往抽汽加热器，在抽汽加热器内凝结放热后形成冷凝水，经管路送至除氧器水箱；在抽汽加热器设置抽汽加热器旁路，可以根据负荷情况通过调节阀门开关使热网水经过抽汽加热器加热，或不经过抽汽加热器而直接送往热网用户。

因此，当凝汽换热器4对热网回水的加热能力充足时，进入凝汽换热器4内的蒸汽把热网回水加热至要求的供热温度，热网回水在凝汽换热器4内被加热后经过抽汽加热器旁路12直接送往热网用户13，此时抽汽加热器11不工作，不从电站锅炉1抽蒸汽；

当凝汽换热器4对热网回水的加热能力不足时，则打开热网回水进入抽汽加热器11的管路，关闭抽汽加热器旁路12，利用抽汽加热器12继续对热网水加热升温，调节从电站锅炉1向抽汽加热器11的抽汽量，使抽汽加热器11的热网水出口的温度满足供热要求。

进一步的，所述的抽汽加热器11蒸汽入口与抽汽减压器10出口相连，抽汽加热器11冷凝水出口与除氧器7除氧水箱相连；抽汽减压器10的入口与电站锅炉1的二级喷水减温器前的蒸汽联箱相连。

所述的电站锅炉1的主蒸汽出口与汽轮机2的高压缸蒸汽入口相连，汽轮机2的高压缸蒸汽出口与电站锅炉1的再热蒸汽入口相连，电站锅炉1的再热蒸汽出口与汽轮机2的中压缸蒸汽入口相连，汽轮机2的中压缸蒸汽出口通过连通管与汽轮机2的低压缸蒸汽入口相连，汽轮机2的高压缸、中压缸、低压缸与汽轮发电机3同轴相连。

参见图1，若凝汽换热器4从汽轮机中压缸、低压缸连通管抽蒸汽，汽轮机2的中压缸、低压缸之间抽蒸汽连通管与凝汽换热器4蒸汽入口相连，凝汽换热器4凝结水出口与凝汽器15相连；汽轮机2的低压缸排汽口与凝汽器15相连，凝汽器15的凝结水出口与凝结水泵5入口相连；

参见图2，若凝汽换热器4采用高背压排汽供热，汽轮机2的低压缸排汽出口与凝汽换热器4蒸汽入口相连，凝汽换热器4凝结水出口与凝结水泵5入口相连。

所述的凝结水泵5出口与低压加热器6入口相连，低压加热器6出口与除氧器7入口相连，除氧器7出口与给水泵8入口相连，给水泵8出口与高压加热器9入口相连，高压加热器9出口与电站锅炉1的省煤器入口相连。

下面以该系统应用于采用背压式汽轮机带供热的300MW亚临界热力发电机组为例进行说明。

参见图2，该系统主要设备包括：电站锅炉1、汽轮机2、汽轮发电机3、凝汽换热器4、凝结水泵5、低压加热器6、除氧器7、给水泵8、高压加热器9、抽汽减压器10、抽汽加热器11、抽汽加热器旁路12、热网用户13、热网水泵14，其中，电站锅炉1主蒸汽出口与汽轮机2高压缸蒸汽入口相连，汽轮机2高压缸蒸汽出口与电站锅炉1再热蒸汽入口相连，电站锅炉1再热蒸汽出口与汽轮机2中压缸蒸汽入口相连，汽轮机2中压缸蒸汽出口通过连通管与汽轮机2低压缸蒸汽入口相连，汽轮机2低压缸排汽出口与凝汽换热器4蒸汽入口相连，汽轮机2主轴与汽轮发电机3主轴相连，凝汽换热器4凝结水出口与凝结水泵5入口相连，凝结水泵5出口与低压加热器6入口相连，低压加热器6出口与除氧器7入口相连，除氧器7出口与给水泵8入口相连，给水泵8出口与高压加热器9入口相连，高压加热器9出口与电站锅炉1的省煤器入口相连，抽汽减压器10入口与电站锅炉1的二级喷水减温器前的蒸汽联箱相连，抽汽减压器10出口与抽汽加热器11蒸汽入口相连，抽汽加热器11冷凝水出口与除氧器7除氧水箱相连；热网用户13回水口与热网水泵14入口相连，热网水泵14出口与凝汽换热器4热网水入口相连，凝汽换热器4热网水出口与抽汽加热器11热网水入口相连，抽汽加热器11热网水出口与热网用户13相连，抽汽加热器13设置抽汽加热器旁路12。

汽轮机2采用被压式汽轮机，排汽压力约200kPa，汽轮机排汽进入凝汽换热器4凝结放热而本身被冷凝为凝结水，凝结水泵5将凝结水从凝汽换热器中抽出送往低压加热器，凝结水在低压加热器6中初步升温后送往除氧器7，在除氧器内加热除氧后经给水泵8加压后变成给水送往高压加热器9，在高压加热器内进一步升温后送入电站锅炉1，给水在电站锅炉内经过一系列的受热面逐级加热后最终变成高温高压的蒸汽从电站锅炉出来送去汽轮机2的高压缸膨胀做功，蒸汽从汽轮机2的高压缸排出后再送往电站锅炉1进行再热，从电站锅炉1的再热器出来以后送往汽轮机2的中压缸膨胀做功，蒸汽从汽轮机2的中压缸排出后经中、低压缸蒸汽连通管送往蒸汽从汽轮机2的低压缸膨胀做功，汽轮机高、中、低压缸与汽轮发电机同轴相连，汽轮机转动带动发电机发电，汽轮机低压缸排汽送入凝汽换热器4；

从热网用户13来的热网回水经过热网水泵14加压后送往凝汽换热器4加热，从凝汽换热器出来后经过抽汽换热器11加热或直接由抽汽换热器旁路送回热网用户。抽汽加热器11采用从电站锅炉内抽取的蒸汽作为加热汽源，抽汽位置为电站锅炉1的二级喷水减温器前的蒸汽联箱，蒸汽从电站锅炉二级喷水减温器前的蒸汽联箱抽出后，先经过抽汽减压器10降压至适当压力，然后送往抽汽加热器11，在抽汽加热器内凝结放热后形成冷凝水，经管路送至除氧器7；在抽汽加热器设置抽汽加热器旁路12，可以通过调节使热网水经过抽汽加热器加热或不经过抽汽加热器直接送往热网用户。

该系统实现热电解耦的工作过程为：

当汽轮机发电系统处于高负荷的时候，汽轮机2排汽量很大，在凝汽换热器4内足以把热网回水加热至供热要求的温度，热网回水在凝汽换热器4内被加热后经过抽汽加热器旁路12直接送往热网用户13，此时抽汽加热器11不工作，不从电站锅炉1抽汽；

当汽轮机发电系统受电网调峰要求降低负荷以后，汽轮机2排汽流量减少，凝汽换热器4对热网回水的加热能力下降，凝汽换热器热网水出口的温度达不到供热要求，则打开抽汽加热器11管路，关闭抽汽加热器旁路12，利用抽汽加热器11的加热能力继续对热网水加热升温，调节从电站锅炉向抽汽加热器11的抽汽量，使抽汽加热器热网水出口的温度满足供热要求，从而在汽轮机发电负荷降低的时候，保证向热网用户的供热能力不减，从而实现热电解耦。

上述系统装置的主要参数如表1所示。

表1 300MW亚临界热力发电的热电解耦供热系统主要参数

本发明一方面可以实现热电解耦，使热电联产电厂具有配合电网的调峰能力，当电厂发电量降低时，保持供热能力不降低；另一方面可以提升电站锅炉低负荷的脱硝环保性能：当电厂发电负荷降低时，从电站锅炉二级喷水减温器之前抽取部分蒸汽送去抽汽加热器，由于部分蒸汽的提前抽出使得锅炉后部几个换热器的蒸汽流量减少，对锅炉烟气的冷却能力减小，因而可以提高锅炉尾部的排烟温度，从而使得电站锅炉不会因为负荷降低导致排烟温度过低，避免SCR脱销系统失效，提升了环保性能。

以上给出的实施例是实现本发明较优的例子，本发明不限于上述实施例。本领域的技术人员根据本发明技术方案的技术特征所做出的任何非本质的添加、替换，均属于本发明的保护范围。