低真空循环水供热原理及应用

循环水供暖在热电厂中的实践应用

王友峰高永彬刘清峰张磊

一、前言：

2001年，国家经贸委、国家发展计划委、建设部发布的《热电联产项目可行性研究科技规定》1.6.7条规定：“在有条件的地区，在采暖期间可考虑抽凝机组低真空运行，循环水供热采暖的方案，在非采暖期恢复常规运行”。现阶段采用低真空循环水供热符合国家现行有关规定。

由于采用循环水供热可以提高汽轮机组的热效率，能够得到较好的节能效果。自20世纪70年代开始，我国北方一些电厂陆续将部分装机容量≤50 MW的汽轮机用于低真空运行,采用排汽加热循环冷却水直接供热或作为一级加热器热源，进行冬季采暖供热，经过多家电厂运行实践表明，从技术角度讲该技术可靠，机组运行稳定。

二、进行循环水供暖的必要性：

矿区冬季生产、生活供暖是利用汽轮机抽汽加热水进行供暖。随着矿山建设和人民群众生活水平的提高，生产、生活供热面积是不断的增加，用蒸汽加热水的成本将会越来越高。通过测算，在冬季120天的供暖期中，由于机组带有20t/h左右的采暖负荷（压力：0.8Mpa 温度：280℃），会造成机组在整个采暖期中小时发电量下降低约2000kw.h/h左右，机组的经济效益面临严重考验，直接影响了矿山的经济效益。为缓解局部利益和全局利益之间日趋紧张的矛盾，经认真分析和科学计算，我们于2007年5月份进行C6-4.9/0.981型汽轮发电机组“低真空运行循环水供暖”改造工程。

三、低真空循环水供热的特点及工艺技术：

2.1特点：

抽凝机组采用低真空循环水供热时,汽轮机组无需大规模改造,只需将凝汽器循环冷却水的入口及出口管路接入供热系统. 从汽轮机运行角度考虑，是一种变工况运行。是将冷凝器作为一级加热器，利用排汽的汽化潜热加热循环水，用循环水代替热网水供暖，从而将排汽汽化潜热加以利用；热网中的热用户就相当于循环冷却系统中的凉水塔，循环水在凝汽器中吸收热量送至热用户散热后，在回到凝汽器重新吸热循环。为保证凝汽器低真空安全运行,正常情况下水侧压力不能超过0.196 Mpa,因此,必须加固凝汽器使其承压达到0.4 Mpa,其供、回温度采用60℃、50℃为宜.由于低真空运行只是汽轮机的特殊变工况对汽轮机本体没有改动,但凝汽器在低真空运行期间,汽轮机组的发电量受供热量直接影响.因此,合理确定供热面积对汽轮机的经济运

行影响很大.

2.2技术工艺：

充分利用现有汽轮发电机组原存在的冷源损失，对抽凝机组本体及通流部分不进行任何改变，只是对相关的设备进行加固改造、增加少量的设备或不改造设备进行循环水供热。在这种供热方式下，热网中的热用户就相当于现有循环冷却系统中的凉水塔，循环水在冷凝器中吸收热量直接送至热用户散热后，在回到冷凝

器重新吸热循环；从运行角度讲，而只是恶化真空，提高排汽压力，相应的提高循环出口水温，利用循环水进行供热。而汽轮机乏气在凝汽器中的冷凝过程和未改造前普通冷凝过程程完全一样；

四、供暖系统应进行的改造项目：

4.1凝汽器改造项目有：

4.1.1将凝汽器循环水流程由双路双流程改为单路四流程，两套系统可有阀门迅速切换，方便灵活；

4.1.2考虑到机组改为低真空运行循环水供热后，凝汽器所承受的压力由0.15Mpa上升到0.4Mpa左右，同时确保事故状态下凝汽器的安全，凝汽器端盖需要进行加固，增加加强筋或将端盖钢板厚度增加，增加端盖一侧的加强杆个数；

4.1.3为解决抽凝机组改低真空循环水供热，排汽温度过高的问题，要在凝汽器排汽口加装两组除盐水喷水装置；

4.1.4为防止机组改低真空运行引起轴向推力增加的问题，对原汽封系统进行改造，将前汽封漏汽改至低加，平衡因工况变化造成轴向推力增加，确保动静间隙不变，机组振动无变化；

4.1.5为保证凝汽器低真空循环水供热的运行安全，要保证凝汽器不失水，凝汽器一旦失水，凝汽器防爆门将动作，汽轮机将被迫停止运行，因此，在技术角度考虑：a、在凝汽器进口压力表加装报警器，凝汽器进水压力降到0.2Mpa报警器报警；b、凝汽器进水压力降到0.1Mpa时应立即将系统切换到原有循环水至凉水塔系统中，保证凝汽器不失水；c、如热网管路出现问题时，必须将系统切至循环水至凉水塔后，才允许供热泵房将热网循环泵停止运行；

4.2厂内换热站的改造：

4.2.1根据循环水流量和外网水力计算，增设两台供热循环泵或利用原有泵组；

4.2.2厂内换热站进行改造时，要考虑到设备故障的可能性，充分利用原有换热器作为循环水供暖系统中的尖峰加热器，在机组负荷发生变化或故障时，确保供热连续性和供热效果；

4.2.3循环水系统中要安装两台补水泵，其流量为100立方/h，专门用于循环水补水，并补水泵采用变频控制，以便控制补水压力保持稳定，确保整个系统安全经济运行；

4.2.4在回水母管上加装两台回水过滤器，防止循环水系统中的机械杂质在凝汽器中沉淀，危及设备安全；4.3供热管网：

敷设DN400、DN500、DN350大直径管网约400米左右。热水管网的敷设采用无补偿直埋敷设方式，除长距离或个别应力集中点采用措施外，原则上不设补偿器；

五、采暖系统设备构成：

（1）冷凝器（2）热循环泵（3）尖峰加热器（4）管道补水泵（5）热网管线

六、循环水量及供暖面积的热力计算：

6.1凝汽器循环水量的计算：

根据凝汽器热平衡方程得出；

Dc(hc-hc")=Dw(hw2-hw1)

其中：Dc：进入凝汽器的蒸汽流量 Kg/h Dw：进入凝汽器的冷却水量 Kg/h hc：排汽焓值 Kj/Kg hc"：饱和凝结水的焓值 Kj/Kg

hw2：冷却水出口焓值 Kj/Kg hw1：冷却水进口焓值 Kj/Kg

注：冷却水hw1、hw2在数值上等于冷却水温度乘以4.187Kj/Kg；排汽与凝结水焓差在汽轮机排汽压力变

化范围内约为2177Kj/Kg。

低真空供热后，按最大功率状况进汽量不变，凝汽量23.52t/h，计算凝汽器冷却水量：

Dc(hc-hc")=Dw(hw2-hw1)

Dw=Dc(hc-hc")/(hw2-hw1)

Dw=23.52×1000（2646-340.57）/4.187（70-60）

=23.52×2305.43/41.87

=23.52×55.06

=1295t/h

6.2循环水供热量：

G=Dw×Cp(Tw2-Tw1)

=1295×4.187(70-60)

=1295×41.87

=54221650 Kj

6.3循环水供热面积：

供热指标250Kj/㎡，热网损失5%

A=G×（1-0.05）/250

=54221650×0.95/250

=54221650×0.0038

=206042.27平方

七、机组变工况前、后运行参数的比较：

根据C6-4.9/0.981型抽汽机组热力工况图，汽轮机在纯凝工况时，凝汽量为23.52t/h。因此，在循环水

供热机组进汽量不变的情况下，经上述计算表明，单台机组供热能力为20.6万平方（按250Kj/平方.h），现

就单台6MW机组供热20万平方面积的经济性进行分析如下：

改造的参数（表一）：