熱電廠汽輪機低真空循環水供熱改造實例

文 _ 冷春光 煙臺市節能監察支隊

近年來，隨著社會經濟的發展和居民生活水平的提高，煙臺市某熱電廠的供熱用戶不斷增加，工業用汽量和集中供熱面積不斷增大，現有機組的供熱能力已接近極限。特別是冬季采暖期用汽量劇增，在保民生的前提要求下，原運行模式已無力保證工業用汽參數，直接影響了用熱企業的產品產量和質量，同時居民供暖效果也大打折扣。這就要求采暖季背壓機組和抽凝機組需同時運行。而抽凝機組運行時，汽輪機排汽潛熱的凝汽損失被循環水帶走散發到大氣中，這部分冷源損失占總熱量的60%左右，是造成熱電廠熱效率低的一個主要原因。

解決熱電廠供熱能力不足問題，主要通過兩種方式：一是添置設備、擴大規模；二是對現有設備進行節能技改。第一種方式投資大、建設周期長、增加消耗、加大生產成本、設備利用率低，可能導致企業微利甚至虧損；第二種方式，通過對抽凝機組進行余熱回收利用，不但不增加消耗，而且投資少、見效快、利潤大。經過反復論證，該熱電廠于2012年對抽凝機組進行了低真空循環水供熱改造，既提高了機組的熱效率，滿足部分供熱市場需求，又達到節能減排的目的。

1 汽輪機低真空循環水供熱原理

汽輪機低真空循環水供熱就是將凝汽器的循環冷卻水直接作為采暖用水為用戶供熱，即把熱用戶的散熱器當作冷卻設備使用。抽凝機組無需進行大的改造，只是將凝汽器循環水入口管和出口管接入供熱系統，循環水經凝汽器加熱后，由泵將升溫后的熱水注入熱網。為增強供熱能力，可以在凝汽器出口之后加裝尖峰熱網加熱器，利用減壓減溫后的新蒸汽或其它汽源加熱熱網水。

目前，汽輪機低真空循環水供熱改造技術已經比較成熟。需要指出的是，低真空循環水供熱改變了汽輪機熱力工況，使汽輪機在變工況下運行，對汽輪機的功率、效率、推力、輔機等有一定影響，實施該項技改時，要通過相關計算確定合理的改造方案，并經過實踐檢驗，確保以上參數的變化對發電機組及供熱系統的安全穩定運行沒有影響。

2 汽輪機低真空改造工程實施

2.1 工程概況

該熱電廠現有3臺75t/h循環流化床鍋爐、1臺12MW抽凝式汽輪發電機組和1臺12MW背壓式汽輪發電機組，城區內供暖熱負荷主要為辦公和居民采暖，2011年供暖面積達230萬m2，采暖熱用戶均采用高溫水進行供熱。通過對抽凝機組進行低真空循環水供熱改造，將城區部分采暖熱用戶改為低溫循環水供熱，以替代部分蒸汽熱負荷，在提高電廠熱效率、降低燃料消耗的同時，增加了供熱能力，取得了顯著成效，達到了預期目的。

2.2 抽凝式汽輪機技術參數

低溫循環水供熱熱源為12MW抽凝式汽輪機凝汽器。汽輪機主要技術參數見表1；汽輪機所配凝汽器主要技術參數見表2。

表1 汽輪機主要技術參數

表2 凝汽器主要技術參數

2.3 熱負荷分析

根據《城鎮供熱管網設計規范》（CJJ34-2010）要求，結合煙臺市城區建設發展實際情況，并參照《民用建筑節能管理規定》及國家三步節能指標等，確定煙臺市現狀采暖綜合熱指標為52W/m2。實施供熱改造后，擬滿足周邊30萬m2采暖用戶的用熱需求，最大熱負荷為15.6MW。

2.4 供熱改造方案

將現有熱網回水（一級網）通過管道直接引入汽輪機凝汽器入口。此時汽輪機運行時降低真空度提高排汽溫度，汽輪機凝汽通過凝汽器將循環水加熱到一定溫度后，再回到熱網循環泵入口。進入熱網首站換熱器繼續加熱至所需溫度，進入熱網供熱，從而將汽機的凝汽損失全部收回。

2.4.1 改造前后參數對比（表3）

表3 參數對比表

2.4.2 工程設計參數

凝汽器排汽真空：0.03～0.06MPa；排汽溫度：70～80℃；排汽量：額定工況25.54t/h；最大循環水量：＜1600t/h；熱網回水溫度：50～60℃；凝汽器出口水溫：60～70℃；熱網回水壓力：0.3～0.5MPa。

2.4.3 運行方式

采用循環水直供方式將熱網回水全部引入凝汽器運行。按汽機運行不同排汽量將循環水加熱到不同溫度，汽機保持相對穩定的負荷及運行參數。維持熱網首站循環泵運行，電廠循環泵停用，電廠冷卻塔停用，電廠空冷器、油汽器及其他冷卻用水單獨設1臺小循環泵運行滿足需要。機組低真空運行切換采用熱態切換，即在機組運行狀態下，把循環水至冷卻塔的閉絡循環系統切換至外網供熱系統。

2.4.4 供熱首站設備

在廠區內新建循環水供熱首站1座。循環水供熱首站熱力系統由熱網加熱器、循環水泵、補水泵、疏水泵、除污器等設備組成。

2.5 安全性分析及措施

由于汽輪機采用低真空運行方式，排汽溫度提高，使機組偏離了設計工況運行，會導致真空降低、功率下降、軸向推力增加、熱網回水壓力升高、凝汽器承壓增加等問題，因此必須認真分析對待，確保機組安全運行。

（1）汽輪機排汽溫度提高到70℃，機組發電功率下降8%左右，節能分析要考慮少發電造成的損失。

（2）根據熱網實際運行情況，一級管網回水壓力最高將達到0.5MPa，而汽機凝汽器承壓是0.294MPa，必須對凝汽器進行加固改造，更換銅管及凝汽器封頭等，使其能承壓力不低于0.9MPa。

（3）為防止設備及管道超壓，在凝汽器入口管道上安裝安全閥和自動泄水閥。在凝汽器出口循環水管道上加裝逆止閥。為確保系統切換時的嚴密性，管道上的閥門采用球形閥，更換管道相關附件閥門、法蘭、補償器等提高耐壓等級。

（4）軸向推力的變化。汽機低真空運行時，由于排汽量減少，排到低壓缸的蒸汽流量增加，機組的軸向推力增大。經查詢有關技術資料并根據各廠運行經驗，推力最大值僅可能出現在純凝工況運行時，在低真空工況情況下，機組推力基本保持不變，因此軸向推力不會對機組安全構成威脅。

（5）對熱膨脹的影響。機組低真空運行時，由于排汽壓力提高，排汽溫度升高，后氣缸膨脹量增大，從而改變了通流部分的動靜間隙，甚至使機組產生振動，但由于排汽溫度比較設計值變化不大，從已知的運行機組來看，氣缸膨脹量影響不大。

（6）凝汽器銅管結垢問題。熱網回水溫度提高會引起凝汽器銅管結垢，但熱網循環水經過化學處理達可以到水質要求，并在回水管路上加裝除污器，可以有效地解決結垢問題，另外可以用原有的膠球清洗裝置定期進行清洗，防止結垢發生。

2.6 節能措施

供熱改造后主要存在三個方面能耗：供暖循環水泵的耗電量；供暖管道的沿程散熱損失；室外氣候變化，采暖用戶用熱量減少，供熱單位又不能及時減少供熱量與之平衡而造成的熱量損失。因此，主要采取了以下節能措施：

（1）循環水泵設置變頻裝置，遠距離供暖管網采用加壓中繼泵，以調節循環水泵揚程，降低循環水泵耗電量。

（2）沿程供暖管線采用：鋼管+聚氨脂保溫材料+聚已烯塑料管的保溫防護方案，以減少管道的沿程散熱損失。

（3）供熱網監控采用SCADA數據采集及監控系統，監控中心SCC和遠程終端站RTU通過計算機網絡相連，實現首站、熱量分配站、熱量交換站的自動化運行和無人職守，根據室外氣象參數的變化及用戶室內溫度的要求，自動調節供熱量，減少不必要的能量損失。

3 工程節能分析

3.1 節能量測算基礎數據

3.1.1 抽凝機組基本參數

額定進汽參數：P0＝4.90MPa，T0＝470℃，h0＝3364kJ/kg；抽汽參數：PCI＝0.981MPa，TCI＝305℃，hCI＝3062kJ/kg；額定排汽參數：PP＝0.0055MPa，TP＝45℃，hP＝2584kJ/kg；改造后排汽參數：PP低＝0.03MPa，PP低＝80℃，hP低＝2646kJ/kg；凝結水：TC＝60℃，hC＝251kJ/kg；凝汽器循環水出口溫度：TSC＝60℃；凝汽器循環水入口溫度：TSC＝50℃；額定排汽量：LP＝25.54t/h。

3.1.2 機組可提供給循環水的熱量為

3.1.3 機組少發電量折合熱量為

3.1.4 循環水最大供熱面積

煙臺市萊山區的現狀采暖綜合熱指標為52W/m2，循環水最大供熱面積為：A=G/q= 17.0×100÷52 = 32.7萬m2。

3.2 節能量測算過程及結果

改造后機組可提供熱量61.2GJ/h，減少發電量折合熱量1.58GJ/h，機組可節約的總熱量為59.62GJ/h，折合標煤2.03tce/h。每個采暖期供熱機組運行140d，則采暖季可節約標煤6820.8t。

熱電廠內新建的循環水供熱站房，采用低溫循環水供熱時，每小時最大用電負荷將增加527.5kW，每個采暖季用電負荷將增加177.24萬kWh，折合標煤217.8t。循環水供熱站房每小時補水量為循環水量的2%左右，項目循環水量為1408t/h，則站房補水量為28.16t/h，每個采暖季補水總量為9.46萬t，折合標準煤46.0t。

改造后節約的總標準煤=低真空循環水供暖節約的標煤-供熱首站消耗的標準煤=6820.8-217.8-46.0=6557t。

12MW抽凝式汽輪機低真空循環水供熱改造項目實施后，年可節約標煤6557t，折合原煤9180t，相當于減少排放煙塵160t、SO2101.2t、CO21.6萬t，灰、渣量約2800t，節能減排成效顯著。

4 結語

汽輪機低真空循環水供熱改造是一項技術可行，經濟合理，有利于節能環保的技術改造措施。這項技術投入產出比高，比較簡單易行，設備可以安全穩定運行，在提高熱電廠能源利用效率的同時，增加采暖供熱能力，改善周邊環境，經濟效益突出，社會效益顯著。