小型电厂余热资源的有效利用分析

【摘要】本文以某热电厂设计改造为例，通过对汽轮机热力系统技术改造，调整汽轮机冷却循环水运行参数，用于矿区职工家属冬季建筑物采暖热媒有效利用，提高了电厂整体热循环效率，产生明显的节能效益。

【关键词】汽轮机；供热系统；循环水供热；余热资源；热能梯级利用

中小型热电厂厂内的综合热效率仅为30%～40%，其中最大的就是汽轮机凝汽器的冷源损失，约占总损失的60%。如何降低冷源损失，提高全厂热效率、达到节能挖潜的目的，是目前亟待解决的问题。我在承担井陉矿务局新晶电厂设计改造工程工作中，提出采用汽轮机低真空循环水供热改造的设计方案，该工程对汽轮机凝汽器及供热系统的改造实施竣工完成后，新增供热面积14.5万米2，达到了设计预期的供热效果和节能目的。

1. 循环水供热的可行性分析

井陉矿务局新晶热电厂的机组配置为2炉2机，总产汽能力为50t/h，发电能力为6 MW。利用循环水供热，需在抽凝机组中进行。该厂2台汽轮机均为抽凝机组，机组采用3台玻璃钢冷却塔进行冷却，由于当时设计位置的原因，积水池和冷却面积偏小，冷却效果本身就达不到设计要求，并且该厂所处的地区水质硬度非常大，必须用3台风机进行连续不断的强制通风，耗用大量的电能。尽管如此，通常循环水进出口温差也只有3～5℃。另外，由于积水池有限，周围环境条件又差，塔内沉积的泥土、杂质等来不及沉淀就回到循环水中，这些泥垢在凝汽器铜管内壁附着，致使铜管结垢，换热效果差，排汽温度升高（严重时高达60 ℃以上），形成换热的恶性循环。为解决此问题，该厂每年必须对凝汽器铜管和冷却塔填料进行清理，生产成本提高。如果使该机组利用循环水供热，一是可以解决冷却塔冷却效果不良的问题；二是循环水采用较为洁净的软化水，防止了在凝汽器铜管内壁结垢的问题；三是有效地利用了电厂循环水的余热，拆除原有的供热锅炉房。因此，在该电厂两台3 MW抽凝机组上实施改造是必要的。

1.13MW抽凝机组的技术参数。

型号：CN3-25/5 型；设计排汽温度：36 ℃；设计排汽压力：0.0059 MPa；设计真空值：-0.094 MPa；循环水流量：1 400t/h；热网供水温度：tg≈60℃；供水焓值：hg=251.5KJ/Kg；热网回水温度：th≈50℃；回水焓值：hh=209.3KJ/Kg；循环泵电机：30 KW2台；冷却塔风机：功率20KW，共2台。

1.2计算数据。

（1）降低凝汽器真空，提高循环水温度后的计算数据见表1。

（2）可以看出，如果将机组排汽温度提高到70 ℃，机组的发电功率下降8.0%，就可将循环水温加热到60 ℃以上，尽管供水温度不高，但采用低温度大流量的方法，可满足冬季采暖的需求。

1.3循环水供热可带采暖面积计算。

根据有关资料统计，该地区单位采暖面积所需热量按60 W/m2；计算循环水放出热量为8700KW；可供采暖面积为14.5万m2。

根据理论计算，此方案是可行的。

2. 机组及管网的安全性分析

由于机组提高排汽温度，降低凝汽器真空，改变了机组的设计运行参数，势必对机组造成一定的影响，为保障机组安全，解决了以下问题。

2.1凝汽器承压问题。

该电厂所处位置和所带热用户高差较大，二者相差约20m，在保证采暖系统正常循环运行的情况下，回水压力达0.3 MPa。而凝汽器的承压能力只有0.2MPa，回水压力超过了凝汽器承压能力，是不能允许的，同时也为预防热网突然解列等特殊情况的发生，为此设计改造采取了以下措施。

（1）热水循环泵设在凝汽器出口管路侧，以降低进入凝汽器的水压力。

（2）在热用户回水管路上加装减压阀，保证回水压力不超过0.2MPa。

（3）供热循环水回路上安装逆止阀，以防止突然停电和热网解列对凝汽器的水击发生。

从实际运行效果来看，这些措施的运用是成功有效的。

2.2铜管结垢问题。

虽然排汽温度升高易引起铜管的结垢，但热网循环水采用化学处理过的软化水，硬

度降低且回水管路有除污器，水的品质有很大提高。相对于以前该机的循环水状况来说，情况大大改善，结垢问题比以前减少。另外还定期用胶球清洗装置对凝汽器进行清洗。

2.3供热循环水补充水问题。

供热循环水采用软化水，在热水循环泵站内安装一套软化水处理装置、1台凝结水箱和2台补水泵，专门用于循环水补水，补水泵采用变频控制，以便控制补水压力恒定。

3. 采暖区域的选择及改造

该工程改造比较简便，供热距离较短，压损小，运行管理也比较方便。热网切换由电厂人员直接负责，并且还可以保留此热交换站做为紧急情况下的热源补充。

综上所述，此次循环水采暖面积达到14.5万m2。

4. 循环水供热系统故障的补救措施

采用凝汽机组的循环水供暖，需要机组稳定运行。如果机组由于种种原因造成停运，则循环水供热所需的排汽热源消失，循环水供热达不到采暖要求，因此必须有循环水供热系统故障时的补救措施。

（1）将原有换热站供热设备改造后，循环水供热与交换站供热设备并联，可互为备用，互相切换；将循环水泵流量加大，功率由37KW增大到90KW，扬程提高到50m。

（2）机组启停过程中，为保证供热的稳定性，需要进行2个系统的切换。机组启动前，采用交换站供热系统进行供热；机组正常带负荷运行后，再逐渐切换到循环水供暖系统中。

（3）机组在低负荷运行时循环水温升减小，不能保证供暖需求时，需要利用交换站内热交换设备对系统进行二次补充加热，以达到采暖水网的温度要求。

（4）外界气温升高，回水温度升高，不能满足机组冷凝需要时，采用备用热用户切换的方法，将原换热站供暖的用户切换到循环水供热系统中来；气温下降后再将这部分用户切换回原换热站，以保证机组出力。同时保留原冷却塔系统，部分循环水还可以进入冷却塔循环回路进行冷却。

5. 经济效益测算

5.1每年可多收热费4.3 元/（m2·月）×4 月/a×25万m2=199.4万元/a。

5.2由于采用循环水供热每年对电量产生的影响。

（1）每个采暖期少发电量为0.6KW·h×8.0×24×120=138.24万KW·h。

（2）停用原2台循环水泵及2台冷却塔风机少消耗电量为（30×2+20×2）×24×120=28.8 万KW·h。

（3）新增循环泵电机多消耗电量为180×24×120=5.1 万KW·h。

合计每年共损失电量=138.24-28.8.9+5.1=115.1万KW·h，每KW·h电按0.45元计算，折合人民币141.64×0.365=51.7万元。

5.3汽机循环水补水量的差别。

原系统补水量1400×5%=70t/h，新系统补水量为22t/h，每小时节水48t，每个采暖期运行120d，水价按3元/t计算，每年可节约资金48×24×120×1=13.8万元。

5.4综合各项因素每年可多增加效益199.4-51.7+13.8=161.5万元。

5.5此改造工程概算投资315万元，工程的回收期2a。

6. 总结

综上所述，汽轮机低真空循环水供暖技术可以实现能源的梯级利用，明显提高电厂能源的综合利用效率。实施对该电厂的设计技术改造， 通过降低凝汽机组真空，提高排汽温度，利用循环水供热来降低冷源损失，使小型热电厂余热资源得到最大限度利用，改造比较简单，设备可以实现安全稳定运行，特别是节能效果显著，经济效益非常可观，具有良好的推广应用价值和发展前景，特别适用于现有煤矿运行的小型煤矸石电厂的供热改造。