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摘要：循环水采暖投入以来随着外界温度的升高，热用户退出采暖系统汽轮机排气温度升高，严重制约着发电量的提升，通过增加自循环水泵房连接至采暖管道供回水联络阀前的低温循环水管道，增加两台加压泵以调整旁路水压与采暖管道水压相等，同时在回水管道增加循环水至凉水塔回水管道线路，保证采暖管道进出水压力平衡。循环水采暖旁路改造经投入验证最终解决无法提升发电量问题。
关键词：循环水采暖 排气温度 循环水采暖旁路改造 汽轮机 温度 流量
【分类号】：TG333.2
1.设备情况概述及现状分析
1.1概况：
干熄焦1#发电机组是青岛捷能汽轮机股份有限公司生产的C25-4.20/0.981型抽汽式汽轮机。该机组循环水采暖项目的投入运行，具有很高的经济效益和社会效益。干熄焦循环水采暖系统自2009年投运以来实现供暖面积90万m2，发电机组通过调节排气温度的方式，对机组进行过程控制。缓解了莱钢采暖季的动力能源紧张的问题，实现了能源的循环利用。每年循环水采暖系统运行进入后期时，随着天气转暖，系统需求热量减少，导致在发电负荷不变的情况下，循环水出水温度逐步升高，机组排汽温度随之升高，而汽轮机排汽温度要求控制在85℃以下运行，在此状况下只能通过减少汽轮机进汽量、降低发电机负荷运行。但是当汽轮机进汽量减少至50t/h左右时，由于汽轮机末级叶片“鼓风摩擦损失”，会造成机组排汽温度进一步升高。此时，汽轮机组排汽温度控制成为进退两难的问题。
1.2原因分析：
每年循环水采暖系统运行末期，随着天气温度的升高部分采暖用户退出了采暖系统，导致机组排汽温度持续升高，经分析是由于循环水所含热量无法及时散失，致使机组排汽所含热值大于循环水采暖系统散失的热值所致。
改造前循环水采暖外部管路图
2.技术方案的研究与制定：
2.1技术方案研究
有效降低循环水温度有两种办法：一是扩大采暖系统散热面积，增加采暖系统循环水热量散失。二是向密闭的采暖循环水系统中补充热力车间循环水，达到降低循环水温度的目的。由于循环水采暖系统的供热面积是一定的，所以只能考虑将温度较低的循环水补充到循环水采暖系统中，达到冷却的作用。根据以上思路，提出了将热力车间循环水泵与金鼎公司换热站变频循环泵并联同时供水，这就需要调整热力车间循环水泵进、回水量保持相同，才能维持循环水采暖系统水量不变、压力稳定。通过对现有的各种可行性方案的探讨及国内外的先进经验，最后确定了进行循环水采暖旁路改造项目，通过增加自循环水泵房连接至采暖管道供回水联络阀前的低温循环水管道，增加两台加压泵以调整旁路水压与采暖管道水压相等，同时在回水管道增加循环水至凉水塔回水管道线路，保证采暖管道进出水压力平衡。通过这种方式对循环水的进水温度进行调节，达到降低排汽温低，提升发电量的目标。
2.2实施过程：
方案确定后，通过对采暖季机组的各项运行参数进行分析，确定增加的变频泵参数，以实现经济运行：1#25MW机组在纯凝工况时最小排汽量60t/h，在供回水温差为13℃时可提供的最小循环水量3299t/h。纯凝进汽量93.4t/h，排汽压力3kPa时，汽化潜热（温度不变时，单位质量的某种液体物质在汽化过程中所吸收的热量）2460kJ/kg（588kcal/kg）。在供回水温差为10℃（供水温度60℃，回水温度50℃）时可提供循环水量5492t/h。
2.2.1水泵选择
系统分流水量在供热面积75.5万平方米，机组凝汽量在93.4t/h时，从冷却塔系统补水量：最大为741t/h
最小为224t/h
补水泵选择两台，运行方式采用变频运行，最大补水量时开启两台，最小时开一台。
补水泵参数：型号：KQL 200/370-75/4；流量：262～449t/h；扬程：48～34m；转速：1480rpm；功率：75kW；电压：380V。
2.2.2设备安装
敷设DN400循环水管道约250m，将补水泵房布置在现在的汽轮机主厂房北侧，泵房内设置两台补水泵。待干熄焦锅炉停机检修的机会，进行管道合茬。
2.2.3 改造后循环水采暖外部管路图
改造后循环水采暖外部管路图（红色部分为新增设备及管路）
3.应用效果
通过本次调整，解决了因循环水系统回水温度高造成汽轮机排汽温度无法有效控制的难题，保障了汽轮机组的安全运行。同时，提升了机组发电负荷，由原来的8MW提升至15MW运行，且能够投入抽汽运行，提高了机组运行经济性，增加了发电效益。
4.效益分析
4.1项目投入费用：
设备费用45万：补水泵5万 阀门12万 流量计8万 变频器及控制柜20万；材料费用30万：管道DN400 螺旋焊接钢管22t，保温材料30m3；仪表费用10万；安装费用20万；土建费用7万；外部线缆及敷设费用5万；其它费用5万
直接费用合计122万元。
4.2项目投入后产生效益：
以前后各20天的时间计算，发电负荷由每小时18MW提升至23MW
年实现经济效益：20X2X24X（23000-18000）X0.66=316.8万元
结束语：改造项目实施后，从根本上解决了法兰漏汽及暖管时间长的问题，不但保证了人员的安全及设备的正常运行，也降低了能源的消耗。同时，由于调整了主蒸汽母管阀门的方向及位置，增加了阀门间的间距，有利于设备的正常运行，方便了人员的操作及检修等。分开高低压疏水管线，消除了，高压蒸汽进入低压设备造成的危险隐患，进一步确保了设备及人员的安全。车间将进一步加强设备管理，优化工艺流程以提升发电量为目标为做强发电事业而努力。
参考文献
[1]孙为民，杨巧云. 电厂汽轮机.中国电力出版社，2010
[2]史月涛，汽轮机设备与运行.中国电力出版社，2008
关键词：循环水采暖 排气温度 循环水采暖旁路改造 汽轮机 温度 流量
【分类号】：TG333.2
1.设备情况概述及现状分析
1.1概况：
干熄焦1#发电机组是青岛捷能汽轮机股份有限公司生产的C25-4.20/0.981型抽汽式汽轮机。该机组循环水采暖项目的投入运行，具有很高的经济效益和社会效益。干熄焦循环水采暖系统自2009年投运以来实现供暖面积90万m2，发电机组通过调节排气温度的方式，对机组进行过程控制。缓解了莱钢采暖季的动力能源紧张的问题，实现了能源的循环利用。每年循环水采暖系统运行进入后期时，随着天气转暖，系统需求热量减少，导致在发电负荷不变的情况下，循环水出水温度逐步升高，机组排汽温度随之升高，而汽轮机排汽温度要求控制在85℃以下运行，在此状况下只能通过减少汽轮机进汽量、降低发电机负荷运行。但是当汽轮机进汽量减少至50t/h左右时，由于汽轮机末级叶片“鼓风摩擦损失”，会造成机组排汽温度进一步升高。此时，汽轮机组排汽温度控制成为进退两难的问题。
1.2原因分析：
每年循环水采暖系统运行末期，随着天气温度的升高部分采暖用户退出了采暖系统，导致机组排汽温度持续升高，经分析是由于循环水所含热量无法及时散失，致使机组排汽所含热值大于循环水采暖系统散失的热值所致。
改造前循环水采暖外部管路图
2.技术方案的研究与制定：
2.1技术方案研究
有效降低循环水温度有两种办法：一是扩大采暖系统散热面积，增加采暖系统循环水热量散失。二是向密闭的采暖循环水系统中补充热力车间循环水，达到降低循环水温度的目的。由于循环水采暖系统的供热面积是一定的，所以只能考虑将温度较低的循环水补充到循环水采暖系统中，达到冷却的作用。根据以上思路，提出了将热力车间循环水泵与金鼎公司换热站变频循环泵并联同时供水，这就需要调整热力车间循环水泵进、回水量保持相同，才能维持循环水采暖系统水量不变、压力稳定。通过对现有的各种可行性方案的探讨及国内外的先进经验，最后确定了进行循环水采暖旁路改造项目，通过增加自循环水泵房连接至采暖管道供回水联络阀前的低温循环水管道，增加两台加压泵以调整旁路水压与采暖管道水压相等，同时在回水管道增加循环水至凉水塔回水管道线路，保证采暖管道进出水压力平衡。通过这种方式对循环水的进水温度进行调节，达到降低排汽温低，提升发电量的目标。
2.2实施过程：
方案确定后，通过对采暖季机组的各项运行参数进行分析，确定增加的变频泵参数，以实现经济运行：1#25MW机组在纯凝工况时最小排汽量60t/h，在供回水温差为13℃时可提供的最小循环水量3299t/h。纯凝进汽量93.4t/h，排汽压力3kPa时，汽化潜热（温度不变时，单位质量的某种液体物质在汽化过程中所吸收的热量）2460kJ/kg（588kcal/kg）。在供回水温差为10℃（供水温度60℃，回水温度50℃）时可提供循环水量5492t/h。
2.2.1水泵选择
系统分流水量在供热面积75.5万平方米，机组凝汽量在93.4t/h时，从冷却塔系统补水量：最大为741t/h
最小为224t/h
补水泵选择两台，运行方式采用变频运行，最大补水量时开启两台，最小时开一台。
补水泵参数：型号：KQL 200/370-75/4；流量：262～449t/h；扬程：48～34m；转速：1480rpm；功率：75kW；电压：380V。
2.2.2设备安装
敷设DN400循环水管道约250m，将补水泵房布置在现在的汽轮机主厂房北侧，泵房内设置两台补水泵。待干熄焦锅炉停机检修的机会，进行管道合茬。
2.2.3 改造后循环水采暖外部管路图
改造后循环水采暖外部管路图（红色部分为新增设备及管路）
3.应用效果
通过本次调整，解决了因循环水系统回水温度高造成汽轮机排汽温度无法有效控制的难题，保障了汽轮机组的安全运行。同时，提升了机组发电负荷，由原来的8MW提升至15MW运行，且能够投入抽汽运行，提高了机组运行经济性，增加了发电效益。
4.效益分析
4.1项目投入费用：
设备费用45万：补水泵5万 阀门12万 流量计8万 变频器及控制柜20万；材料费用30万：管道DN400 螺旋焊接钢管22t，保温材料30m3；仪表费用10万；安装费用20万；土建费用7万；外部线缆及敷设费用5万；其它费用5万
直接费用合计122万元。
4.2项目投入后产生效益：
以前后各20天的时间计算，发电负荷由每小时18MW提升至23MW
年实现经济效益：20X2X24X（23000-18000）X0.66=316.8万元
结束语：改造项目实施后，从根本上解决了法兰漏汽及暖管时间长的问题，不但保证了人员的安全及设备的正常运行，也降低了能源的消耗。同时，由于调整了主蒸汽母管阀门的方向及位置，增加了阀门间的间距，有利于设备的正常运行，方便了人员的操作及检修等。分开高低压疏水管线，消除了，高压蒸汽进入低压设备造成的危险隐患，进一步确保了设备及人员的安全。车间将进一步加强设备管理，优化工艺流程以提升发电量为目标为做强发电事业而努力。
参考文献
[1]孙为民，杨巧云. 电厂汽轮机.中国电力出版社，2010
[2]史月涛，汽轮机设备与运行.中国电力出版社，2008