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【摘 要】汽轮机低真空循环水供热技术是近年来在城市建设快速发展，城区供热面积不断增大，现有的热电厂供热能力已不能满足日益增长的供热需求；同时为了满足节能和环保的要求而发展起来的一项节能环保的生产技术。其基本工作原理是：在凝汽式汽轮机组发电过程中，在保证机组安全运行的前提下，有目的性的在一定范围内降低凝汽器真空度，使与之相对应的排汽压力和排汽温度相对提高，以便充分利用机组的冷源损失将冷却汽轮机乏汽用的循环水温度提高到65-70℃左右，直接作为采暖用水为热用户供热的运行方式。
【关键词】工程状况；技改的必要性；可行性分析；设备及系统的改造
一、公司技改前工程状况：
该公司装有三台75t/h次高压循环流化床锅炉和一台CC12-4.90/1.27/0.294轴流次高压双抽发电机组及一台B6-4.90/1.27发电机组，供热首站有2台12MW低压换热器和1台40Mw高压换热器。
二、技改的必要性
1、煤炭价格上涨的影响：
自2005年开始，国际国内石油、煤炭等能源价格大幅飚升，带动其他物资价格也大幅上扬。我厂燃煤低位发热量5000大卡/吨原煤由原来的330元/吨涨至790元/吨左右。虽然地方及时调整了供热价格，但仍然弥补不了煤炭涨价带来的成本负担。
2、1号抽凝式供热机组运行成本的影响
1号抽凝式供热机组，由于在凝汽器中存在有70%左右的冷源损失，能耗太大，热电成本过高，公司亏损严重，自2010年1月份开始不得不选择性的将其停运。为了减亏，不得已暂时以2号背压机组和减温减压器来供热，而减温减压供热降低了能源梯级利用效率，也造成了高品质热能的损耗。自2011年至2012年采暖季80t/h减温减压站供气26521吨，50t/h减温减压站供气4233吨，造成高品位热能损耗9149GJ。
3、热用户不断增多及公司发展的需要：
根据公司外网部门的统计2013年将新增蒸汽采暖负荷2.5万㎡；热水采暖负荷67.5万㎡；此采暖负荷已远远超出了原有首站换热供暖系统的工作负荷能力。
5、公司场地的限制：
由于公司场地有限未能在初期建设规划时预留出足够的建设空间，不具备首站系统扩建的条件。
6、节能减排的需要：
伴随着国内节能减排形势的日趋严峻，国家严控小型火电的建设，“十二五”山东省万元GDP能耗同比降低17%，而我厂“十二五”节能目标为6000余吨。
三、技改可行性分析：
1、热用户负荷情况分析：
目前热水采暖面积为60.74万平方米，面积平均热指标取21W/m2，最大热指标取32W/m2，。我厂1#机组凝汽器最小凝汽量（13.7t/h）、额定凝汽量（28.5t/h），凝汽器最小凝汽量时，供热量为8.4MW；额定凝汽量时，供热量为17.5MW。按照我市供暖季最高室外温度10℃，室外计算温度-6℃计算【（18℃-10℃）/（18℃-（-6℃））×供热面积×最大热指标=凝汽器最小供热量】，为满足凝汽器最小凝汽量要求，最小供热面积为63万平方米，2012年供热面积为76.34万，超过63万平方米，因此可以保证凝汽器的安全运行。根据平均热指标计算，目前供热负荷为16MW，凝汽器额定流量时，可以满足目前的供热要求。为适应目前及今后的负荷增长，需对目前的供热系统改造成高温循环水供热系统。改造完成后，面积热指标取21W/m2，按照最大供回水温度120/50℃，设计循环流量1600t/h，最大供热面积可达600万平方米；随着供热范围内居民用户的增多，面积热指标取40-45W/m2，最大供热面积可达300万平方米。
2、供回水温度分析：
若利用凝汽器循环水供热，其供水温度不宜太高。这是因为凝汽器循环水温与汽轮机排汽压力成正比，若汽轮机排汽压力过高不但会使机组发电出力降低，还可能导致凝汽器钢管膨胀过大而产生泄漏，以及排汽缸上的后轴承温度升高而引起的冷却困难和机组振动等问题，因此排汽压力只能提高到50～60kPa，对应的饱和温度为80.86～85.45℃，为了保证机组的长期安全运行，排汽温度控制在80℃以下比较合适。由于凝汽器存在传热端差，实际运行中凝汽器循环水的出口温度为70℃左右，为了保证机组的安全运行和发电效率，排汽压力不能过高，以达到供热要求为宜。根据文献提供数据，凝汽式汽轮机低真空运行时，将会对机组及凝汽器产生一定的影响。
但如果排汽压力选取在0.05MPa以下，循环水温控制在65℃以下，则可进一步保证汽轮机组的安全运行。
本工程凝汽器改造后循环水最高设计供水温度可达65℃，回水温度最高可达55℃。为了发电机组的安全性和供热效果，尽量减小单位循环水量，降低运行费用，凝汽器出口/进口设计温度确定采用65℃/50℃热水，循环设计温差15℃，设计循环流量1600t/h，最小流量1000t/h。凝汽器循环水出口水温与根据室外温度而确定的供水温度之差由原有热网汽水加热器进行二次加热，已完成达标供热。
3、凝汽器结构及强度分析：
在凝汽器新的设计运行工况下，请设计院进行结构改造及强度计算合格，满足运行要求具备技改条件。
四、设备及系统的改造：
1、凝汽器的改造。
A、采取增加凝汽器水室壁厚、管板厚度、新加法兰角筋板72块增加其强度，将承压能力由0.2MP提高到0.5MP。
B、在其进出水管路上将原有软连接更换为波纹补偿器，加大汽轮机运行时循环水管线与凝汽器间的短管补偿量，以满足系统安全运行的需要。
C、将原来的双路双流程结构通过加装相应的管路改造为单路四流程结构。
2、热力系统改造。
A、将首站供回水管接到凝汽器进出口管道，管道管径为DN500，改造长度170米（双向）。并通过加装相应的管道及阀门实现采暖季时与原首站供热系统中1号及2号换热器的串联及与3号换热器的并联供热模式，非采暖季时也可根据需要切换到1号机原有运行方式运行，以增强系统调节的灵活性。 B、加装一台功率75kw、流量400T/h的循环水泵用于替代1号机组原有的功率200kw、流量1039—2165T/h的大循环泵，对1号机的冷油器与空冷器及2号机的空冷器供水冷却，并与2号机用循环泵实现互为备用。
3、射水箱补水及溢流回收系统改造。
射水抽汽器原设计工作温度26℃，随着射水箱内水温升高，射水抽汽器工作能力急剧下降。因汽轮机采取低真空运行方式时，排汽温度由原来的30-40℃升高至65-85摄氏度，射水抽汽器抽取的不凝结性气体及蒸汽温度较高，很快将射水箱的水加热至26℃以上。如不停补充工业水保持其温度会造成大量水资源浪费，故将射水箱补水由自来水补水，新增一路由循环水泵出口冷却水补水管路，采取并联补水方式，正常运行中用循环水补水减少了自来水的用量，同时将射水箱溢流水引致机组的循环水池循环使用以免造成水资源的浪费，且有利于冬季冷却水塔的防冻。
4、安全方面改造
为防止热水管网热用户切断供水时导致管网回水超压，保证凝汽器进口压力不超过0.3MPa，在供热首站回水管网设置DN80弹簧式安全阀，确保系统安全运行。
五、系统操作运行调整及运行：
A、对热网设备的主要监视项目：
1、注意监视热网循环水供、回水压力及温度、除污器前后压差、循环水泵进出口压力、电机电流、电机变频器情况、电机和水泵的轴承润滑、温度、振动情况等。
2、除污器定时排污。
3、根据供热曲线及运行情况及时调整供回水压力及温度。
B、对汽机运行中主要参数的监视：
1、注意监视汽机凝汽器真空、循环水进出口压力及温度、排气温度、热井水位、机组轴瓦温度、回油温度、振动情况、轴向位移、机组热膨胀等。
2、如果排气温度过高，应开启机组的排汽缸除盐水喷淋装置进行降温，同时要注意凝结水泵的运行情况，防止因凝结水温度过高而造成凝结水泵不打水或满水，保证机组安稳定运行。
3、真空低于-0.054MPa时，发出声光报警；低于-0.044时，故障停机。
六、经济效益分析
1、节约燃煤方面
1号汽轮机低真空供热改造竣工后于2012年12月2日投入运行，截止2013年3月30日累计运行114天，进汽量86152吨，发电量1140.6万kw.h，凝结水量66536吨，具体运行数据统计如下：
名称 单位 2012年12月 2013年1月 2013年2月 2013年3月 2013年4月 合计
cc12进汽量 t 19678 31936 15033 17047 2457.9 86152
cc12一级抽汽量 t 0 0 0 0 0 0
cc12三级抽汽量 t 2878 6483 1621 1797 237 13016
cc12凝结水量 t 14827 21818 13120.2 14484.8 2286 66536
排汽温度 ℃ 79 78 77 76 72 76.4
真空度 Kpa 65 59 62 64 68 63.6
凝结水温度 ℃ 78 77 76 74 71 75
凝结水压力 Mpa 0.22 0.22 0.21 0.22 0.2 0.21
cc12发电量 kw.h 2749500 4278300 1880700 2190600 306900 11406000
根据汽轮机改造后运行报表，乏汽真空平均值-63.6Kpa、温度平均值76.4℃，对应热焓值2638kj/kg；凝结水压力平均值0.21Mpa、温度平均值75℃，对应热焓值314kj/kg来计算：
（1）回收余热节煤量
回收余热量=凝结水量×（乏汽焓值-凝结水焓值）=66536吨×（2638kj/kg-314kj/kg）≈154630GJ
折算标煤量=回收余热量/标煤低位发热值=154630GJ/29308kj/kg≈5276吨
（2）少发电量
少发电量=（改造后排汽焓值-原排汽焓值）×凝结水量×汽轮机效率/（3.6×10^6）=（2638kj/kg-2561kj/kg）×66536吨×0.8/（3.6×10^6）≈114万kw.h
折算标煤量=114万kw.h×350g/kw.h=399吨
（3）总节煤量
总节约标煤量=5276吨-399吨=4877吨。
上述项目合计节约标煤4877吨，折算低位发热值4300kcal/kg原煤为7939吨，按照原煤价格620元/吨计算，可实现经济效益增收492.22万元。实现减排二氧化硫97.56吨、二氧化碳12191.35吨、粉尘24.32吨、氮氧化物48.77吨等。
3、循环泵节电方面
节电量=（原循环水泵电机功率-现循环水泵功率）×0.7×114天×24小时=（200kw-75kw）×0.7×114天×24小时=239400kw.h
4、射水箱节水方面
汽汽轮机射水箱溢流水回收。为保持汽轮机高真空、高效率运行，必须保证射水箱内水温不超过26度，溢流水量大，约为5t/h，按114天计算，共节约自来水13680T
结束语
通过过采暖季运行情况来看，我厂1号12MW抽凝式汽轮机改造为低真空循环水供热工程比较成功，改造简单易行，且机组改造后能确保安全运行，对于提高全厂经济效益明显，社会节能减排效益显著。
【关键词】工程状况；技改的必要性；可行性分析；设备及系统的改造
一、公司技改前工程状况：
该公司装有三台75t/h次高压循环流化床锅炉和一台CC12-4.90/1.27/0.294轴流次高压双抽发电机组及一台B6-4.90/1.27发电机组，供热首站有2台12MW低压换热器和1台40Mw高压换热器。
二、技改的必要性
1、煤炭价格上涨的影响：
自2005年开始，国际国内石油、煤炭等能源价格大幅飚升，带动其他物资价格也大幅上扬。我厂燃煤低位发热量5000大卡/吨原煤由原来的330元/吨涨至790元/吨左右。虽然地方及时调整了供热价格，但仍然弥补不了煤炭涨价带来的成本负担。
2、1号抽凝式供热机组运行成本的影响
1号抽凝式供热机组，由于在凝汽器中存在有70%左右的冷源损失，能耗太大，热电成本过高，公司亏损严重，自2010年1月份开始不得不选择性的将其停运。为了减亏，不得已暂时以2号背压机组和减温减压器来供热，而减温减压供热降低了能源梯级利用效率，也造成了高品质热能的损耗。自2011年至2012年采暖季80t/h减温减压站供气26521吨，50t/h减温减压站供气4233吨，造成高品位热能损耗9149GJ。
3、热用户不断增多及公司发展的需要：
根据公司外网部门的统计2013年将新增蒸汽采暖负荷2.5万㎡；热水采暖负荷67.5万㎡；此采暖负荷已远远超出了原有首站换热供暖系统的工作负荷能力。
5、公司场地的限制：
由于公司场地有限未能在初期建设规划时预留出足够的建设空间，不具备首站系统扩建的条件。
6、节能减排的需要：
伴随着国内节能减排形势的日趋严峻，国家严控小型火电的建设，“十二五”山东省万元GDP能耗同比降低17%，而我厂“十二五”节能目标为6000余吨。
三、技改可行性分析：
1、热用户负荷情况分析：
目前热水采暖面积为60.74万平方米，面积平均热指标取21W/m2，最大热指标取32W/m2，。我厂1#机组凝汽器最小凝汽量（13.7t/h）、额定凝汽量（28.5t/h），凝汽器最小凝汽量时，供热量为8.4MW；额定凝汽量时，供热量为17.5MW。按照我市供暖季最高室外温度10℃，室外计算温度-6℃计算【（18℃-10℃）/（18℃-（-6℃））×供热面积×最大热指标=凝汽器最小供热量】，为满足凝汽器最小凝汽量要求，最小供热面积为63万平方米，2012年供热面积为76.34万，超过63万平方米，因此可以保证凝汽器的安全运行。根据平均热指标计算，目前供热负荷为16MW，凝汽器额定流量时，可以满足目前的供热要求。为适应目前及今后的负荷增长，需对目前的供热系统改造成高温循环水供热系统。改造完成后，面积热指标取21W/m2，按照最大供回水温度120/50℃，设计循环流量1600t/h，最大供热面积可达600万平方米；随着供热范围内居民用户的增多，面积热指标取40-45W/m2，最大供热面积可达300万平方米。
2、供回水温度分析：
若利用凝汽器循环水供热，其供水温度不宜太高。这是因为凝汽器循环水温与汽轮机排汽压力成正比，若汽轮机排汽压力过高不但会使机组发电出力降低，还可能导致凝汽器钢管膨胀过大而产生泄漏，以及排汽缸上的后轴承温度升高而引起的冷却困难和机组振动等问题，因此排汽压力只能提高到50～60kPa，对应的饱和温度为80.86～85.45℃，为了保证机组的长期安全运行，排汽温度控制在80℃以下比较合适。由于凝汽器存在传热端差，实际运行中凝汽器循环水的出口温度为70℃左右，为了保证机组的安全运行和发电效率，排汽压力不能过高，以达到供热要求为宜。根据文献提供数据，凝汽式汽轮机低真空运行时，将会对机组及凝汽器产生一定的影响。
但如果排汽压力选取在0.05MPa以下，循环水温控制在65℃以下，则可进一步保证汽轮机组的安全运行。
本工程凝汽器改造后循环水最高设计供水温度可达65℃，回水温度最高可达55℃。为了发电机组的安全性和供热效果，尽量减小单位循环水量，降低运行费用，凝汽器出口/进口设计温度确定采用65℃/50℃热水，循环设计温差15℃，设计循环流量1600t/h，最小流量1000t/h。凝汽器循环水出口水温与根据室外温度而确定的供水温度之差由原有热网汽水加热器进行二次加热，已完成达标供热。
3、凝汽器结构及强度分析：
在凝汽器新的设计运行工况下，请设计院进行结构改造及强度计算合格，满足运行要求具备技改条件。
四、设备及系统的改造：
1、凝汽器的改造。
A、采取增加凝汽器水室壁厚、管板厚度、新加法兰角筋板72块增加其强度，将承压能力由0.2MP提高到0.5MP。
B、在其进出水管路上将原有软连接更换为波纹补偿器，加大汽轮机运行时循环水管线与凝汽器间的短管补偿量，以满足系统安全运行的需要。
C、将原来的双路双流程结构通过加装相应的管路改造为单路四流程结构。
2、热力系统改造。
A、将首站供回水管接到凝汽器进出口管道，管道管径为DN500，改造长度170米（双向）。并通过加装相应的管道及阀门实现采暖季时与原首站供热系统中1号及2号换热器的串联及与3号换热器的并联供热模式，非采暖季时也可根据需要切换到1号机原有运行方式运行，以增强系统调节的灵活性。 B、加装一台功率75kw、流量400T/h的循环水泵用于替代1号机组原有的功率200kw、流量1039—2165T/h的大循环泵，对1号机的冷油器与空冷器及2号机的空冷器供水冷却，并与2号机用循环泵实现互为备用。
3、射水箱补水及溢流回收系统改造。
射水抽汽器原设计工作温度26℃，随着射水箱内水温升高，射水抽汽器工作能力急剧下降。因汽轮机采取低真空运行方式时，排汽温度由原来的30-40℃升高至65-85摄氏度，射水抽汽器抽取的不凝结性气体及蒸汽温度较高，很快将射水箱的水加热至26℃以上。如不停补充工业水保持其温度会造成大量水资源浪费，故将射水箱补水由自来水补水，新增一路由循环水泵出口冷却水补水管路，采取并联补水方式，正常运行中用循环水补水减少了自来水的用量，同时将射水箱溢流水引致机组的循环水池循环使用以免造成水资源的浪费，且有利于冬季冷却水塔的防冻。
4、安全方面改造
为防止热水管网热用户切断供水时导致管网回水超压，保证凝汽器进口压力不超过0.3MPa，在供热首站回水管网设置DN80弹簧式安全阀，确保系统安全运行。
五、系统操作运行调整及运行：
A、对热网设备的主要监视项目：
1、注意监视热网循环水供、回水压力及温度、除污器前后压差、循环水泵进出口压力、电机电流、电机变频器情况、电机和水泵的轴承润滑、温度、振动情况等。
2、除污器定时排污。
3、根据供热曲线及运行情况及时调整供回水压力及温度。
B、对汽机运行中主要参数的监视：
1、注意监视汽机凝汽器真空、循环水进出口压力及温度、排气温度、热井水位、机组轴瓦温度、回油温度、振动情况、轴向位移、机组热膨胀等。
2、如果排气温度过高，应开启机组的排汽缸除盐水喷淋装置进行降温，同时要注意凝结水泵的运行情况，防止因凝结水温度过高而造成凝结水泵不打水或满水，保证机组安稳定运行。
3、真空低于-0.054MPa时，发出声光报警；低于-0.044时，故障停机。
六、经济效益分析
1、节约燃煤方面
1号汽轮机低真空供热改造竣工后于2012年12月2日投入运行，截止2013年3月30日累计运行114天，进汽量86152吨，发电量1140.6万kw.h，凝结水量66536吨，具体运行数据统计如下：
名称 单位 2012年12月 2013年1月 2013年2月 2013年3月 2013年4月 合计
cc12进汽量 t 19678 31936 15033 17047 2457.9 86152
cc12一级抽汽量 t 0 0 0 0 0 0
cc12三级抽汽量 t 2878 6483 1621 1797 237 13016
cc12凝结水量 t 14827 21818 13120.2 14484.8 2286 66536
排汽温度 ℃ 79 78 77 76 72 76.4
真空度 Kpa 65 59 62 64 68 63.6
凝结水温度 ℃ 78 77 76 74 71 75
凝结水压力 Mpa 0.22 0.22 0.21 0.22 0.2 0.21
cc12发电量 kw.h 2749500 4278300 1880700 2190600 306900 11406000
根据汽轮机改造后运行报表，乏汽真空平均值-63.6Kpa、温度平均值76.4℃，对应热焓值2638kj/kg；凝结水压力平均值0.21Mpa、温度平均值75℃，对应热焓值314kj/kg来计算：
（1）回收余热节煤量
回收余热量=凝结水量×（乏汽焓值-凝结水焓值）=66536吨×（2638kj/kg-314kj/kg）≈154630GJ
折算标煤量=回收余热量/标煤低位发热值=154630GJ/29308kj/kg≈5276吨
（2）少发电量
少发电量=（改造后排汽焓值-原排汽焓值）×凝结水量×汽轮机效率/（3.6×10^6）=（2638kj/kg-2561kj/kg）×66536吨×0.8/（3.6×10^6）≈114万kw.h
折算标煤量=114万kw.h×350g/kw.h=399吨
（3）总节煤量
总节约标煤量=5276吨-399吨=4877吨。
上述项目合计节约标煤4877吨，折算低位发热值4300kcal/kg原煤为7939吨，按照原煤价格620元/吨计算，可实现经济效益增收492.22万元。实现减排二氧化硫97.56吨、二氧化碳12191.35吨、粉尘24.32吨、氮氧化物48.77吨等。
3、循环泵节电方面
节电量=（原循环水泵电机功率-现循环水泵功率）×0.7×114天×24小时=（200kw-75kw）×0.7×114天×24小时=239400kw.h
4、射水箱节水方面
汽汽轮机射水箱溢流水回收。为保持汽轮机高真空、高效率运行，必须保证射水箱内水温不超过26度，溢流水量大，约为5t/h，按114天计算，共节约自来水13680T
结束语
通过过采暖季运行情况来看，我厂1号12MW抽凝式汽轮机改造为低真空循环水供热工程比较成功，改造简单易行，且机组改造后能确保安全运行，对于提高全厂经济效益明显，社会节能减排效益显著。