热电厂汽轮机低真空循环水供热改造实例

文 _ 冷春光 烟台市节能监察支队

近年来，随着社会经济的发展和居民生活水平的提高，烟台市某热电厂的供热用户不断增加，工业用汽量和集中供热面积不断增大，现有机组的供热能力已接近极限。特别是冬季采暖期用汽量剧增，在保民生的前提要求下，原运行模式已无力保证工业用汽参数，直接影响了用热企业的产品产量和质量，同时居民供暖效果也大打折扣。这就要求采暖季背压机组和抽凝机组需同时运行。而抽凝机组运行时，汽轮机排汽潜热的凝汽损失被循环水带走散发到大气中，这部分冷源损失占总热量的60%左右，是造成热电厂热效率低的一个主要原因。

解决热电厂供热能力不足问题，主要通过两种方式：一是添置设备、扩大规模；二是对现有设备进行节能技改。第一种方式投资大、建设周期长、增加消耗、加大生产成本、设备利用率低，可能导致企业微利甚至亏损；第二种方式，通过对抽凝机组进行余热回收利用，不但不增加消耗，而且投资少、见效快、利润大。经过反复论证，该热电厂于2012年对抽凝机组进行了低真空循环水供热改造，既提高了机组的热效率，满足部分供热市场需求，又达到节能减排的目的。

1 汽轮机低真空循环水供热原理

汽轮机低真空循环水供热就是将凝汽器的循环冷却水直接作为采暖用水为用户供热，即把热用户的散热器当作冷却设备使用。抽凝机组无需进行大的改造，只是将凝汽器循环水入口管和出口管接入供热系统，循环水经凝汽器加热后，由泵将升温后的热水注入热网。为增强供热能力，可以在凝汽器出口之后加装尖峰热网加热器，利用减压减温后的新蒸汽或其它汽源加热热网水。

目前，汽轮机低真空循环水供热改造技术已经比较成熟。需要指出的是，低真空循环水供热改变了汽轮机热力工况，使汽轮机在变工况下运行，对汽轮机的功率、效率、推力、辅机等有一定影响，实施该项技改时，要通过相关计算确定合理的改造方案，并经过实践检验，确保以上参数的变化对发电机组及供热系统的安全稳定运行没有影响。

2 汽轮机低真空改造工程实施

2.1 工程概况

该热电厂现有3台75t/h循环流化床锅炉、1台12MW抽凝式汽轮发电机组和1台12MW背压式汽轮发电机组，城区内供暖热负荷主要为办公和居民采暖，2011年供暖面积达230万m2，采暖热用户均采用高温水进行供热。通过对抽凝机组进行低真空循环水供热改造，将城区部分采暖热用户改为低温循环水供热，以替代部分蒸汽热负荷，在提高电厂热效率、降低燃料消耗的同时，增加了供热能力，取得了显著成效，达到了预期目的。

2.2 抽凝式汽轮机技术参数

低温循环水供热热源为12MW抽凝式汽轮机凝汽器。汽轮机主要技术参数见表1；汽轮机所配凝汽器主要技术参数见表2。

表1 汽轮机主要技术参数

表2 凝汽器主要技术参数

2.3 热负荷分析

根据《城镇供热管网设计规范》（CJJ34-2010）要求，结合烟台市城区建设发展实际情况，并参照《民用建筑节能管理规定》及国家三步节能指标等，确定烟台市现状采暖综合热指标为52W/m2。实施供热改造后，拟满足周边30万m2采暖用户的用热需求，最大热负荷为15.6MW。

2.4 供热改造方案

将现有热网回水（一级网）通过管道直接引入汽轮机凝汽器入口。此时汽轮机运行时降低真空度提高排汽温度，汽轮机凝汽通过凝汽器将循环水加热到一定温度后，再回到热网循环泵入口。进入热网首站换热器继续加热至所需温度，进入热网供热，从而将汽机的凝汽损失全部收回。

2.4.1 改造前后参数对比（表3）

表3 参数对比表

2.4.2 工程设计参数

凝汽器排汽真空：0.03～0.06MPa；排汽温度：70～80℃；排汽量：额定工况25.54t/h；最大循环水量：＜1600t/h；热网回水温度：50～60℃；凝汽器出口水温：60～70℃；热网回水压力：0.3～0.5MPa。

2.4.3 运行方式

采用循环水直供方式将热网回水全部引入凝汽器运行。按汽机运行不同排汽量将循环水加热到不同温度，汽机保持相对稳定的负荷及运行参数。维持热网首站循环泵运行，电厂循环泵停用，电厂冷却塔停用，电厂空冷器、油汽器及其他冷却用水单独设1台小循环泵运行满足需要。机组低真空运行切换采用热态切换，即在机组运行状态下，把循环水至冷却塔的闭络循环系统切换至外网供热系统。

2.4.4 供热首站设备

在厂区内新建循环水供热首站1座。循环水供热首站热力系统由热网加热器、循环水泵、补水泵、疏水泵、除污器等设备组成。

2.5 安全性分析及措施

由于汽轮机采用低真空运行方式，排汽温度提高，使机组偏离了设计工况运行，会导致真空降低、功率下降、轴向推力增加、热网回水压力升高、凝汽器承压增加等问题，因此必须认真分析对待，确保机组安全运行。

（1）汽轮机排汽温度提高到70℃，机组发电功率下降8%左右，节能分析要考虑少发电造成的损失。

（2）根据热网实际运行情况，一级管网回水压力最高将达到0.5MPa，而汽机凝汽器承压是0.294MPa，必须对凝汽器进行加固改造，更换铜管及凝汽器封头等，使其能承压力不低于0.9MPa。

（3）为防止设备及管道超压，在凝汽器入口管道上安装安全阀和自动泄水阀。在凝汽器出口循环水管道上加装逆止阀。为确保系统切换时的严密性，管道上的阀门采用球形阀，更换管道相关附件阀门、法兰、补偿器等提高耐压等级。

（4）轴向推力的变化。汽机低真空运行时，由于排汽量减少，排到低压缸的蒸汽流量增加，机组的轴向推力增大。经查询有关技术资料并根据各厂运行经验，推力最大值仅可能出现在纯凝工况运行时，在低真空工况情况下，机组推力基本保持不变，因此轴向推力不会对机组安全构成威胁。

（5）对热膨胀的影响。机组低真空运行时，由于排汽压力提高，排汽温度升高，后气缸膨胀量增大，从而改变了通流部分的动静间隙，甚至使机组产生振动，但由于排汽温度比较设计值变化不大，从已知的运行机组来看，气缸膨胀量影响不大。

（6）凝汽器铜管结垢问题。热网回水温度提高会引起凝汽器铜管结垢，但热网循环水经过化学处理达可以到水质要求，并在回水管路上加装除污器，可以有效地解决结垢问题，另外可以用原有的胶球清洗装置定期进行清洗，防止结垢发生。

2.6 节能措施

供热改造后主要存在三个方面能耗：供暖循环水泵的耗电量；供暖管道的沿程散热损失；室外气候变化，采暖用户用热量减少，供热单位又不能及时减少供热量与之平衡而造成的热量损失。因此，主要采取了以下节能措施：

（1）循环水泵设置变频装置，远距离供暖管网采用加压中继泵，以调节循环水泵扬程，降低循环水泵耗电量。

（2）沿程供暖管线采用：钢管+聚氨脂保温材料+聚已烯塑料管的保温防护方案，以减少管道的沿程散热损失。

（3）供热网监控采用SCADA数据采集及监控系统，监控中心SCC和远程终端站RTU通过计算机网络相连，实现首站、热量分配站、热量交换站的自动化运行和无人职守，根据室外气象参数的变化及用户室内温度的要求，自动调节供热量，减少不必要的能量损失。

3 工程节能分析

3.1 节能量测算基础数据

3.1.1 抽凝机组基本参数

额定进汽参数：P0＝4.90MPa，T0＝470℃，h0＝3364kJ/kg；抽汽参数：PCI＝0.981MPa，TCI＝305℃，hCI＝3062kJ/kg；额定排汽参数：PP＝0.0055MPa，TP＝45℃，hP＝2584kJ/kg；改造后排汽参数：PP低＝0.03MPa，PP低＝80℃，hP低＝2646kJ/kg；凝结水：TC＝60℃，hC＝251kJ/kg；凝汽器循环水出口温度：TSC＝60℃；凝汽器循环水入口温度：TSC＝50℃；额定排汽量：LP＝25.54t/h。

3.1.2 机组可提供给循环水的热量为

3.1.3 机组少发电量折合热量为

3.1.4 循环水最大供热面积

烟台市莱山区的现状采暖综合热指标为52W/m2，循环水最大供热面积为：A=G/q= 17.0×100÷52 = 32.7万m2。

3.2 节能量测算过程及结果

改造后机组可提供热量61.2GJ/h，减少发电量折合热量1.58GJ/h，机组可节约的总热量为59.62GJ/h，折合标煤2.03tce/h。每个采暖期供热机组运行140d，则采暖季可节约标煤6820.8t。

热电厂内新建的循环水供热站房，采用低温循环水供热时，每小时最大用电负荷将增加527.5kW，每个采暖季用电负荷将增加177.24万kWh，折合标煤217.8t。循环水供热站房每小时补水量为循环水量的2%左右，项目循环水量为1408t/h，则站房补水量为28.16t/h，每个采暖季补水总量为9.46万t，折合标准煤46.0t。

改造后节约的总标准煤=低真空循环水供暖节约的标煤-供热首站消耗的标准煤=6820.8-217.8-46.0=6557t。

12MW抽凝式汽轮机低真空循环水供热改造项目实施后，年可节约标煤6557t，折合原煤9180t，相当于减少排放烟尘160t、SO2101.2t、CO21.6万t，灰、渣量约2800t，节能减排成效显著。

4 结语

汽轮机低真空循环水供热改造是一项技术可行，经济合理，有利于节能环保的技术改造措施。这项技术投入产出比高，比较简单易行，设备可以安全稳定运行，在提高热电厂能源利用效率的同时，增加采暖供热能力，改善周边环境，经济效益突出，社会效益显著。