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摘要 汽轮机降低真空运行，提高循环水温度做为冬季供暖是一项社会效益和经济效益都十分显著的节能技术，山东王晁煤电集团热电有限公司做为一个热电联产、供热为主的小型热电厂，通过冬季循环水供热取得了良好的效益，本文介绍了汽轮机低真空运行循环水供热技术在C12-35/10机组上的应用对低真空运行循环水供热的经济性和安全性进行了分析、探讨。
关键词 机组；低真空运行；循环水供热
中图分类号 TM621 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-（2012）092-0149-01
循环水供热可降低机组热耗，起到降低供电煤耗，节约能源的作用，每年可为国家节约大量的原煤，同时对减少污染，改善环境起到积极作用，其经济效益和社会效益是很明显的。山东王晁煤电集团热电有限公司通过反复论证和研究，在利用原中温中压系统设备的基础上，增添部分设备，对其进行优化组合，2008年9月全面完成了2台C12型机组循环水供热改造，并于2008年11月正式投入运行。经过一个采暖期的运行，各项指标均优于设计值，供热效果良好。
1 循环水供热系统概述
循环水供热是十分完善的热电联产方式。循环水供热，就是使抽凝机组在运行中把通过凝汽器的冷却水量减少，通过降低真空，相对应的排汽压力和排汽温度升高，使汽轮机凝汽器的出水温度由正常运行的30℃-35℃提高到70℃-75℃，然后不让循环水通过冷却塔降温，而是经过热网循环水泵加压输送至各热用户作采暖用热，循环水经过热用户放出热量之后的回水在返回至凝汽器重新冷却汽轮机的排汽，使温度升高后，进行加热后再送至各热用户，进入另一次循环。并将全公司锅炉、汽机在开停和正常运行中的排污疏放水接入混合式加热器，引至热网循环水中供热。考虑到在不改动汽机本体，保证汽轮机的轴向推力、后缸排汽温度、末级叶片损失在合理范围之内的前提下，将循环水的供回水温差确定为：供水70℃，回水55℃。在汽轮机故障，或者是较为寒冷的气候时，可采用启动辅助换热器加热的方式运行改造后的发电供热系统如图1所示。
图1
2 机组及管网的安全性分析
由于机组提高排汽温度，降低凝汽器真空，改变了机组的设计运行参数，势必对机组造成一定的影响，为保障机组安全，解决了以下问题。
2.1 凝汽器承压问题
山东王晁煤电集团热电有限公司循环水供热所需压力不大，回水压力一般在0.2 MPa。而凝汽器的承压能力为0.6 MPa，是满足的，但是为了预防热网突然解列等特殊情况，还采取了以下措施。热水循环泵取2台，互为备用，互相联锁，保证热网正常循环。在热用户回水管路上加装安全阀，保证回水压力不超过
0.2 MPa。供热循环水回路上安装逆止阀。
2.2 铜管结垢问题
虽然排汽温度升高易引起铜管的结垢，但热网循环水采用化学处理过的软化水，硬度降低且回水管路有除污器，水的品质有很大提高。相对于以前该机的循环水状况来说，情况大大改善，结垢问题比以前减少。另外还定期用胶球清洗装置对凝汽器进行清洗。
2.3 供热循环水补充水问题
供热循环水采用软化水，需在交换站内安装一套软化水处理装置、1台凝结水箱和2台补水泵，专门用于循环水补水，补水泵采用变频控制，以便控制补水压力恒定。
2.4 循环水供热系统故障的补救措施
采用凝汽机组的循环水供暖，需要机组稳定运行。如果机组由于种种原因造成停运，则循环水供热所需的排汽热源消失，循环水供热达不到采暖要求，因此必须有循环水供热系统故障时的补救措施。机组启停过程中，为保证供热的稳定性，需要进行2个系统的切换。机组启动前，采用交换站供热系统进行供热；机组正常带负荷运行后，再逐渐切换到循环水供暖系统中。机组在低负荷运行时循环水温升减小，不能保证供暖需求时，需要利用交换站内热交换设备对系统进行二次补充加热，以达到采暖水网的温度要求。
3 经济性分析
3.1 热力试验数据
从山东王晁煤电集团热电有限公司的热力试验统计数据可以看出，在机组正常运行的情况下，抽凝机抽凝工况改造前、改造后的主要运行参数，汽机进汽压力、汽机进汽温度、发电功率、抽汽量、抽汽供热量等在改造前后都没有变化，发电标煤耗率由改造前的500 g/kWh降低为151 g/kWh。其他各项数据有不同程度的增加。
3.2 价值分析
山东王晁煤电集团热电有限公司有2台机组供热。从对比分析可以发现，循环水供热的单台机少发的电量：△Nc=3000 kW供电单位电价和发电单位成本分别按0.4元/（kW·h）和0.35元/（kW·h）计算，循环水供热8元/GJ，则一个采暖期内发电少得到的利润：2×（0.4-0.35）×3000×24×30×3=64.8万元。供热总收入：2×8×99.352×24×30×3=343.36万元。在循环水供热的冬季，可停运1～2台冷却塔，以减少蒸发损失（该数值占循环水量的1.0%～2.0%）。在蒸发损失减少的同时，新增加了热网补水，而国家规定补水率为0～3%，且蒸发损失和补水量平均值均为1.5%，可以认为补水率可由减少的蒸发损失抵消。当热网投入运行后，热网泵耗电量为：Qr=200 kW·h/h（实际值）；原循环泵耗电率为：Qx=150 kW·h/h（记录值）；则日差电量为：△Q=200-150=50 kW·h/h；一个采暖期多耗电量为：50×24×30×3×2=21600 kW·h；所耗费用为：21600×0.4=8.64万元。综合经济效益为：343.36-64.8-8.64=269.92万元。循环水供热经济性的好坏直接影响到企业的经济效益与社会效益。
4 结论
经过上述的计算分析可以看出，企业增加经济效益的途径有二条：一是提高热价，但热价受国家物价部门的限制，不可能无限制地提高。当原材料、燃料价格上涨时，可与用户协商调整热价，但不可能有大幅度的价差。二是扩大用户用热面积。用户用热面积由下式确定：S=（1-ξ）×Q/A式中，△为采暖热指标；Q为热量，1×105 kJ/h；ξ为热量损失系数，取5%～10%；Q=De×（he-hni）若想增大用户用热面积，可增加热量或降低采暖熱指标来实现。而降低采暖热指标是受限制的，只有增加热量，也就是增加排汽焓he、提高背压来实现。在实现循环水供热后，用户用热面积在逐年增加，为企业带来的经济效益为260多万元，同时也带来了很大的社会效益。
参考文献
[1]陈军，谢冬梅，李心刚.电厂余热资源的有效利用[J].节能与环保，2006，04.
[2]蔡玉广.供热汽轮机组低真空运行循环水供暖改造探讨[J].热电技术.
[3]黄福赐.工程热力学原理和应用[M].北京：电力工业出版社，1982.
关键词 机组；低真空运行；循环水供热
中图分类号 TM621 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-（2012）092-0149-01
循环水供热可降低机组热耗，起到降低供电煤耗，节约能源的作用，每年可为国家节约大量的原煤，同时对减少污染，改善环境起到积极作用，其经济效益和社会效益是很明显的。山东王晁煤电集团热电有限公司通过反复论证和研究，在利用原中温中压系统设备的基础上，增添部分设备，对其进行优化组合，2008年9月全面完成了2台C12型机组循环水供热改造，并于2008年11月正式投入运行。经过一个采暖期的运行，各项指标均优于设计值，供热效果良好。
1 循环水供热系统概述
循环水供热是十分完善的热电联产方式。循环水供热，就是使抽凝机组在运行中把通过凝汽器的冷却水量减少，通过降低真空，相对应的排汽压力和排汽温度升高，使汽轮机凝汽器的出水温度由正常运行的30℃-35℃提高到70℃-75℃，然后不让循环水通过冷却塔降温，而是经过热网循环水泵加压输送至各热用户作采暖用热，循环水经过热用户放出热量之后的回水在返回至凝汽器重新冷却汽轮机的排汽，使温度升高后，进行加热后再送至各热用户，进入另一次循环。并将全公司锅炉、汽机在开停和正常运行中的排污疏放水接入混合式加热器，引至热网循环水中供热。考虑到在不改动汽机本体，保证汽轮机的轴向推力、后缸排汽温度、末级叶片损失在合理范围之内的前提下，将循环水的供回水温差确定为：供水70℃，回水55℃。在汽轮机故障，或者是较为寒冷的气候时，可采用启动辅助换热器加热的方式运行改造后的发电供热系统如图1所示。
图1
2 机组及管网的安全性分析
由于机组提高排汽温度，降低凝汽器真空，改变了机组的设计运行参数，势必对机组造成一定的影响，为保障机组安全，解决了以下问题。
2.1 凝汽器承压问题
山东王晁煤电集团热电有限公司循环水供热所需压力不大，回水压力一般在0.2 MPa。而凝汽器的承压能力为0.6 MPa，是满足的，但是为了预防热网突然解列等特殊情况，还采取了以下措施。热水循环泵取2台，互为备用，互相联锁，保证热网正常循环。在热用户回水管路上加装安全阀，保证回水压力不超过
0.2 MPa。供热循环水回路上安装逆止阀。
2.2 铜管结垢问题
虽然排汽温度升高易引起铜管的结垢，但热网循环水采用化学处理过的软化水，硬度降低且回水管路有除污器，水的品质有很大提高。相对于以前该机的循环水状况来说，情况大大改善，结垢问题比以前减少。另外还定期用胶球清洗装置对凝汽器进行清洗。
2.3 供热循环水补充水问题
供热循环水采用软化水，需在交换站内安装一套软化水处理装置、1台凝结水箱和2台补水泵，专门用于循环水补水，补水泵采用变频控制，以便控制补水压力恒定。
2.4 循环水供热系统故障的补救措施
采用凝汽机组的循环水供暖，需要机组稳定运行。如果机组由于种种原因造成停运，则循环水供热所需的排汽热源消失，循环水供热达不到采暖要求，因此必须有循环水供热系统故障时的补救措施。机组启停过程中，为保证供热的稳定性，需要进行2个系统的切换。机组启动前，采用交换站供热系统进行供热；机组正常带负荷运行后，再逐渐切换到循环水供暖系统中。机组在低负荷运行时循环水温升减小，不能保证供暖需求时，需要利用交换站内热交换设备对系统进行二次补充加热，以达到采暖水网的温度要求。
3 经济性分析
3.1 热力试验数据
从山东王晁煤电集团热电有限公司的热力试验统计数据可以看出，在机组正常运行的情况下，抽凝机抽凝工况改造前、改造后的主要运行参数，汽机进汽压力、汽机进汽温度、发电功率、抽汽量、抽汽供热量等在改造前后都没有变化，发电标煤耗率由改造前的500 g/kWh降低为151 g/kWh。其他各项数据有不同程度的增加。
3.2 价值分析
山东王晁煤电集团热电有限公司有2台机组供热。从对比分析可以发现，循环水供热的单台机少发的电量：△Nc=3000 kW供电单位电价和发电单位成本分别按0.4元/（kW·h）和0.35元/（kW·h）计算，循环水供热8元/GJ，则一个采暖期内发电少得到的利润：2×（0.4-0.35）×3000×24×30×3=64.8万元。供热总收入：2×8×99.352×24×30×3=343.36万元。在循环水供热的冬季，可停运1～2台冷却塔，以减少蒸发损失（该数值占循环水量的1.0%～2.0%）。在蒸发损失减少的同时，新增加了热网补水，而国家规定补水率为0～3%，且蒸发损失和补水量平均值均为1.5%，可以认为补水率可由减少的蒸发损失抵消。当热网投入运行后，热网泵耗电量为：Qr=200 kW·h/h（实际值）；原循环泵耗电率为：Qx=150 kW·h/h（记录值）；则日差电量为：△Q=200-150=50 kW·h/h；一个采暖期多耗电量为：50×24×30×3×2=21600 kW·h；所耗费用为：21600×0.4=8.64万元。综合经济效益为：343.36-64.8-8.64=269.92万元。循环水供热经济性的好坏直接影响到企业的经济效益与社会效益。
4 结论
经过上述的计算分析可以看出，企业增加经济效益的途径有二条：一是提高热价，但热价受国家物价部门的限制，不可能无限制地提高。当原材料、燃料价格上涨时，可与用户协商调整热价，但不可能有大幅度的价差。二是扩大用户用热面积。用户用热面积由下式确定：S=（1-ξ）×Q/A式中，△为采暖热指标；Q为热量，1×105 kJ/h；ξ为热量损失系数，取5%～10%；Q=De×（he-hni）若想增大用户用热面积，可增加热量或降低采暖熱指标来实现。而降低采暖热指标是受限制的，只有增加热量，也就是增加排汽焓he、提高背压来实现。在实现循环水供热后，用户用热面积在逐年增加，为企业带来的经济效益为260多万元，同时也带来了很大的社会效益。
参考文献
[1]陈军，谢冬梅，李心刚.电厂余热资源的有效利用[J].节能与环保，2006，04.
[2]蔡玉广.供热汽轮机组低真空运行循环水供暖改造探讨[J].热电技术.
[3]黄福赐.工程热力学原理和应用[M].北京：电力工业出版社，1982.