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纯凝汽机组改造探讨分析 |
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| 纯凝汽机组改造探讨分析 |
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作者：佚名 文章来源：不详 点击数： 更新时间：2008-9-24 16:58:52  |
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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。
以保定热电厂一台N50－8．83／535型机组改为C50－8．83／0．98／535型机组为例作介绍。
1 机组现状
该厂N50－8．83／535为单缸冲动凝汽式机组，由北京电力修造厂生产，投产于1973年3月。本机有7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（45 MW）时的参数如表1。
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
（1）安全可靠性第一，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。
（2）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％，总热效率≥45％。
（3）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。
（4）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。
（5）尽量采用当前国内最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。
（6）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。
（7）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。
（8）改造后抽汽量在0～100 t／h范围内任意调节，纯凝工况最大连续运行功率为50 MW；在抽汽量100 t／h，最大电功率为40 MW。
（9）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。
（10）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30 t／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60～100 t／h，随着抽汽量的增加，电负荷要下降，当热负荷到100 t／h，电负荷估计在36～38 MW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0～100 t／h范围内调整，热耗比不采用全三维技术改造的机组下降628 kJ／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、创最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，最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的要求，即改为真正意义上的可调整抽汽机组。所以经过技术比较，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，以最小的投资争取获得最大的收益。
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0．78～1．27 MPa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0～116 t／h范围内变化，供热量最大可达100 t／h最大热负荷时可带44MW电负荷，热负荷低于60 t／h的时候，仍可带原设计额定电负荷，即50 MW。
6 改造范围
（1）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。
（2）需要增加的部件：旋转隔板、旋转隔板调节杠杆、抽汽油动机、油动机托架、调压器及其座架、抽汽逆止门及操纵座、安全阀、压力变换器、切换阀、接线盒等。
（3）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。
（4）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。
（5）附属设备的改造
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加热器疏水以及少量补充水，由于该厂冬季供热高峰时补水量大，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℃，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100 t／h计算，需增加除盐水生产量为：100×1．25＝125 t／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
（1）纯凝50 MW工况下机组的热耗保证值不大于9 202．6 kJ／kWh（2 198 kacl／kWh），缸效率保证不小于85％。
（2）额定抽汽工况下机组的热耗保证值不大于7 620．6 kJ／kWh（1 820 kacl／kWh），缸效率保证不小于85％。
（3）最大抽汽量不小于100 t／h。
8 改造应考虑的安全措施
（1）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。
（2）改为抽汽后，加大了超速飞车的危险，须加装抽汽逆止门及防止超速的热工保护装置。
9 投资估算及经济评价
9．1 改造费用估算
改造费用估算见表3。
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38 MW。如果单机煤耗按热耗率计算，全年发电煤耗419 g／kWh，供电煤耗453 g／k Wh。改造完成后，该机组全年平均发电负荷取40 MW，发电煤耗341 g／kWh，供电煤耗369 g／kWh，供热煤耗42．71kg／GJ，全年平均热电比1．51。
（2）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1025．33万元。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。
（1）从节能措施考虑：①应尽量最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，最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。
（2）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。
（3）根据目前城市供热负荷的需求，N50－8．83／535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。
（4）考虑到该机组的实际现状，调整抽汽对外供热量以最大100 t／h为宜。
（5）运行方式考虑以热定电，优先满足热负荷的需要。
（6）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。
（7）改造后，全厂每年可对外增加供热量180万吉焦，每年可创收1 025．83万元，改造投资约16个月全部收回。
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