区域供热2011.3期
图一
循环水供热原理图
我公司现有机组装机为2×12MW+1×24MW抽凝式汽轮发电机组,由于为保证末端工业用户的用汽压力,机组设计抽汽供热参数为1.27MPa,320℃,为保证供热安全稳定,安装了两台由主蒸汽母管到供热管网的减温减压器。
由于近年城区采暖热负荷需求增长较快,电厂的供热能力不足,如要完全满足供热,采暖期需停一台机开减温减压器运行供热,这给企业带来严重的经济损失。考察发现,汽轮机低真空循环水供热技术正在悄然进入北方各热电厂。因此我公司在2006年对2×12MW+1×24MW抽凝式汽轮机进行了低真空循环水供热改造,2006-2007采暖期供热面积60万平方米,2009-2010采暖期供热面积达到160万平方米,2010-2011采暖期供热面积达到210万平方米。通过改造,企业在节能、环保方面受益匪浅。
一、循环水供热原理
汽轮机低真空运行,利用循环水供热,即将排汽压力提高到0.059~0.078MPa,冷却水出口的温度达80~90℃,直接用循环水对外供热采暖,减少了冷源损失,显著提高了凝汽式电厂的经济性。
通过几年的运行实践
表
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明,循环水供热采暖改变了汽轮机热力工况,使汽轮机在变工况下运行,对汽轮机的功率、效率、推力、辅机运行工况等有一定影响,但通过实践以上参数的变化对机组及供热系统安全稳定运行没有影响,机组整体经济效益显著,该项目已经比较成熟。循环水供热原理图如下:
循环水供热是人为地提高循环水温度,从而提高机组排汽压力,保持机组在低真空运行,使机组排温度随之升高。当循环水出口温度由正常运行的30~35℃提高到60~65℃时,保持稳定的真空,循环水吸收的热量,不再通过冷水塔冷却释放,而是用热网循环泵直接输送到各热用户,供居民住宅采暖。
循环水供热原理见图一,循环水经居民住宅散热器放出热量后,重新回到电厂凝汽器吸收机组排汽的热量,周而复始进行循环。
12MW汽机主要技术参数表
序号名称单位数值
1主汽门前蒸汽压力MPa(a)4.9
2主汽门前蒸汽温度℃470
3汽轮机额定功率MW12
4汽轮机最大功率MW15
5汽轮机额定抽汽压力MPa(a)1.27
6汽轮机抽汽压力变化范围MPa(a)0.981~1.471
7汽轮机额定抽汽量t/h50
8汽轮机最大抽汽量t/h80
9额定工况排汽压力kPa(a)5.21
10凝汽工况排汽量t/h51.7
11最大功率抽汽工况进汽量t/h117.65
12纯凝汽工况额定进汽量t/h50
项目的实施
该项目共分为三个区域,分别为厂内部分、加热站、供热管网及供热站。
1、厂内部分:
三台机组已经运行六年,部分凝汽器铜管已经发生泄露,并且存在比较严重的结垢问题,考虑实现循环水供热后,回水压力增加,同时为了提高换热效率,将凝汽器内原有铜管全部更换为不锈钢管,增强了凝汽器的循环水供热,实际上就是把热用户当作冷水塔使用。
二、循环水供热改造
方案
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工程改造2×12MW+1×24MW汽机低真空循环水供热运行。采暖期汽机低真空循环水供热运行,冷凝器作为热网加热器使用,利用机组排汽(参数为0.04MPa、76℃)加热采暖供热循环水;非采暖期汽机真空运行,冷却循环水通过原设计循环水系统上塔冷却。承压能力和换热效果。
循环水管道改造,可以实现凉水塔和循环水供热系统的切换,循环水供热两路两流程和单路四流程的切换。
为了防止凝汽器超压,在回水管路上加装了DN400mm安全阀,保证回水压力不超过0.2MPa。在供热循环水回路上安装逆止阀。
为了保证循环水供热机组冷油器和空冷器用冷却水需要,从3#机循环水出口引一条管道接入1#、2#机循环水系统,并增加一台水泵,把相关回水输送回3#机循环水系统。
为了防止凝汽器及循环水系统管路结垢,采用电厂内经过反渗透处理的化学水作为补充水,同时在运行期间定期加药。
2、加热站:
加热站主要采取以下措施:安装了4台热网循环泵,提供循环水运行的动力。安装了2台热网加热器,在电厂汽轮机事故状态下和严寒期启动,作为循环水热网的备用和补充。安装2台补水泵,保证热网压力在允许范围内运行。
3、热网和供热站工程:
考虑施工环境和投资情况,热水网管道采用无补偿敷设冷安装敷设方式,考虑今后输送高温水的可能性,供水管道的保温按照120℃考虑。
2006年热水网工程共建设热网管道约10公里,主干线基本形成。
4、热用户选择的原则和供热站的建设:
在选择热用户时,主要原则是替代原有集中的、失水率小的多层住宅小区和新建建筑用户。为了较好的实现水力平衡调节,同时保证热用户不超压,经过多方咨询和考察,最终在供热站内采用压差控制阀和电动调节蝶阀配合的方式实现整个管网的水力平衡调节。
三、项目节能量测算和监测方法项目投运后河北省节能监测中心对本项目节能量进行核定。
1、监测方法
本项目涉及的能源主要为电和载能工质的水和汽,生产过程中用电能表对生产用电进行监测,水和汽采用DF(DFD)25型流量测量装置进行监测,对供回水温度采用铂热电阻进行测量,在得到供回水水温及供水流量后,依据计算公式计算出对外所供热量。
2×12MW汽轮机低真空运行(0.027MPa)排汽量为50t/h,排汽温度为67℃,排汽焓为2621.8kJ/kg;凝结水焓值为289.6kJ/kg。
循环水泵出口温度63℃,流量为4840t/h,进口温度50℃循环水外供热量=(63-50)×4840×103=62920×103kcal/h。
改前发电汽耗率为7.364kg/kWh,改后发电汽耗率为8.004kg/kWh,锅炉运行效率按88%计算,锅炉主汽焓值为811kcal/kg,给水温度154℃,给水焓154kcal/kg,运行小时数为117天×24=2808小时。
1×24MW汽轮机低真空运行(0.027MPa)排汽量为80t/h,排汽温度为67℃,排汽焓为2621.8kJ/kg;凝结水焓值为289.6kJ/kg。
循环水泵出口温度63℃,流量为3840t/h,进口温度50℃。
循环水外供热量=(63-50)×3840×103=49920×103kcal/h。
改前发电汽耗率为6.674kg/kWh,改后发电汽耗率为7.25kg/kWh,锅炉运行效率按88%计算,锅炉主汽焓值为811kcal/kg,给水温度154℃,给水焓154kcal/kg,运行小时数为117天×24=2808小时
2、项目节能量测算公式、折标系数和计算过程测算公式
节能量=[机组台数×每台机组低真空供热量/7000-(改后汽耗率-改前汽耗率)×(主汽焓-给水焓)×发电负荷/锅炉效率/7000/1000]×运行小时数
计算过程
节能量=[62920/7000-(8.004-7.364)×(811-154)×12000/0.88/7000/1000]×2808+ [49920/7000-(7.25-6.674)×(811-154)×24000/0.88/7000/1000]×2808=28518吨。
由此可见在当前煤价日益上涨的形式下,循环水供热改造项目,可为企业带来很好的经济效益。
四、结束语
浙公网安备 33021202002483