一种耦合电压缩式热泵的高背压供热机组热力系统的制作方法

1.本发明属于火力发电机组高效热点联产技术领域，具体涉及一种耦合电压缩式热泵的高背压供热机组热力系统。


背景技术：

2.国内现阶段已有大量300mw等级机组实施高背压供热改造，供热期汽轮机采用专门制造的高背压供热低压转子，提高汽轮机的排汽背压至50kpa左右，并将凝汽器循环冷却水出、入口直接接入供热系统，由热网循环水充当凝汽器循环冷却水。该循环水供热一般采用串联式两级加热系统，50℃左右的热网循环水首先经过凝汽器进行第一次加热，吸收低压缸排汽潜热，并被加热至70～80℃，然后再经过供热首站蒸汽加热器完成第二次加热，生成90℃以上高温热水并对外集中供热，热网循环水经换热冷却后再回到机组凝汽器，构成一个完整的循环水路。
3.在此热力循环中，为保证对热网循环水实现有效加热，机组凝汽器供热期将运行在50kpa左右，相应机组凝结水温度达到80℃左右，远远超过凝结水精处理系统正常运行允许的55℃高限，因此需实施相应的技术改造。目前各电厂基本采用的方案为：新增可以耐温100～120℃内衬丁基橡胶的高混，原有内衬天然橡胶的高混改为树脂储存罐，新增耐高温中压树脂及再生系统，专供机组高背压供热运行使用。以300mw机组为例，为满足高背压供热运行，凝结水精处理系统一次性改造费约800万元。实际运行经验表明，目前耐高温中压树脂性能并不理想，树脂失效快，每年相应增加的维护及树脂更换费用平均超过120万元，且部分电厂精处理后的水质不合格导致机组非停，并威胁机组的安全可靠性。
4.此外，机组凝汽器供热期将运行在50kpa左右，原有给水泵汽轮机因排汽至主机凝汽器，也将因排汽背压大幅升高而面临出力不足及存在安全风险的问题。目前国内相关各厂均采用对给水泵汽轮机实施通流改造的方案，如更换转子、动叶、隔板、静叶、汽封等，增加其进汽面积，减小通流级数叶片高度，通过牺牲通流效率的方式提升叶片安全性，并通过增加进汽能力来满足其出力要求。该改造方式要求对2
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50％给水泵汽轮机实施整体通流改造，一次性改造投资约1200万元。改造后小汽轮机末级叶片高度将有所下降(排汽面积减小)，各级焓降也将与原设计存在明显差别，在纯凝期较低背压运行条件下，给水泵汽轮机排汽余速损失将大幅增加，造成其效率显著下降。试验表明，实施了该项改造的给水泵汽轮机在非供热期内运行时的效率下降达10％以上，影响汽轮机热耗率约24kj/kwh，按非供热期发电量10亿度估算，导致燃煤量增加约900吨，折合年增加燃料费用约90万元。


技术实现要素：

5.本发明的目的在于克服上述现有技术的缺点，提供一种耦合电压缩式热泵的高背压供热机组热力系统，以解决现有的各个电厂的技术改造运行成本高、可靠性差的问题。
6.为达到上述目的，本发明采用以下技术方案予以实现：
7.一种耦合电压缩式热泵的高背压供热机组热力系统，包括热网回水管路，所述热
网回水管路包括第一分支、第二分支和第三分支；第一分支连接至凝汽器，第二分支连接装置第一电热泵；第三分支连接至第二电热泵；
8.所述凝汽器的热侧管路输入端连接有低压缸；所述第一电热泵的热侧管路输入端连接有给水泵汽轮机；所述第二电热泵的热侧管路输入端连接有凝汽器。
9.本发明的进一步改进在于：
10.优选的，所述第一分支和凝汽器的冷侧管路输入端连接，凝汽器的冷侧管路输出端连接至热网首站。
11.优选的，所述凝汽器的热侧管路输出端和第二电热泵的热侧管路输入端连接。
12.优选的，所述第二电热泵的热侧管路输出端连接至凝结水精处理系统。
13.优选的，所述第二电热泵的冷侧管路输出端连接至热网首站。
14.优选的，所述第一电热泵的热侧管路输出端连接至凝结水精处理系统。
15.优选的，所述第一电热泵的冷侧管路输出端连接至热网首站。
16.优选的，还包括高压缸和中压缸；高压缸、中压缸和低压缸的动力输出轴同轴。
17.与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：
18.本发明公开了一种耦合电压缩式热泵的高背压供热机组热力系统，该热力系统通过引入电压缩式热泵，优化机组热力流程，可大幅降低高背压供热机组凝结水水温及给水泵汽轮机排汽背压，解决当前高背压供热机组凝结水精处理系统及给水泵汽轮机运行成本高、可靠性差的问题。
19.进一步的，针对300300mw等级及以上高背压供热机组，通过热泵换热的方式，将机组凝结水水温换热至50℃左右，同时将给水泵汽轮机背压降至6kpa左右。本发明旨在通过电压缩式热泵回收凝结水低温余热，并将其温度降低至50℃左右，从而将凝结水精处理系统及给水泵汽轮机在高背压供热运行期间的工作方式控制在原设计允许的范围内，替代现有的凝结水精处理系统及给水泵汽轮机改造方案，并提升高背压供热机组长期运行的安全性和经济性。
附图说明
20.图1为本发明的常规设计热力流程图；
21.图2为本发明的基于电压缩式热泵的优化热力流程图；
22.其中：1-高压缸；2-中压缸；3-低压缸；4-给水泵汽轮机；5-凝汽器；6-第一电热泵；7-第二电热泵；8-热网回水管路；9-第一分支；10-第二分支；11-第三分支；12-热网首站；13-凝结水精处理系统。
具体实施方式
23.下面结合附图和具体实施例对本发明做进一步详细描述：
24.本发明公开了一种耦合电压缩式热泵的高背压供热机组热力系统，为实现系统高效灵活运行，本发明新增2台电压缩式热泵，一台用于主机凝结水换热降温，一台用于给水泵汽轮机乏汽余热回收，具体的，包括第一电热泵6和第二电热泵7。
25.参见图1，更为具体的，该系统包括给水泵汽轮机4、高压缸1、中压缸2、低压缸3和凝汽器5。高压缸1、中压缸2和低压缸3同动力输出轴。
26.进一步的，热网回水管路8分为三个分支，分别为第一分支9、第二分支10和第三分支11。第一分支9和凝汽器5的冷侧管路入口连接，凝汽器5的冷侧管路出口和热网首站12连接。
27.第二分支10和第一电热泵6的冷侧管路入口连接，第一电热泵6的冷侧管路出口和热网首站12连接，第一电热泵6的热侧管路入口和给水泵汽轮机4的乏汽管路连接，第一电热泵的热侧管路出口和凝结水精处理系统13连接。从给水泵汽轮机4排出的乏汽在第一电热泵6内加热第二分支10的热网回水后，成为凝结水，进入凝结水精处理系统13，第二分支10的热网回水被加热后，进入热网首站12。
28.凝汽器5的热侧管路输入端和低压缸3的排汽管路连接，凝汽器5的热侧管路输出端和第二电热泵7的热侧管路输入端连接；凝汽器5的冷侧管路输入端和第一分支9连接，凝汽器5的冷侧管路输出端和热网首站12连接。从低压缸3排出的蒸汽作为热侧进入凝汽器5中，加热第一分支9中的热网回水后，成为凝结水，排出进入第二电热泵7。
29.第二电热泵7的热侧管路输入端和凝汽器5的热侧管路输出端连接，第二电热泵7的热侧管路输出端和凝结水精处理系统13连接。第二电热泵5的冷侧管路输入端和第三分支11连接，第二电热泵7的冷侧管路输出端和热网首站12连接。从凝汽器5排出的凝结水在第二电热泵7中加热第三分支11中的热网回水后，进入凝结精处理系统13中，第三分支11中的热网回水被加热后进入热网首站12。
30.实施例
31.本发明结合300mw等级及以上高背压供热机组开发，增加电压缩式热泵组，并对系统热力流程进行优化，将凝结水精处理系统及给水泵汽轮机在高背压供热运行期间的工作方式控制在原设计允许的范围内，替代现有的凝结水精处理系统及给水泵汽轮机改造方案。以下结合典型300mw亚临界机组为例进行发明方案说明。
32.其中主机凝结水换热热泵的低位热源为80℃的凝结水，通过热泵余热回收后减温至40℃，再进入凝结水精处理系统，而热泵所提取的乏热用于加热热网循环水，热泵入口热网循环水水温50℃，出口水温75℃，计算结果见表1。
33.给水泵汽轮机乏汽不再进入主机凝汽器，而是作为其乏热热泵的低位热源，排汽背压为6kpa，通过热泵余热回收后凝结为36℃凝结水，再进入凝结水精处理系统，而热泵所提取的乏热用于加热热网循环水，热泵入口热网循环水水温50℃，出口水温75℃，计算结果见表2。
34.通过计算，可以选择2台容量40mw的电压缩式热泵，其热泵泵组电负荷取自电厂6kv厂用电，总用电负荷约15.3mw，提升机组供热能力约77.4mw，热泵泵组的cop约为5.04。
35.表1主机凝结水换热热泵
36.序号名目单位参数1机组铭牌电功率mw3002高背压排汽t/h684380℃凝结水焓kj/kg334.9440℃凝结水焓kj/kg167.55回收的低位热负荷kw31807.56热泵入口热网水温℃50
7热泵出口热网水温℃788热泵热网循环水量t/h976.89热泵电负荷kw7873.110热泵总热容量kw39680.6
37.表2给水泵汽轮机乏汽换热热泵
[0038][0039][0040]
本发明的系统适用于国内所有300mw等级机组高背压供热改造项目，通过机组热力流程优化，彻底解决现有技术体系中凝结水精处理系统及给水泵汽轮机存在的经济性问题及安全可靠性问题：
[0041]
1)改造优化后，凝结水精处理系统入水温度将由80℃左右降至40℃，从而大幅提升凝结水精处理系统运行可靠性，保证水质长期维持正常。
[0042]
2)改造优化后，给水泵汽轮机排汽背压将维持在原设计的6kpa左右，以保障其长期的安全、高效运行。
[0043]
3)通过电压缩式热泵可有效回收机组凝结水及给水泵汽轮机排汽乏热，并用于采暖供热，此举可增大机组供热能力77mw(其中包含低品位乏热约62mw)，可相应额外接带190万平米供热面积。
[0044]
4)本方案改造费用与原有改造方案一次性投资基本相当，但采用本方案优化后，每年可节省运行成本约210万元。
[0045]
5)机组冬季调峰深度可提升15mw，缓解目前大型高背压供热机组冬季调峰能力不足的问题，此举还即可相应可减小15mw的弃风、弃光损失，增加新能源机组发电量达30000mwh以上。
[0046]
以上所述仅为本发明的较佳实施例而已，并不用以限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。