汽轮机凝汽器中冷却水低真空如何进行凝汽器换管改造？ 

        汽轮机凝汽器中采用水蒸汽循环的热力发电是我国生产电能的主要工程方法,但是这种方法的能源利用率没有超过40%,其中主要的热损失是通过凝汽器排向自然环境的汽轮机冷源损失,虽然,这部分冷源损失由于品位很低不能继续转换成机械能,但是,利用其供应采暖量是完全可以的,实质上是适当提高汽轮机排汽压力,即凝汽器换管改造低真空,提高排汽温度,将转换机械工之后的低品位热能用于采暖、供热,也就是将采暖用户当作热力发电机组的冷源,并向其排放废热,从而,改造后的抽汽式汽轮机没有冷源热损失,成为完全的热电联产供热机组,节能效果显著。
        国家节能减排近期规划是,到“十一五”末万元GDP能耗降低20%,这个规划的完成是靠每个耗能企业和能源生产企业共同努力的结果。中国以煤炭作为主要的能源,现在每年要开采48亿吨标准煤,其中大部分被发电厂、热电厂和工业锅炉燃烧掉了,所以,无论从减少本企业生产成本,还是完成国家节能减排规划,凝汽器换管改造技术改造都是非常必要的,改造后不但产生节能减排效果,而且增加供热能力。
        这种运行方式可以将汽轮机的冷源损失加以利用,提高整个系统的运行经济性。但是,由于低真空供热属于汽轮机大幅度变工况运行,所以对于汽轮机本身的经济性和安全性会产生一定的影响。供热系统:加热蒸汽部分的设备和管道不做改变。热网回水首先通过凝汽器换管改造吸收CC12机组的排汽热量,然后通过热网循环水泵,再依次流经基本热网加热器和尖峰热网加热器后达到115℃,对外供热。
汽轮机经济指标计算：
        ①汽轮机电功率汽轮机电功率为Pei=(Σ11k=1Pik)ηmηg其中,Pi为汽轮机的内率;ηm分别为汽轮机的机械效率和发电机效率。
        ②汽轮机的汽耗率汽轮机汽耗率:dd=PDe0l其中,D。为汽轮机主蒸汽流量。
        ③汽轮机热耗率汽轮机热耗率△Hi△Htq=dd(h0-hfw)其中,h0为主蒸汽的焓值;hfW为给水焓值。
        ④汽轮机级的相对内效率汽轮机级的相对内效率为ηris=△hi/△ht其中,△hi△ht分别为级的有效焓降和理想焓降。
        ⑤汽轮机整机的相对内效率汽轮机的相对内效率为ηri=△Hi/△Ht其中,△Hi△Ht分别为整个汽轮机的有效焓降和理想焓降。CC12汽轮机低真空供热的安全经济性分析采用#1机凝汽器和#1、#2机低压抽汽接老厂热网,#2机凝汽器接新厂热网的低真空的运行方式,#3#4#5机背压满负荷运行,回水温度50℃,供水温度102℃。二、投入低真空供热对汽轮机的影响：
        ①汽轮机低真空供热对汽轮机电功率的影响汽轮机低真空运行(凝汽器双面运行,冷却水温升10℃)时,由于真空降低,背压升高使汽轮机的理想焓降减少,在汽轮机进汽量和相对内效率不变的条件下,汽轮机的电功率减少。
        ②汽轮机低真空供热对汽轮机轴向推力的影响通过对汽轮机轴向推力的详细计算,发现,在背压升高的初期,其轴向推力逐渐减小,当背压升高到一定程度后,汽轮机的轴向推力才开始增加。
        ③汽轮机低真空供热时对汽缸膨胀量的影响汽轮机低真空供热后,由于汽轮机排汽温度升高,汽缸的膨胀量增大,从而改变了汽轮机通流部分的间隙,但对于CC12汽轮机,汽轮机低真空供热后相对于现正常运行工况,#1汽轮机排汽温度,最大升高了65.39-29.65=35.74℃,相应的汽缸膨胀量则增加了5.1-4.8=0.3mm。#2汽轮机排汽温度,最大升高了65.49-29.65=35.84℃,相应的汽缸膨胀量则增加了5.2-4.8=0.4mm。不会对汽轮机通流部分间隙产生影响,保证了汽轮机正常运行。
        ④汽轮机低真空供热对凝汽器换管改造冷却管膨胀的影响汽轮机低真空供热后,由于冷却水流量变化不大,因此,冷却水在凝汽器内的流动速度几乎不变。同时,由于凝汽器仍采用双面运行方式,因此不会引起凝汽器换管改造冷却水管的堵塞。
        ⑤汽轮机低真空供热对汽轮机安全经济性的影响汽轮机低真空供热对汽轮机安全经济性的影响较小,由于主蒸汽流量几乎等于现运行工况下的主蒸汽流量,汽轮机电功率值几乎不变,但汽轮机的相对内效率提高,热耗率降低。
凝汽器换管改造结果：
        ⑴通过对热电厂CC12汽轮机低真空供热的安全经济性评估,得到如下结论。
        ⑵采用1#机凝汽器和1#、2#机低抽汽接老厂热网,2#机凝汽器接新厂热网的低真空运行方式；3#、4#、5#背压机满负荷运行,回水温度50℃,供水温度102℃.在采暖增加30万平方米后,仍可保证背压机的经济性。
        ⑶汽轮机低真空供热的运行方式为保证在现有的主蒸汽流量、热网水流量的条件下,保证冷却水在凝汽器内的温升为10℃左右。此时,凝汽器的压力将提高到0.02545～0.02556MPa,低压抽汽量减少到39.97t/h。
        ⑷由于冷却水流量变化不大,凝汽器仍保持原双面运行方式,从而保证汽轮机低真空供热后凝汽器内冷却水的流速,防止凝汽器冷却水管堵塞。但由于低真空供热后,冷却水温度升高,冷却水结垢的可能性增大,因此,应注意对凝汽器结垢的监测。
        ⑸汽轮机采用低真空供热后,在供、回水温度为50～102℃、冷却水在凝汽器内的温升为10℃的条件下,汽轮机的排汽温度为65.39～65.49℃,冷却水在凝汽器出口温度为60.0℃,低压抽汽量为39.97T/H。同时,汽轮机排汽干度为0.94,没有达到过热蒸汽区。
        ⑹当汽轮机采用低真空供热后,在冷却水在凝汽器内温升为10℃时,汽轮机的轴向推力为85491.16～86066.64N,小于正常运行方式下最大调整抽汽量时的汽轮机轴向推力。因此,不会对汽轮机安全性产生影响。
        ⑺汽轮机低真空供热后,相对于现正常运行工况,汽轮机排汽温度最大升高了65.45-29.65=35.84℃,相应的汽缸膨胀量则增加了5.2-4.8=0.4mm,不会对汽轮机通流部分间隙产生影响。
        ⑻低真空供热后,相对于现正常运行工况,凝汽器换管改造冷却管膨胀量最大增加了3.3-0.7=2.6mm,不会对冷却管与管板之间连接的密封性产生影响。
        ⑼汽轮机主蒸汽量由原正常运行工况的92t/h增加到了92.5～93.47t/h。这样,不仅保证了冷却水的出口温度,而且相对于现运行工况,汽轮机电功率几乎保持不变。(原设计工况计算电功率为15750KW,低压抽汽量为52t/h；低真空供热后,电功率为15761.83～15991.84KW,低压抽汽量为39.979t/h)。同时,汽轮机热耗率由现运行方式下的7190KJ/KWh降低到3842.61～3881.47KJ/KWh,降低了将近一半,同时,发电标准煤耗率也相应降低近一半。
        ⑽明年供热面积达到520万m2(比原来增加50万m2)时,此种运行方式仍能安全运行,汽轮机热耗率将进一步降低,经济效益更明显。