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1、抽凝机组改为热电联产的可行性方案讨论一、前言：承德市热力总公司九0年正式投产，企业注册资金4389.8力-元，总装机容量0.9万KWh,其中1#机为C6-3.43/0.981,2#机为B3-3.43/0.981,均为青岛汽轮机厂生产,配有三台CG-35/3.82-MX循环流化床锅炉和1台YG-35/3.82-M1抛煤机锅炉，三台DHL2500-100/90-AII热水锅炉99年度上网电量34105600KWh,发电量50434920KWh供热1113682GJ,随着城市建设和人民群众生活水平提高，每年入网而积20〜30万元平方米,总公司现供热而积240余万平方米，己达到设
2、计极限值，为缓解供需之间日趋紧张才厉，经认真分析和科学计算，于1999年3月份实施C6-3.43/0.981型汽轮发电机组“低真空运行循环水供热”，99年11月份止式投入运行，供采暖面积23.4力平方米，经承德市节能测试站对其进行对照测试：电站总热效率由54%增至68%,热电比由653%增至879%,发电机标煤耗山639g/kwh降至254g/kwh,项目节能率21%,采暖期町节约标煤7480吨，当年项目收益572万元，项口的节能效益、经济效益和社会效益十分显苦。二、C6-3.43/0.981汽轮机组，改造为低真空运行、循环水供热技术经济分析。2、1抽凝机纽改为低真空运行
3、循环水供热技术分析中、低压凝汽式汽轮机组冬季低真空运行供热自71年开始，积累较多经验，但也存在许多问题，诸如，对机组发电量有影响，机组运行安全性较差(排汽缸温度高，振动增大,凝汽器承压等)，我公司衣迓行改造时，借鉴有益经验，同时加入许多技术创新点，根据目前资料介绍对抽凝机组改造，在华北、东北尚属首家，在对汽轮机本体和通流部分进行结构改造前捉下，排汽压力由0.0075MPa捉至0.03IMPa,机组运行安全、稳定，在汽机进汽量通过调整少量增加后，能达到满负荷运行，排汽温度超过70°C,机组膨胀振动止常，汽机改造前后主要参数表1、C6-3.43/0.981机组的额定参数额定功
4、率:6000KW额定进汽流66.14T/H额定进汽压力:3.43(+0.2,・0.29)MPa额定进汽温度:435(+10,・15)°C额定抽汽流量:45T/H额定抽汽压力：0.981(+0.294,-0.196)MPa额定抽汽温度：31TC额定排汽流量：21.14T/H额定排汽压力：0.00715MPa额定排汽温度：39.41°C2.改造为低真空运行后参数：排汽压力：0.03IMP排汽温度：70°C凝结水温度：69°C循环水温度:65°C循环水流量:1000-1200T/H在机组改造屮技术创新点归纳以下儿点：1.在保留原循环冷却系统的基础上，将凝汽器循环水rti双路双流
5、程改为单路四流程，且两套系统町山阀门切换方便灵活，其改造效果是提高循环水在凝汽器铜管内流速，防止结垢,增强换热效果，端差3〜6°C以内,现运行控制在3°C以内，提高循环水出口温度。2.为了防止机组改为低真空运行后轴向推力增加，对原汽封系统进行改造，将前汽封平衡盘漏汽改至低压加热器，平衡因工况变化造成轴向推力增，确保动静部分间隙基木不变，机纽振动无变化。1.考虑到机组改为低真空运行循环水供热后，在事故状态下,回水压力将大大超过0.196MPa,为确保设备安全，将凝汽器进行强化处理(将凝汽器大盖钢板厚度山20mm增至26mm,螺栓加粗,端盖加强杆山3条增至6条等措施)使凝汽器
6、水侧承压能力山0.196MPa增加至0.6MPa以上，确保事故状态下机组安全性。2.在采暖初寒期及末寒期,为避免改造后排汽过热度高，排汽缸温度不宜控制以至影响电负荷的弊端，在凝汽器排汽口加装三组除盐水喷水降温装置，确保电负荷不受影响，排汽缸温度控制在70°C以下，避免对机组振动及寿命彩响。3.在供暖初寒期和末寒期将原供热管网中的4-6力血积做为调峰，严寒期仍市原水网供热，初末寒期由低真空循环水供热达到最为有效利川热量,节约燃煤消耗，也避免因热量散不出而造成循环冋水水温过高并対电负荷造成影响。4.本系统循环水供热系统与原循环水系统，可以在不停机情况下自由切换，提高汽机运行可
7、靠性.7•在供热外网建设中，采用聚胺脂发泡，高密度聚乙烯外防护直理技术，将热损失降至最低同时采用直埋型伸缩节，减少井室设置，大量减少了施工费用，明显提高运行经济性,且补水率控制在2〜3%以内，达到同行业先进水平。&在站内设计中，考虑到设备故障及电网调峰限制，装置了尖峰换热器，做为事故情况F热量补充,确保供热效果，提高了系统可靠性，同时采用变频补水装置,一方而节约电力消耗，同时补水压力恒定减少对热网冲击，确保整个系统女全经济运行。2.2抽凝机组改为低真空循坏水供热经济分析，热力总公司热电厂经99-2000年釆暧期运行,取得较好的
