纯凝汽机组改为供热机组可行性的探讨

　　中图法分类号：TK269.+1：B文章编号：1003目前热电厂主要热负荷是该区域内的工业生产用汽，受供热能力的限制，许多热用户（其中包括高新技术开发区现在只好靠小锅炉供热）即使现在已使用热电厂工业用汽的单位，有的还保留着自己的小锅炉，以备供热高峰时短期使用。为了缓解城市的供热紧张局面，电厂中的中、小型纯凝汽机组可改为供热机组，以消除或减少城市的中、小型锅炉，对降低大气污染，提高社会整体效益是非常有益的措施。另外，60年代开始生产的N50―8.83型凝汽式汽轮机，目前根据国家工业的发展需要，要限制该类型机组的使用，这就可以对该型式的机组在基础及系统辅机等不变的前提下，改为抽汽凝汽式汽轮机，对电厂自身提高效益，站稳供热市场更是非常必要的。

　　8.83/535型机组改为C50―8.83/0.98/535型机组为例作介绍。

　　1机组现状段抽汽，分别供4台低压加热器，一台除氧器，两台高压加热器。各抽汽在经济功率（45MW）时的参数如表1.表1各抽汽在45MWf时的参数抽汽段数位置（级）温度（°c）抽汽量（i/h）2改造的基本要求为便于机组改造后的经营管理，适应新技术的要求，机组改造尽可能从老厂母管系统中分解独立出来，机、电、炉组成单元制机组，实现单元制集中控制。

　　不能分解开来的系统加装调整和计量装置。

　　3改造原则安全可靠性一，采用的改造技术可靠，结构部件安全可靠，消除原机组改造范围内的缺陷及薄弱环节，提高可用率，提高可靠性。

　　根据国家四部委《关于发展热电联产的若干规定》和国家经贸委《关于关停小火电机组实施意见》文件的精神，确定退役凝汽机组改为抽汽机组后的年均热电比>50%总热效45%.以热定电，按配套锅炉设备的额定出力220t/h时，力求尽量增大供热量，以满足工业抽汽的要求。

　　以运转平台基础和轴承跨距不变动进行结构设计，便于施工，利于降低成本。

　　尽量采用当前国内zui先进的同类型机组成熟、先进的改造技术达到节能降耗，提高经济性的目的。

　　尽可能保留原冷凝机组的可用部件及附属设备，尽量减小改造范围。

　　自动主汽门、调速汽门安装位置不变，与凝汽器接口形式不变，与发电机的连接方式不变。

　　节，纯凝工况zui大连续运行功率为50MW；在抽汽量100t/h，zui大电功率为40MW.优化回热系统设计，改造后不影响回热系统设备的安全运行，补水采用凝汽器补水方式。

　　改造后的机组视同新机，延长机组寿命。

　　4改造的基本方案方案一：增大非调整抽汽量向外供热这种方法是在三段抽汽处扩孔，其余部分不变。

　　据计算供汽量能达到30t/h，抽汽量将随着负荷变化而变化，优点是改造费用仅20万元左右。但这种改造不仅抽汽量太小，远不能满足供热市场需求，而且，热电负荷调整不方便，供热压力也不稳定。

　　方案二：改为调整抽汽机组调整方式采用旋转隔板调整（即去掉压力级第七到第十级，改装为旋转隔板）。为此需要更换前缸、中缸、转子、部分隔板套、前汽封环、调速器、转速变换器等；需要增加的部件有旋转隔板、油动机、抽汽逆止门、压力变换器等；另外还有一些部件及调速系统与保安系统需要作相应改动。改造后，抽汽量可达60~ 100t/h，随着抽汽量的增加，电负荷要下降，当热负荷到100t/h，电负荷估计在36 ~38MW范围内。

　　方案三：改调整抽汽机组的同时对通流部分作优化设计本方案同样是改为可调整抽汽机组。改造范围与方案二基本相同，不同点是将机组改为可调整抽汽机组的同时，采用全三维技术同时对通流部分作全三维改造，采用优化设计，使机组内效率达到20世纪90年代世界先进水平。采用三维技术改造后的机组抽汽量可在0~ 100t/h范围内调整，热耗比不采用全三维技术改造的机组下降628kJ/kWh（150kcal/kWh）以上，相当于煤耗下降6.98%.本方案的改造费用约800万元左右。

　　本次改造按照“以热定电、投资少、见效快、创zui大社会效益中企业自身受益”的几个标准，如果改为非调整抽汽这种方式，因为抽汽能力有限，且压力无法调整，可能使得机组运行时压力不稳定，这种改造方案不可取。考虑到改造完成后运行的稳定性，zui好改为可调整抽汽机组，改造后的机组无论在结构方面，还是在运行的可调整性方面都应该满足抽汽机组经过技术比较，认为方案三较可行，即凝汽机组改为可调整抽汽机组，同时进行提高内效率的技术改造，这样，可以在充分利用原有设备及其潜力的前提下，以zui小的投资争取获得zui大的收益。

　　5改造方案概述通过热力计算初步确定，将原机组的一个调节级+21个压力级改造为一个调节级+9个压力级+抽汽调节级+9个压力级的形式，即去掉的3个压力级改设一个旋转隔板使之进行抽汽压力调节。依靠固定在前汽缸下半托架上的油动机带动旋转隔板，改变旋转隔板中喷嘴面积，从而调整了抽汽口的蒸汽压力，保证满足抽汽压力的要求。同时，要求新设计的调速系统在确保抽汽压力稳定的同时，对机组的转速或负荷自动控制。改造后设计抽汽压力在0.78~1.27MPa范围内变化，用调压器调整压力到所需要的抽汽压力，抽汽量根据需要在0~116t/h范围内变化，供热量zui大可达100t/hzui大热负荷时可带44MW电负荷，热负荷低于60t/h的时候，仍可带原设计额定电负荷，即50MW. 6改造范围（）需要调换的部件：转子、前汽缸、中汽缸、隔板套、前汽封环、隔板汽封、调速器、转速变换器。

　　需要修改的部件：汽封管路、疏水管路、调节油管路、抽汽阀控制管路等。

　　需要调整的部件：左右两只高压调节汽阀，其流量特性曲线要做修正，在现场通过调整连接板而改变A值，从而改善4个阀的重叠度。由于前汽缸和中汽缸是新的，因此中汽缸与后汽缸连接垂直面的定位销必须重新扩配钻绞，其连接的销子及螺栓均需更新。

　　的要求即改为真正意义上的可调整柚汽机组。所％shi奢热器疏水以及少量补充水由于季供热高峰①高压除氧器改造：该机组配套的高压除氧器，为早期的喷雾填料式结构，原设计只进凝结水和高压表2典型工况数据汇总表项目额定抽汽工况zui大进汽220t/hzui大抽汽100t/h工况抽汽60t/h允许zui小进汽量工况纯凝50MW时补水量大，补水温度低，常造成高压除氧器跑水过负荷现象。改为供热机组后，由于所补除盐水进入凝汽器，末级低压加热器出口温度将比原来低，预计其温度将降低26°Q为此需要对高压除氧器进行增容改造。

　　②除盐水系统及设备改造：改为抽汽机组，对外供热量将加大，为了维持水量平衡需要补充除盐水。

　　按供热量100t/h计算需增加除盐水生产量为：100X1.25=125t/h.为此，需要增加一台阴床、一台树脂装卸罐、一台除碳器及相应的阴阳离子交换树脂。

　　在本次改造中，需对卡脖子的管道及相应的电气、热工设备增加或更新。

　　7改造后机组性能纯凝50MW工况下机组的热耗保证值不大198kacl/kWh），缸效率保证不小（）额定抽汽工况下机组的热耗保证值不大于7叫6：1.她（⑶kacl/kWh）缸效率保证不小于8改造应考虑的安全措施（）由于增加了调整抽汽系统，产生了超压的可能，除设置抽汽压力自动调整装置外，还必须设置安全阀。

　　9投资估算及经济评价9.1改造费用估算9.2效益分析及经济评价（1）经济指标分析：由于调峰的原因，该机组全年平均负荷为38MW.如果单机煤耗按热耗率计算，全年发电煤耗419g/kWh，供电煤耗453g/kWh.改煤耗341gcWh，供电煤耗369g/kWh，供热煤耗4271kg/GJ，全年平均热电比1.表3改造费用估算序号项目费用（万元）汽轮机本体改造设计、加工、安装、调试与汽缸连接的管路系统及油系统改造安装大件运输高压除氧头改造增加一条由主厂房到北配汽间的529X11的管道320m新装混合离子交换器一台新增阴离子交换器一台新增树脂装卸罐一台阳离子交换树脂18t、阴离子交换树脂19t中间水箱相应的热工、电气设备增加或更新除碳器除盐水系统及设备改造不可预见费合计经济性评价：该机组改造完后，全年供热增加180万GJ，按现在的供热价格16 28元/GJ，去年供热单位成本13.65元/GJ测算供热创收473.4万元，由于煤耗降低节煤折款551.93万元，合计年创收1 025.33万元。以此计算大约可用16个月的时间回收改造成本及电费收入损失。由此可看出，改造工程有极好的经济性。

　　10结论将凝汽机组改为热电联产的抽汽机组，本身就是较大的节能项目采用热电联产，可以满足不同层次用户的需要。

　　从节能措施考虑：①应尽量zui大限度地增大抽汽供热能力，减少被循环水带走的冷源损失，节省燃料消耗。②为平衡抽汽外供热损失的水量，采取除盐水进入凝汽器的补水措施，zui大限度地利用了机组的低压回热，还可充分发挥原有凝器设备的作用。③尽量利用现代新技术对通流部分及系统优化设计，达到降低热耗的目的。

　　从节水措施考虑：改为供热机组，减少了冷水塔造成的蒸发损失及其他几项损失，减少了水资源的消耗。

　　83/535型机组改为C50―8.83/0.98/53型调整抽汽的供热机组，并同时进行提高内效率的改造，是个投资少、见效快、社会效益非常明显的项目。

　　考虑到该机组的实际现状，调整抽汽对外供热量以zui大100t/h为宜。

　　运行方式考虑以热定电，优先满足热负荷的需要。

　　机组改造中，尽量充分利用原有设备，以减少投资和缩短工期。

　　改造后，全厂每年可对外增加供热量180万吉焦，每年可创收1025.83万元，改造投资约16个月全部收回。

　　变压器绝缘电阻测量应将三相短接充分保证变压器的绝缘水平达到要求。

　　使用兆欧对变压器进行绝缘电阻测量时，往往是没有将三相短接就直接测量其绝缘电阻了。可是，在相同的条件下，有时单相测量其绝缘电阻已达到要求，而将变压器三相短接，再测其绝缘电阻，却发现后者比前者低得多，大概只有前者的1/3左右。

　　假设三相绝缘电阻分别为Ra、Rb、R三相短接时绝缘电阻为R此时，相当于将Ra、Rb、Rc并联，即：因此，对变压器进行绝缘电阻测量时，若不将三相短接的话就极有可能出现：①变压器装配真空干燥得没有完全就允许下箱，这样绝缘中的潮气会被带入变压器油中，影响变压器油的含水量；此外，绝缘中的含水量严重地影响着介质绝缘强度及介质损耗，从而影响变压器的运行寿命。②将不能正确反映运输后或运行中由于机械、电场、温度的化学作用及潮湿污秽等外界因素的影响程度。另外没有将三相短接，测量单相绝缘电阻，往往也是只测一相，以偏概全，若另两相存在套管或绝缘的局部缺陷将得不到反映。故为切实保证变压器的绝缘电阻满足要求，特别是进行装配后真空干燥过的变压器产品，在对其进行绝缘电阻测量时，应将三相短接，这样才能