背压机组与抽凝机组发电效率比较

一般汽轮机选型原则：纯粹发电时采用凝汽式，带变化波动的热负荷时采用抽凝式，具有持续稳定的热负荷时采用背压式。

以3万的中温中压机组为例，背压式与凝汽式汽轮机汽耗、发电量、总体热效率比较：

相比较而言，相同蒸汽量背压机组发电量是凝汽式的1/4，但背压机整体热效率远远大于凝汽式机组。因为凝汽式机组乏汽进入凝汽器冷却成凝结水回收，热量全部放掉（冷源损失）。进入汽轮机的蒸汽对于一般中压电厂来说，每一公斤蒸汽中含有770大卡热量，这些热量中只有200大卡做了功，发出了电，凝结水中含有约50大卡热量，而很大一部分（约520大卡）的热量是在乏汽凝结过程中被带走了，这是一个很大的损失。而蒸汽进入背压汽轮机作功后，排汽供用户，热量全部得到利用，几乎没有冷源损失，机组热效率高。

但是背压机组进汽量受外部用户的限制，当用户需要蒸汽量增加，进入机组的蒸汽增加，如用户用汽量减少，进入的蒸汽量减少，因此发电量收到热用户的影响，也就是前边说的需具有持续稳定的热负荷才适合选择背压机。

亚临界一次再热高效背压机组的应用

龙源期刊网 https://www.sodocs.net/doc/0419463421.html, 亚临界一次再热高效背压机组的应用 作者：叶亚飞 来源：《电子乐园·上旬刊》2019年第01期 摘要：集中供热已成为促进工业园区发展的重要基础，传统的背压机组效率相比抽凝机组得到了较大提升，然而面对当前严峻的环保压力，环保设备成本日益增加，煤炭成本的增加，如何进一步提高背压机的效率，提高热电联产机组的经济性，成为各大企业思考的问题，目前亚临界一次再热双抽深度背压式汽轮机技术逐步展开推广，在同等锅炉耗煤量的情况下，通过提高主蒸汽参数，增加一次再热，深度背压将节流损失降至最低，使背压机组的发电标准煤耗率降至82.5g/kw·h。 关键词：亚临界;一次再热;深度背压;汽轮机;标准煤耗率 1 高效背壓机组技术介绍 1.1 技术提出背景 基于常规高温高压背压式机组存在的回热系统节流损失大、发电标准煤耗率高，蒸汽做功能力不能充分利用等问题，提出了亚临界一次再热双抽深度背压式汽轮机技术，该项技术已经开始工程应用。主要是通过提高主蒸汽初参数，提高高压缸的做功效率，通过一次再热，提高中压缸做功效率，回热系统的设计利用补水量平衡各级抽汽量，将背压最低降至0.15Mpa.a。 1.2 技术简介 通过提高主蒸汽初参数，提高高压缸的做功效率，通过一次再热，提高中压缸做功效率，回热系统的设计是利用除盐水补水量平衡各级抽汽量，增加低压加热器，大气式除氧器，将背压最低降至0.15Mpa.a，额定负荷下，发电标准煤耗率为82.5g/kw·h。 1.3 高效背压机组分析 目前在建的该类型机组主蒸汽参数为16.7Mpa，535C和24.2Mpa，566℃，从机组容量上看对应传统发电机组容量分别为135MW和350MW等级。本类型机组有两级工业抽汽，分别来自再热器热段和中压缸中段，该类型机组的主要特点是同等级机组首次使用亚临界、超临界参数，增加一次再热，深度背压至0.15Mpa.a。回热系统方面，传统背压式或抽背式机组，末级排汽压力一般较高，通常为0.6MPa～1.3MPa，无低压加热器，除氧器一般采用定压运行的方式，由排汽减压后作为除氧器的加热汽源，此部分蒸汽由于节流损失，造成机组发电效率的下降，此类型机组正是解决了传统背压机组的部分节流损失问题，高压除氧器滑压运行，通过深度背压的方式，将节流损失降至最低，末级排汽直接排入大气式除氧器加热补充水。 1.4高效背压机组存在的问题

凝汽式和背压式汽轮机区别

凝汽式汽轮机 科技名词定义 中文名称: 凝汽式汽轮机 英文名称: condensing steam turbine 定义: 蒸汽在汽轮机本体中膨胀做功后排入凝汽器的汽轮机。 所属学科: 电力(一级学科);汽轮机、燃气轮机(二级学科) 本内容由全国科学技术名词审定委员会审定公布 百科名片 凝汽式汽轮机,就是指蒸汽在汽轮内膨胀做功以后,除小部分轴封漏气之处,全部进入凝汽器凝结成水的汽轮机。 目录 简介 运行特性 排汽压力与机组功率 编辑本段 简介 实际上为了提高汽轮机的热效率,减少汽轮机排汽缸的直径尺寸,将做过部分功的蒸汽从汽轮机内抽出来,送入回热加热器,用以加热锅炉给水,这种不调整抽汽式汽轮机,也统称为凝汽式汽轮机。

火电厂中普遍采用的专为发电用的汽轮机。凝汽设备主要由凝汽器、循环水泵、凝结水泵与抽气器组成。汽轮机排汽进入凝汽器,被循环水冷却凝结为水,由凝结水泵抽出,经过各级加热器加热后作为给水送往锅炉。 汽轮机的排汽在凝汽器内受冷凝结为水的过程中,体积骤然缩小,因而原来充满蒸汽的密闭空间形成真空,这降低了汽轮机的排汽压力,使蒸汽的理想焓降增大,从而提高了装置的热效率。汽轮机排汽中的非凝结气体(主要就是空气)则由抽气器抽出,以维持必要的真空度。 汽轮机最常用的凝汽器为表面式。冷却水排入冷却水池或冷却水塔降温后再循环使用。靠近江、河、湖泊的电厂,如水量充足,可将由凝汽器排出的冷却水直接排入江、河、湖泊,称为径流冷却方式。但这种方式可能对河流湖泊造成热污染。严重缺水地区的电厂,可采用空冷式凝汽器。但它结构庞大,金属材料消耗多,除列车电站外,一般电厂较少采用。老式电厂中,有的采用混合式凝汽器,汽轮机排汽与冷却水直接混合接触冷却。但因排汽凝结水被冷却水污染,需要处理后才能作为锅炉给水,已很少采用。 背压 科技名词定义 中文名称: 背压 英文名称: back pressure 定义: 工质在热机中做功后排出的压力。一般指汽轮机的排汽压力。 所属学科: 电力(一级学科);通论(二级学科) 本内容由全国科学技术名词审定委员会审定公布 目录

浅谈抽凝机改背压机技术

浅谈抽凝机改背压机技术 目前，电价低，煤炭贵，使得小热电的日子不好过，都在寻找解决的办法，煤炭降价的可能性几乎没有，电价上涨的速度太慢，为了能适应时代，能生存下来，便将现有的抽凝机组改为背压机组。当然上面的改只是把抽凝机拆掉换一台背压机，现在我说的是利用现有的抽凝机改造为背压机，这样改的好处是不用太多的资金和时间，以后抽凝机比背压机经济时再改回来，以后那种机型经济就改为那种，非常方便。 我们为江苏一家企业改造的为例： 青岛捷能生产的抽凝6000kw的（进气压力为3.43Mpa、进气温度435℃、抽汽0.98Mpa）机组改为6000的背压机组，改造后进气压力为3.43Mpa、进气温度435℃、排气压力0.6Mpa、排气温度263℃、最大进气量81吨、额定工况下最大负荷6300kw/h。大体方案如下：去掉低压缸内部分隔板，封死抵押汽缸和高压汽缸的通道，转子只保留高压汽缸的一级复速级和两级压力级，排汽从抽气管道排出、去掉低压调节汽阀等。 C6-3.43/0.49改B6-3.43/0.6热力计算 一、主汽门前蒸汽参数： P=3.43Mpa t=435℃ v=0.0936 m³/kg3

h=3302.95kj/kg 二、高压喷嘴组进气参数： P=3.43Mpa t=434.16℃ v=0.097 m³/kg h=3302.95 kj/kg s=6.987 kj/(kg.k) 三.双列复速级后蒸汽参数： P=1.18Mpa t=335.4℃ v=0.25005m³/kg h=3121.79 kj/kg s=7.1869 kj/(kg.k) 四、第一级压力级参数 P=0.85Mpa t=300.75℃ v=0.3378 m³ h=3055.96kj/kg s=7.2255kj/(kg.k)2 五、第二压力级后参数（排气参数）P=0.59Mpa t=263.5℃

背压式汽轮机跟抽凝

背压式汽轮机跟抽凝，纯凝式汽轮机不一样的地方就是它没有凝汽器，它的热能全部排出，并供给热用户。 以同步器压增弹簧改变压力变换器的泄油口的大小改变进汽量，使发电机功率改变，这样也改变了排汽量的大小，这样称“以电定热”； 它的调速系统上装有调压器（投用调压器时，同步器应在空负荷位置），它的作用也是来改变脉冲油压，同时改变进汽量，但它的底部脉冲信号来自汽轮机的排汽压力，当排汽压力升高或降低时，就改变了调压器滑阀的原来位置，改变了泄油窗口的大小，使进汽量增加或减少，也改变了发电机的功率，也保证了排汽压力在工作范围内，这称“以热定电”。 凝汽式汽轮机是指汽轮机排汽直接排入凝汽器。背压式汽轮机是指汽轮机排汽在大于大气压力的状态下供热用户使用，当排汽用作其他中低压汽轮机的新汽时，则称为前置式汽轮机。 背压式是以大气压力为标准的，排汽压力高于大气压； 其与凝汽式本质区别是背压较高，所以排汽比容相对同等级机组较小， 末级叶片相对较短，汽缸等通流部件相较偏小。 一般来说，排汽有其他用途，比如供热。 汽轮机工作原理 2008-08-31 16:33 汽轮机基本概念 汽轮机是能将蒸汽热能转化为机械功的外燃回转式机械，来自锅炉的蒸汽进入汽轮机后，依次经过一系列环形配置的喷嘴和动叶，将蒸汽的热能转化为汽轮机转子旋转的机械能。蒸汽在汽轮机中，以不同方式进行能量转换，便构成了不同工作原理的汽轮机。

级：一列喷嘴和其后的一列动叶组成的级。 单级汽轮机：只有一个级组成的汽轮机 多级汽轮机：由多个级组成的汽轮机 冲动式汽轮机：喷嘴中膨胀，动叶中做功 反动式汽轮机：喷嘴和动叶中各膨胀50% 1、汽轮机的结构 汽缸 汽缸是汽轮机的外壳，其作用是将汽轮机的通流部分与大气隔开，形成封闭的汽室，保证蒸汽在汽轮机内部完成能量的转换过程，汽缸内安装着喷嘴室、隔板、隔板套等零部件；汽缸外连接着进汽、排汽、抽汽等管道。 汽缸的高、中压段一般采用合金钢或碳钢铸造结构，低压段可根据容量和结构要求，采用铸造结构或由简单铸件、型钢及钢板焊接的焊接结构。 高压缸有单层缸和双层缸两种形式。单层缸多用于中低参数的汽轮机。双层缸适用于参数相对较高的汽轮机。分为高压内缸和高压外缸。高压内缸由水平中分面分开，形成上、下缸，内缸支承在外缸的水平中分面上。高压外缸由前后共四个猫爪支撑在前轴承箱上。猫爪由下缸一起铸出，位于下缸的上部，这样使支承点保持在水平中心线上。 中压缸由中压内缸和中压外缸组成。中压内缸在水平中分面上分开，形成上下汽缸，内缸支承在外缸的水平中分面上，采用在外缸上加工出来的一外凸台和在内缸上的一个环形槽相互配合，保持内缸在轴向的位置。中压外缸由水平中分面分开，形成上下汽缸。中压外缸也以前后两对猫爪分别支撑在中轴承箱和1号低压缸的前轴承箱上。 低压缸为反向分流式，每个低压缸一个外缸和两个内缸组成，全部由板件焊接而成。汽缸的上半和下半均在垂直方向被分为三个部分，但在安装时，上缸垂直结合面已用螺栓连成一体，因此汽缸上半可作为一个零件起吊。低压外缸由裙式台板支承，此台板与汽缸下半制成一体，并沿汽缸下半向两端延伸。低压内缸支承在外缸上。每块裙式台板分别安装在被灌浆固定在基础上的基础台板上。低压缸的位置由裙式台板和基础台板之间的滑销固定。 转子

热电比

一、热电比的由来： 为了正确反映电厂的经济运行水平，挖掘节约煤、油、电的潜力，统一全国电厂煤耗和厂用电率的计算，电力工业部于1979年制订了《电力网和火力发电厂省煤节电工作条例》以(79)电生字第66号文件形式，规定了煤耗和厂用电率的计算方法。该文件统一了电力企业统计指标的计算方法，又考核各电力企业的经济运行水平。对同类型厂开展厂际竞赛，企业评比活动起到指导作用，1993年又颁发《火力发电厂按入炉煤量正平衡计算发供电煤耗的方法》。其中规定热电厂类型的发电标煤耗和供热标煤耗及其厂用电率的计算方法，在第五条中明确规定“发电、供热标准煤总耗用量计算”，无论用正平衡还是反平衡法，首先算出“日标准煤总耗用量B日耗 ”，在第七条中规定“供热电厂标准煤耗率计算”方法，即日供热标准煤耗率b日热 =B日热/Q日热 ×1000(公斤/ 百万大卡) B日热 =B日耗 ×Q日热/ Q日耗(吨) 式中Q日热指当日全厂供热量(百万大卡) Q日耗指当日全厂发电、供热耗用的总热量(百万大卡) B日热指当日全厂供热耗用的标准量(吨) 提出把Q日热/ Q日耗 这个比值称为供热比，其意义是热电厂供热量占全厂发电、供热总耗用热量的份额，利用热量法将耗煤量对热、电进行分摊，以便分别计算出发电标准煤耗率和供热标准煤耗率及其单位成本。 从上述公式转导推出，发电用热量的份额 Q日电 =Q日耗 -Q日热 (百万大卡 )，求得Q日电/Q日热称为电热比，用以考核热电厂经济运行水平和经济效益。 八十年代后，热电联产事业得到蓬勃发展，地方热电厂、自备热电厂、区域性热电厂普遍开花生根，打破了电力部门独家经营电力的局面。在八十年代由于供应紧张期间，热电联产与大型火力电厂相安无事，和平共处。进入九十年代后半期，因火力发电大型机组的建设事业加速发展，电力供需矛盾得到缓解，供电能力超过了需求量，于是产生了热电联产的供电量与大型火力发电厂上网电量之争，产生了热电联产发展与电力部门的利益冲突。为了确保全国供电标煤耗水平与国际接轨，同时又保护热电联产事业得到正常健康的发展，1997年11月 21日国家计委会同国家经贸委(二委)，电力部、建设部(二部)发出征求意见稿并于1998年以第220号文件形式颁布了《关于发展热电联产的若干规定》，提出“热电联产应符合下列指标：

高背压供热改造机组性能指标的分析与评价方法

高背压供热改造机组性能指标的分析与评价方法 摘要：本文首先介绍了高背压供热和高背压供热研究现状，然后分析了凝汽机组高背压供热改造，最后探讨了高背压供热机组性能评价方法。 关键词：高背压供热；改造；机组性能指标；评价方法 在常规凝汽式火力发电厂中，汽轮机排汽在凝汽器中被冷却而凝结成水，同时冷却水被加热，其热量通过冷却塔散发到大气中，产生冷源损失。这种冷源损失是造成汽轮机组循环热效率低的一个主要原因，如果将这部分冷源损失加以利用，会大大提高汽轮机组的循环热效率。汽轮机高背压循环水供热就是为了利用汽轮机的冷源损失而发展起来的一项节能环保技术。 汽轮机提高背压运行，凝汽器的排汽温度升高，提高了循环水出口温度。将凝汽器循环水入口管和出口管接入采暖供热系统，循环水经凝汽器加热后，注入热网，满足用户采暖要求，冷却后的循环水再回到凝汽器进行加热。 高背压循环水供热将原来从冷却塔排入自然界的热量回收利用，达到节约供热用蒸汽、提高汽轮机组经济效益的目的。高背压循环水供热是将汽轮机组凝汽器的压力提高，即降低凝汽器的真空度，提高冷却水温，使凝汽器成为供热系统的热网加热器，而冷却水直接用作热网循环水，对外供热。高背压循环水供热充分利用凝汽式汽轮机排汽的汽化潜热加热循环水，将冷源损失降低为0，从而提高机组循环热效率。 高背压循环水供热汽轮机是近年为适应北方采暖供热而出现的改造型机组，大都由纯凝机组改造而成，大容量再热汽轮机进行高背压循环水供热改造是近几年的事情。目前超高压135～150 MW等级汽轮机组的高背压循环水供热改造出现两种方式，即低压转子一次性改造方式和低压缸“双背压双转子互换”改造方式。以上两种改造技术，改造方案还不完全成熟，改造后出现了一些问题，影响机组安全经济运行。但由于抽凝或纯凝式汽轮机组高背压供热改造后，在高背压供热工况下运行，用汽轮机排汽加热高温循环水，没有冷源损失，按照目前的汽轮机组性能计算方法，把高背压供热汽轮机作为供热机组考虑，循环水带走的热量全部供热网，计算得到的机组热效率相对较高，达到94%以上，即使汽轮机高、中、低压缸效率达不到设计值，也仅仅是降低了机组发电功率，机组的热电比发生变化，但热效率仍然较高，而且由于供热循环水流量和供热参数变化很大，对试验结果的影响也大，汽轮机初终参数和热力系统偏差对试验结果的修正量小，试验结果无法与设计值进行比较，汽轮机低压缸改造技术、改造部件存在的问题得不到暴露，因此按通常的供热机组的性能指标评价方法无法评价汽轮机高背压改造技术和改造后通流部分的性能。 1高背压供热 高背压供热(低真空循环水供热)是将汽轮机低压缸排汽压力提高，从而使排汽温度提高，加热进入汽轮机凝汽器的热网循环水，使其供热。也就是使凝汽器

一台3MW背压机组技改代替一台12MW抽凝机组的可行性分析报告

关于一台12MW抽凝机组技改成 一台3MW背压组的可行性分析 浙江暨阳协联热电有限公司 一、前言 我公司现有2台12MW的抽凝机组，最大抽汽量80吨/小时，一台6MW的背压机组，最大供热量65吨/小时，抽凝机组的煤耗较背压机组高120克/千瓦时左右，而且泠源损失较大。我公司在供热高峰期最大用汽量110吨/小时以上，在供热淡季公司最大用汽量也在80吨/小时左右，一台背压机组根本无法满足供热要求，而不得不用一台抽凝机组或减温减压器补充供热，从而导致公司生产上热效率较低、煤耗较高、热电比较低、经济性较差。 二、公司2011年生产概况 1、2011年运行方式： 1）供热淡季期间（3月至11月），以一炉供6MW背压机运行, 6MW背压机供热为主，减温减压器补充供充，每天减温减 压器投运行15小时，其中进汽量＜10吨/小时，约5小时， 10吨/小时≤进汽量≤25吨/小时，约10小时；（具体详 见供热淡季小时曲线） 2）供热旺季期间（1月、2月、12月，不计春节影响共15天），二炉供一台6MW背压机与一台12MW抽凝机组运行，6MW背 压机供热为主，12MW抽凝机组抽汽补充供充，用12MW抽

机组抽汽24小时补充供热，其中10吨/小时≤抽汽量≤20 吨，约10小时，20吨/小时＜抽汽量≤40吨，约14小时。 （具体详见供热旺季小时曲线） 2、2011年供热概况： 1）总供热量48.92万吨，自用汽量约14.5万吨； 2）一炉供6MW背压机与减温减压器运行, 6MW背压机供热为主，减温减压器补充供充期间，供热量42.08万吨，锅炉产汽量 46.81万吨，6MW机组进汽量38.35万吨；其中进减温减压器量 8.46万吨； 3）二炉供一台6MW背压机与一台12MW抽凝机组运行，6MW背 压机供热为主，12MW抽凝机组抽汽补充供充期间，供热量6.25 万吨，锅炉产汽量9.75万吨，6MW机组进汽量5.54万吨；其 中12MW机组抽汽量2.18万吨；（不计春节影响共20天） 3、存在问题： 1）可见2011年共有8.46万吨主汽量经过减温减压器量节流后对外供热,这部份高品质主汽量根本没有得到充分利用。 2）有2.18万吨主汽量通过效率较低的12MW抽凝机组部分利用(发电)后送往热用户。 如何充分利用这两部分损失，将是我们下面重点讨论的问题。三、3MW背压机组参数

抽凝式汽轮机解析

抽凝式汽轮机的抽汽压力低对汽轮机会有什么影响？排汽压力的变化对汽轮机的经济性,安全性能影响很大,真空的提高,可以使汽轮机汽耗减少而获得较多的经济性,凝汽器真空越高,即排汽压力越低,蒸汽中的热能转变为机械能就愈多, 被循环水带走的热量愈少,凝汽器压力每降低1Kpa, 会使汽轮机负荷大约增加额定负荷的2%.真空也不是越高越好,真空越高,循环水泵消耗的能量越多.真空越高末级湿度越大,轴向推力增加.如果凝汽器真空恶化,排汽压力升高,蒸汽中的热能被循环水带走的热量就越多,热能损失越多,则同样的蒸汽流量,同样的初参数,负荷就不能带到额定值. 如保持额定负荷蒸汽流量增加,叶片将要过负荷,轴向推力增加,因此机组在运行中应尽量维持经济真空,以获得较好的经济性. 电负荷低时带抽气对汽轮机有什么影响还是热量带不走，排气温度升高电负荷低时带抽气对汽轮机主要是对末级叶片影响比较大。电负荷低时带抽气会使末级叶片温度过低造成末级叶片过负荷，造成因叶片应力过大而损坏。 要看是什么型式的汽轮机，如果是背压式汽轮机，由于其蒸气输出与电负荷成正比，所以如果电负荷低了，输出的蒸气也少，蒸气的温度也略高一些。如果是凝气/抽汽式汽轮机，发电量少了，由于有凝结水系统存在，所以还是可以抽出额定容量的蒸气，参数也基本不变汽轮机的某一压力级抽气后，对于进入下一压力级的蒸汽参数有何影响？具体变化是什么？影响比较复杂，一般是总进汽、抽汽和排汽（即进入下一压力级的蒸汽）三种情况的叠加；但是进汽和抽汽是可以调节的，而排汽是不可以调节的。具体变化是：汽轮机的的总进汽增加后，抽汽和排汽压力上升；汽轮机的的总进汽减少后，抽汽和排汽压力下降；汽轮机的的总进汽不变，抽汽增加后，排汽压力下降；汽轮机的的总进汽不变，抽汽减少后，排汽压力上升我们单位是25MW 的汽轮机发电机组，经常只带了0.5MW 左右的负荷，请问这样对汽机本身有什么影响？ 汽轮机长期低负荷运行，一是末几级叶片容易水蚀。二是由于流量太少，鼓风摩擦产生的热量不能带走，使汽轮机排汽温度升高易造成设备损坏。三是经济性差，煤耗高，负荷降低容易造成锅炉燃烧不稳。至于最低负荷最好看看热平衡图，一般理论计算值是额定负荷的60% 进汽压力过高或过低，对汽轮机运行有什么影响？汽轮机在设计时是根据额定主蒸汽压力来考虑各部件的强度的，因此在主蒸汽压力高于额定值时，使主蒸汽管及管道上的阀门、调速汽门的蒸汽室和叶片等过负荷，甚至会引起各部件的损坏。另外，进汽压力超过额定值，使汽轮机末几级蒸汽工作温度增加，造成末几级叶片工作恶化。进汽压力低于设计值时，将使汽轮机的效率降低，在同一负荷下所需的蒸汽量增加，引起轴向推力增加。同时，使后面几级叶片所承受的应力增加，严重时会使叶片变形。另外，进汽压力过低将使喷嘴达到阻塞状态，使汽轮机功率达不到额定数值。 进汽温度过高或过低，对汽轮机运行有什么影响？ 进汽温度高过设计值，虽然从经济上来看是有利的，但从安全条件上来看是不允许的。因为在高温下，金属机械性能下降很快，会引起汽轮机各部件使用寿命缩短，如调速汽门、速度级及压力级前几级喷嘴、叶片、轴封及螺栓等。还可能使前几级叶轮套装松弛。因此，进汽温度过高是不允许的。进汽温度低于设计值会使叶片反飞动度增加，使轴向推力增大。在气温过低下运行，会增加汽耗，影响经济效益。此外进汽温度降低，将使凝汽式汽轮机后面几级叶片发生水蚀，缩短使用寿命。

背压机组的探讨

对背压机组某些问题的探讨 热电联合生产，使能源得到合理利用，是节约能源的一项重要措施。在众多的汽轮发电机组中，背压机由于消除了凝汽器的冷源损失，在热力循环效率方面是最高的，从而降低了发电煤耗、节约能源，故而得以广泛应用。然而，背压机亦有下述缺点：它对负荷变化的适应性差，机组发电量受制于热负荷变化。当低热负荷时，汽轮机效率下降，从而使经济效益降低。以B6-35/10为例，当进汽量减少10%，汽轮机内效率降低 1.5%∽4.5%，使热化发电率随之下降。B6-35/10机组额定工况下，热化发电率为118.9度/百万大卡，进汽量为额定工况的70%时，热化发电率则降至109.4度/百万大卡。 上述原因，使得人们思考和研究如何正确选择背压机的容量和参数？如何在热电联产中克服背压机的弱点以提高发电的经济效益？本文结合化工、造纸等中型企业背压机的选择和计算有关问题，提出自己的几点看法。 1．背压机的选择条件及容量、参数的确定 1.1背压机的选择条件 关于供热机组的选择，要贯彻以热定电的原则，要视企业的工艺用热情况而定。企业是用一种参数的蒸汽，还是两种参数的蒸汽；是常年供热，还是间断供热；冬、夏用汽量的大小及参数有何不同；是用热为主，还是热电并重，热负荷是否稳定等。例如，化肥厂需 1.5∽1.7MPa和0.25MPa的蒸汽；造纸、制糖厂需0.3∽1.3MPa蒸汽；制碱厂需1.3MPa和0.5MPa的蒸汽；化纤厂需3.9∽4.1MPa和0.5MPa蒸汽等，对于北方和南方的企业还有采暖用汽与否的区别，故尔北方企业冬夏用汽量的差别甚大，也影响了机组的选型。 对于机组的选型，比较统一的看法是： 对于常年用热在6000小时或以上，且只有一种参数的稳定的热用户，选用背压式机组是最理想的。因此，它广泛用于化工、造纸等企业中作为带基本热负荷的机组或作为工业裕压发电的机组。 对于需要二种蒸汽参数，且常年较稳定的热用户，以选抽汽背压式机组为宜；对既用热又用电，且热负荷变化较频繁的热用户，则选用抽汽冷凝式机组较为合适。 当然，以上只是一般的原则，选用何种机组还要根据准确的热负荷及参数，经过详细的技术经济比较而定。 1.2 背压机组容量的选择 合理选择背压机的容量，是关系到背压发电经济效益能否发挥的大问题。背压机组容量的选择，包括排汽量的选择，背压发电机汽耗率的计算、背压发电机容量的确定。 （1）背压机组排汽量的计算 背压机排汽量的确定，直接影响到机组的经济效益。排汽量定得太小，使机组的供热量不能满足用户的要求，不足的一部分热量，需将锅炉的蒸汽经减温减压补充，从而浪费了部分高位热能；如排汽量定得太大，致使汽轮机在低负荷下运行，一则经济性差，二则影响了机组的稳定运行。例如，河南南阳胶片厂，装设一台背压1.0MPa、进汽量54∽60t/h的3000kW背压机，由于

背压机组-未来热电主流

背压机组---未来热电主流 我们先来简单普及一下热电机组的主要类型。一是纯凝机组（已经很少）；二是抽凝机组，就是抽汽凝气式汽轮机（既抽气，又凝气）。三是背压类汽轮机组，最简单的解释，汽轮机进汽与排出汽轮机的蒸汽量相等。 现役的热电厂，由于历史原因，抽凝机组居多。特别是在80年代中期，改革开放初，社会用电量增加，缺电引起的停电是家常便饭，当时有用热、用电需求的企业再有雄厚的资金，就可以上马一个热电厂，那时的机组，可以说百分之百是纯凝或抽凝机组，因为那个时候工业电价每度能超1元钱，而煤炭价格不到100元/吨。所以，只要机组发电运行了都能赚钱的。当然就不在乎抽凝机组是不是能耗高，也没有企业在意是不是要去上高效的背压机组。随着工业不断的发展，煤炭价格也不断攀升，从几十元每吨，窜升到历史最高1000元/吨以上；而电价，却不可思议地不断下跌，从一块左右，降到现在的四五毛（热电上网价格）。这一来一去竟成反比。当然，从社会能源角度来看，这是好事，用价格杠杆调节让热电厂节约能源，并且采用高效的设备，这是政府的初衷，也将是能源发展的必然趋势。 与大型火电机组相比抽凝机组能耗较高。举个例子，60万的火电机组每度电的成本260克煤炭；抽凝机组每度电的成本500克（我公司目前热电比接近500%，供电标煤耗也才400克/千瓦时左右），也就是说，同样一度电，大型火电机组成本比抽凝机组少一半，所以从社会能源方面说，抽凝机组几乎没有存在的理由。 抽凝机组与大型火电机组相比，除了装机容量小以外，抽凝机组还能向外供热（供蒸汽）。只要能解决供热问题，就能淘汰掉高能耗的抽凝机组。因此，背压类机组就应用而生。 背压类机组（下称背压机组），包括纯背压机组、抽背机组等等，最主要的特点，汽轮机没有凝汽部分，排汽量与进汽量几乎相等，能最大限度地提高效能。我们同样举上面一个例子，纯背压机组发电煤耗200克/千瓦时，是比较容易达到的，这是现代最先进、单机容量最高（1000MW的超超临界机组）的火电也无法达到的。如火电技术没有突破性的发展，发电煤耗几乎不可能降低到200克/千瓦时以下。 通过改造，将抽凝机组升级成背压机组，是热电厂生存的必然

300MW直接空冷抽凝—背压供热机组特性研究

300MW直接空冷抽凝—背压供热机组特性研究火力发电是煤炭资源最高效的利用形式之一。受热力学定律及环境条件的约束,火力发电机组的能源利用效率仅有40%左右,造成了能源的严重浪费。 热电联产(CHP)机组既发电又供热,可有效减少冷源损失,显著提高能源利用效率,采用热电联产技术的燃煤发电机组,能源综合利用效率理论上可以提高到80%以上。我国北方尤其是西北地区富煤缺水,同时在寒冷季节又有非常大的用热需求,因此,空冷热电联产机组在我国北方有很强的适应性。 传统的抽汽式供热机组,因抽汽温度和热网回水间存在很大的温差,造成了很大的■损。采用高背压供热模式的机组,提高了汽轮机排汽压力和排汽温度,利用汽轮机排汽加热热网水,从而达到回收乏汽余热、节约汽轮机高品质供热抽汽的目的,但由于排汽加热后的热网水参数较低,使供热距离受到限制,并且当室外温度很低时不能满足热用户需求。 针对上述问题,可采用分级加热的抽凝-背压联合供热方式,先利用汽轮机排汽加热热网水到一定温度,再利用中压缸抽汽加热热网水到较高温度,实现热网水的梯级加热,达到增大供热距离、保证供热参数、减小■损的目的。实行了抽凝-背压供热改造的机组可以有三种供热模式:高背压供热模式、抽凝-背压供热模式、抽凝供热模式。 高背压供热模式只采用低压缸排汽作为热源加热热网水;抽凝-背压供热模式先利用低压缸排汽对热网回水初步加热,再利用中压缸抽汽对热网回水进一步加热至所需供水温度;抽凝供热模式直接用中压缸抽汽作为热源加热热网水,为目前我国大部分热电机组采用的供热模式,在此不再赘述。对于供热机组,在采用抽凝-背压供热模式时,一方面环境温度的变化影响供热负荷;同时,作为热源的

浅谈国内首台大型超临界再热型抽汽背压式汽轮机特点

浅谈国内首台大型超临界再热型抽汽背 压式汽轮机特点 摘要：本文主要介绍了背压式汽轮机组发展的背景及政策引导，阐述了背压式汽轮机与抽凝式汽轮机的不同点，使大众对背压机有个更直观的认识，也为以后背压机组的建设提供参考。 关键词：背压式汽轮机；国内首台；以热定电 1、前言 国家相关部门联合印发《关于印发煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）的通知》（发改能源[2014]2093号）要求，既要实现大型工业区高参数工业蒸汽的集中供应，也要同时实现高效率发电。按照“以热定电热电联产”的模式，对于有充足、稳定产业热负荷和采暖负荷的地区，原则上建设背压式汽轮机组，按抽背联合运行方式供热，优先安排背压型热电联产机组的原则确定机组容量和机组型式。 2、发展背景 采用热电联产机组进行供热具有节能环保及综合能源利用率高等特点，是解决产业园区集中供热的主要热源，通过配套产业布置，优化资源配置结构，降低经济发展能耗，有利于绿色经济发展。在碳达峰和碳中和的大背景下，国家相关部门倡导热电联产，以求突破原有的能源发展模式，逐渐取代原先的只发电或只供热的单一模式。 本机组作为某工业区的基础配套工程，通过集中供汽，进一步优化本区域的能源配置结构，增强集中供热能力，实现以热定电，热电联供，不仅有效促进节能减排、环境保护、缓解电力紧张、提高能源的利用率，还有助于提升工业区投

资环境与城市品味、档次。符合国家能源产业政策，是国家鼓励发展的节能、环保项目。 3、背压式汽轮机特点 该机组为国内首台自行研发设计的大型超临界再热型抽汽背压式汽轮机，与传统类型抽凝式机组相比具有以下几个特点。 特点1，背压式汽轮机没低压缸和凝汽器，但是在汽轮机辅机设备中设置了回收器。 回收器是背压式汽轮机辅助设备中最主要的设备之一，回收器除能接受主机排汽、本体疏水以外，还具有接受汽机旁路排汽、高、低压加热器事故疏水及除氧器溢流水的能力，此外还接收由锅炉启动系统来的品质合格的锅炉启动疏水。其喉部内设置有三级减温减压器，疏水扩容器外形设计为矩形，布置在回收器两侧。 背压式汽轮机的回收器相比于抽凝式汽轮机的回收器，背压式汽轮机的回收器装配重量、正常运行重量及满水状态重量小，安装工程量少，主要参数如冷却面积、冷却水量及蒸汽流量都与相同大小机组相比少很多。 特点2，辅助设备中设置两台除氧器：低压除氧器和高压除氧器，两台除氧器之间设置中继水泵提供水源输送动力。 由于背压式汽轮机汽水损失较大特点，补水系统设置两台除氧器---低压除氧器和高压除氧器，高、低压除氧器均为内置式除氧器，高、低压除氧器水箱有效容积均为120m3，高压除氧器相当于5.2分钟的锅炉最大给水量，低压除氧器相当于6.2分钟的锅炉最大给水量，满足《大中型火力发电厂设计规范》中规定200MW以上机组3～5分钟的锅炉最大连续蒸发量时的给水消耗量。 回收器中的凝结水通过回收水泵经过精处理装置进入低压除氧器，然后经中继水泵和5号低压加热器输送至高压除氧器，再经高压除氧器经汽泵前置泵和汽动给水泵送至锅炉给水系统。

电厂背压式汽轮发电机效率

电厂背压式汽轮发电机效率 电厂背压式汽轮发电机效率 1. 简介 电厂背压式汽轮发电机是一种常用的发电设备，它通过利用燃烧产生 的高温高压蒸汽驱动涡轮机转动，进而带动发电机发电。在电厂背压 式汽轮发电机中，焚烧燃料产生的蒸汽被部分抽取，称为背压蒸汽， 用于供热或其他工业用途。发电机效率是衡量该设备性能的重要指标，本文将针对电厂背压式汽轮发电机效率进行深入探讨。 2. 背压式汽轮发电机的原理 电厂背压式汽轮发电机利用燃烧产生的高温高压蒸汽驱动涡轮机转动，涡轮机将蒸汽的内能转化为机械能，进而带动发电机发电。在这个过 程中，燃料的能量通过在锅炉内燃烧产生蒸汽，进而渗透到涡轮机中 释放能量。而背压蒸汽则从涡轮机的中段抽取出来，用于其他用途。 背压式汽轮发电机的效率则是指通过这个过程中转换的能量与燃料输 入之间的比值。 3. 影响背压式汽轮发电机效率的因素 （1）锅炉效率：锅炉是将燃料燃烧生成蒸汽的关键设备。提高锅炉的效率可以使得燃料的能量转化为蒸汽的内能更加充分，从而提高效率。

（2）汽轮机效率：汽轮机是将燃烧产生的高温高压蒸汽的内能转化为机械能的设备。通过改善涡轮机的设计和提高叶片材料的科技含量， 可以减小能量损失，从而提高效率。 （3）背压蒸汽利用效率：背压蒸汽的利用效率是指将抽取出的蒸汽用于其他用途的能量转化率。通过提高背压蒸汽的利用效率，可以更充 分地利用蒸汽中的能量，提高效率。 （4）系统热耗：系统热耗是指在整个发电系统中，包括锅炉、汽轮机、蒸汽管道等所消耗的热能量。减少系统热耗可以降低能量损失，进而 提高效率。 4. 电厂背压式汽轮发电机效率的优化方法 （1）冷凝温度的降低：降低冷凝温度可以增加背压蒸汽蒸发的热量，提高蒸汽的功率参数，从而提高效率。 （2）增加汽轮机出口压力：增加汽轮机出口压力可以提高背压蒸汽的温度和压力，使得背压蒸汽的能量更充分地利用，进而提高效率。 （3）提高锅炉效率：通过改进锅炉的设计和优化燃烧系统，可以提高锅炉的效率，增加产生的蒸汽量和质量，进而提高效率。

热电厂负荷_热电厂负荷分配法探析

热电厂负荷_热电厂负荷分配法探析 1热电厂热负荷分配的研究 我国传统的热量分配法，其特点是热电联产的好处全部归电，结果是热电联产中热化发电部分的热力循环效率为“1”，且大大低于凝汽发电热耗，所以进行热电厂热负荷分配的实质就是要保证一定热负荷下的热化发电为最大。热电厂中可以进行热负荷分配的机组的类型一般有背压机和抽凝机两种，热负荷分配就是确定所有供热机组间的供热量大小。首先讨论热电厂只对外供一种热负荷的分配方法。 如果热电厂只对外供一种热负荷，由于机组的进汽参数恒定，同时热用户也要求供汽参数一定，如不考虑汽轮机相对内效率的变化，则各机组的发电功率为 Nd(j)=K(j)Dn(j)(1) 式中Nd(j)-j#机组的热化发电功率KW K(j)-热化做功系数，根据各机组的参数计算得出的常数KWh/kg Dn(j)-j#机组的供热蒸汽量Kg/h 热化做功系数K(j)为 式中h0-汽轮机进汽焓KJ/Kg;hn-汽轮机供汽焓KJ/Kg;hi-第i级抽汽焓KJ/Kg;a(j)-第j级抽汽系数;m-从第1级到供汽的抽汽级数。 抽凝机组的供热量是由旋转隔板或调节阀维持其抽汽参数的，如果只考虑从进汽到抽汽供热段的供热汽流部分，也可以作为一个相当背压机处理，于是得出其热化发电功Nd(j)与供热汽量Dn(j)关系与（1）式相同。如图2所示的抽凝机组,其热化作功系数K(j)的计算式与背压的式（2）相同。 根据热电厂各种能供热的机组参数进行额定工况和各种变工况的计算结果，从而可以得出各个机组的热化作功系数K(j)（表示Kg供热蒸汽的联产发电量），在此基础上进行热电厂的热负荷分配，其分配方法是依热化作功系数K(j)的大小顺序来确定各机组带热负荷的顺

背压式热电厂才是真正的热电联产

背压式热电厂才是真正的热电联产 热电联产是个老话题,不明白被人炒过量少遍了,炒的过量,好象有点麻木了。但我感觉写热电联产报导的记者们，好多没有弄清热电联产的真正含义，说出来的话，不能被人家同意，专门是不能被电力高管们所熟悉，事实上这是一个相当简单的事，要说明只要几句话就OK了。所谓热电联产，顾名思义，确实是热与电的问题，社会上用热的单位分民用与工业用。民用大多数为取暖用，工业用蒸气。假设没有热电联产，大伙儿都烧锅炉，用锅炉产的蒸气直接供给用户。大伙儿要明白，这锅炉必然要用的，不然咱们无法生活、生产。若是能将锅炉产出的蒸气，先用来发电，再将发电排出的尾汽供给用户，不是能一箭双雕吗？这确实是热电联产！但就怎么一个简单的东西，说明了好连年，还不能为电力专家、高官们明白。一个简单的道理，如没有热电机组，锅炉仍是要怎么烧的，仍是要用煤炭的，不是将热电机组关停了，就能够够节省煤炭了，有可能反而更浪费能源，因为供热、取暖是不能停的，不明白列位看明白了没有？与其必然要用锅炉，什么缘故不让它先发电，先作一下功，再将排出的尾汽供给用户呢？这确实是咱们什么缘故必然要弄热电联产的缘故。热电联产有一个指标，争议了许连年了，能弄明白的人不多，好多弄火电的人瞎起哄，叫嚷着这是不可能的---发电标煤耗。大伙儿明白，大型火力发电机组，发电标煤耗能低于300克/瓩确实是不错了，可真正的热电机组（下面我会详细讲什么是真正的热电机组的），发电标煤耗能低于250克/瓩是轻而易举的事，在极限条件下，发电标煤耗还能低

于200克/瓩。可能有人看到那个地址，又要兴奋了，说我简直是乱说八道！关于持有异议的，我以为是相当正常的，因为是不了解情形，换了我，可能也会如此的。但当我给你说明清楚这是什么缘故时，你再有异议，那是你的专业水平有问题了。所谓发电标煤耗，确实是每发一度电，所用去的煤炭（换算到标准煤指标）重量。比如，发电标煤耗300克/瓩，确实是说，发一度电用去了300克重量的标准煤。在理论上，一度电的热量=123克标准煤炭，那什么缘故60万机组的发电标煤耗一样要300克呢？因为其中有能量的损失，一是锅炉能量损失，二是汽机能量损失、三是发电机、线损等等，专门是在汽机中的凝汽器的热量损失庞大，大型双曲线冷却塔，成天冒着白气，浪费的确实是能量。因此，火力发电厂全厂热效率能达到40%就不太容易了，能量转换的利用率很低。而热电联产机组，全厂热效率能达到70%，也不是什么希奇的事，那你就要问了，什么缘故热电厂的热能的利用率会如此高呢？可不能是骗人的吧！真正的热电厂机组，是背压机组，其它都不能算的。那什么是背压机组呢？我简单说明一下，背压式汽轮机，从喷嘴进高压力的新蒸汽，来冲动汽轮机叶轮做功，作功后的高压力新蒸汽就变成了低压力的尾汽，再将这尾汽供给热用户。其间能量损耗很少，而常见火电纯凝机组，作功后的高压力新蒸汽就变成了凝结水了，而将蒸气变成凝结水，必需靠冷却水带走大量的热量，这冷却水确实是咱们所说的循环水，因此，火力发电的纯凝机组的热效率利用就低了。前面讲了，真正的热电厂是背压机组的热电厂，那假热电是什么呢？我以为，假热电是抽凝机组的电厂，所谓

200MW抽凝机组改造背压机组探讨

200MW抽凝机组改造背压机组探讨 摘要：本文结合国家产业政策，提出了200MW抽凝机组改造为背压机组的方案，并做了改造前后的效益分析，为抽凝机组今后发展给出了建设性意见。 关键词：火电厂；200MW抽凝机组；背压机；节能减排 1.概述 我国燃煤电厂目前面临的问题一是机组年利用小时数低，尤其是东北地区普 遍在3200小时左右；二是节能减排，逐步关停、淘汰高能耗火电机组。 2014年国家发改委、环保部、能源局联合下发《煤电节能减排升级与改造行 动计划（2014-2020年）》（发改能源［2014］2093号），提出“到2020年，现 役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时”；“加快淘汰以下火电机组：……单机容量10万千瓦级及以下的常规燃煤火电机组、单机容量20万千瓦级及以下设计寿命期满和不实施供热改造的常规燃煤火电机组；……”。 从生存、发展来看，200MW抽凝机组夏季纯凝工况发电煤耗超标，面临关 停淘汰的风险。 2093号文指出，“20万千瓦级及以下纯凝机组重点实施供热改造，优先改造 为背压式供热机组。” 国家发改委、能源局等部委发布的《热电联产管理办法》（发改能源［2016］617号）第十条“鼓励具备条件的机组改造为背压热电联产机组”；“背压燃煤热电 联产机组容量不受国家燃煤电站总量控制目标限制。电网企业要优先为背压热电 联产机组提供电网接入服务，确保机组与送出工程同步投产。” 2093号文和617号文为20万千瓦级机组指明了未来发展方向。将抽凝机组 改造为背压机组，机组自身发电煤耗将大幅降低；同时机组供热能力将得到提升，替代采暖供热小锅炉，节能减排，符合国家节能、环保政策。在东北寒冷地区集 中供热是民生工程，将抽凝机组改造为背压机组，节约燃煤成本，供热收益增加，既保供热，又会使企业效益得到明显提升。 本文以东北地区某承担采暖供热负荷的机组为例，提出200MW抽凝机组改 造为背压机组方案，并做经济效益分析。 2.200MW机组规范 东北地区某电厂现安装6台200MW抽凝机组，安装670t/h超高压、中间再热、自然循环锅炉；C150/N200-13.2/535/535/0.294型超高压中间再热供热式汽轮机，额定采暖抽汽量380t/h，采暖抽汽压力0.294MPa。 由于设计煤种的改变和锅炉设备的老化等原因，每台锅炉最大连续出力仅为610t/h。现在每台机组平均抽汽量仅为320t/h，全厂现状6台机组总抽汽量为1920t/h。全厂6台机组供热能力为4457GJ/h，每台供热能力为742.83 GJ/h。 3.改造方案 （1）方案一：改造中低压缸 拆除中低压缸连通管，利用原来连通管的汽缸接口设置减温减压旁路。低压 缸解列，低压转子改为光轴，中压缸排汽采暖。背压机改造以中压缸、中压转子 及中压通流叶片不变为准，需确保改造后机组运行安全。 此方案锅炉、发电机不需要不改动，汽机本体基础也不改动，可缩短改造周期，节省投资。 （2）方案二：新建背压机 拆除现有汽轮机的高中压缸，新上背压机后移与发电机连接。原主汽门及再

大型燃煤热电联产项目采用抽汽、高背压、NCB装机方案比较及经济性分析

大型燃煤热电联产项目采用抽汽、高背压、NCB装机方案比较及经济性分析 Summary：本文结合保定市热电联产规划和区域内热用户的现状，以及河北南网电负荷情况，对大唐保定热电厂2×350MW热电机组项目装机方案进行论证，提出三种装机方案，并对350MW超临界抽汽供热机组、高背压供热机组和NCB供热机组方案进行经济性分析比较。 Key：抽汽供热机组；高背压供热机组；NCB供热机组；装机方案；经济性分析引言 由于热电联产的模式具有显著的经济效益[1]，根据国家《关于发展热电联产的规定》（1268号文件）的能源政策和保定市对热电联产的迫切需求，大唐保定热电厂拟建设2×350MW超临界供热机组。本文在技术、经济性两方面开展论述，结合地域特点，对装机方案进行分析优化。 1 装机方案

常规热电联产机组，配置为2×350MW超临界抽汽式供热机组，供热能力 540MW/h，可供采暖供热面积约1200万m2，面对城市热负荷增长的趋势，仍显不足。为此，列举三个增强供热能力的机型配置方案进行对比分析。 1.1 方案一：1台抽汽供热机组+1台高背压供热机组。高背压供热机组采暖季更换供热专用低压转子，以机组做功后的低压缸排汽将热网循环水加热至80℃，抽汽机组通过热网加热器对热网循环水进行二次加热至110℃对外供热。 1.2 方案二：2台高背压供热机组。2台高背压供热机组均在采暖季开始前更换供热专用低压转子。考虑到采暖季热负荷是缓慢上升至额定负荷的，高背压机组的运行受热网循环水量、背压排汽量制约，两台机全部采用高背压供热形式，很长一段时间运行在低负荷工况下。 1.3 方案三：1台高背压供热机组+1台NCB供热机组。一台机组采暖季更换供热专用转子；另一台带3S离合器的NCB供热机组，采暖季低压缸解列，将中压缸排汽全部引至热网加热器二次加热热网循环水。 2 装机方案对比 2.1 技术特性对比 2.1.1方案一：采暖季开始前，高背压机组更换供热专用低压转子，水塔停运，以低压缸最大排汽量直接加热热网循环水，带额定采暖方式运行，抽汽机组视热负荷增长情况，将热网循环水二次加热至需要温度，供热质调节比较灵活。

空冷机组高背压供热与抽汽供热的热经济性比较

空冷机组高背压供热与抽汽供热的热经济性比较 余耀 【摘要】直接空冷机组可采用高背压供热和低背压抽汽供热两种方式,为了比较两种方式的热经济性,构建了热经济性分析模型,通过计算,分析比较了定主蒸汽流量和定功率条件下,某330 MW机组不同供水温度和热负荷时,高背压供热(背压为 34kPa)与低背压抽汽供热(背压为10 kPa)的能源利用效率.分析结果表明,供水温度不高于70℃,供热负荷越高,高背压供热相比低背压抽汽供热的节能优势越明显.供水温度升高,高背压供热需抽取中压缸排汽,导致经济性减弱;供水温度越高,高背压供热方案相比低背压抽汽供热的节能优势减小.如果供热负荷较低时,条件允许情况下,可以将高背压供热机组的部分电负荷转移到临机上. 【期刊名称】《中国电力》 【年(卷),期】2016(049)009 【总页数】6页(P104-108,113) 【关键词】直接空冷机组;高背压供热;抽汽供热;经济性;能源利用效率 【作者】余耀 【作者单位】神华国能蒙东能源有限公司,内蒙古呼伦贝尔021000 【正文语种】中文 【中图分类】TK264.1+1 直接空冷机组节水性能优越，近年来在我国“富煤缺水”的三北地区得到了广泛发展［1-5］。直接空冷机组设计背压高，具备高背压运行的条件，可将部分排汽的

潜热用于供热，实现能量的梯级利用，提高能源利用效率。文献［6］提出了空冷汽轮机排汽主管上开孔，引出乏汽加热热网循环水的方案，效益显著。某厂自备2台50 MW空冷机组，机组高背压运行并抽取部分排汽用于供热，机组能源利用效率可达70%以上，并且空冷风机转速降低或停用，可使厂用电率下降1.5%～2%［7］。某电厂300 MW抽凝式空冷机组改造为高背压运行，乏汽供热，年节约标准煤2.44万t［8］。 但是利用空冷机组高背压供热是有条件的，需要进行热经济分析和技术经济比较。文献［9］定性分析了某300 MW直接空冷机组高背压供热系统的热经济性，指出供热参数和背压变化引起的蒸汽做功量变化对机组经济性的影响最大，并推导了供热经济性计算与判定的准则。文献［10］针对直接空冷机组高背压供热易出现的末级鼓风现象提出了应对措施，并分析了空冷岛的防冻、电负荷的经济分配、真空泵低真空下的运行提效。 然而正如上述文献所指出的空冷机组实现高背压供热的复杂特性，有必要研究空冷机组高背压供热和低背压抽汽供热对机组热经济性的影响，并对两者进行比较。因此本文建立了两者的热经济性分析模型，从定流量与定功率两方面，考虑不同供热负荷、不同供水温度条件下两者的热经济性，分析空冷机组高背压供热的热经济性和局限性，为直接空冷机组的运行和高背压供热改造提供参考。 汽轮机组热力系统各级抽汽量可以采用矩阵分析法计算，即各级回热器能量平衡方程构成矩阵方程式［11］： 机组的发电功率为： 式中：D0为主蒸汽流量，kg/h；0=h0－hc+σ，为凝汽流在汽轮机中的比焓降，k J/kg，σ为再热吸热比焓升，k J/kg；i=hi－hc+σ，为再热前第i级抽汽的做功不足，k J/kg；i=hi－hc为再热后第i级抽汽的做功不足，k J/kg；进入第i级加热器的再热前轴封漏汽和阀杆漏汽等的做功不足的计算式为fi= hfi－hc+σ，k