纯凝汽机组改造为供热机组的可行性探讨.docx

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纯凝汽机组改造为供热机组的可行性探讨

纯凝汽机组改造为供热机组的可行性探讨

摘  要：

对60年代生产的N50-8.83型凝汽式汽轮机，在基础系统及辅机等尽可能不变的前提下，改造为供热抽汽凝汽式汽轮机，同时进行通流部分节能改造，经过热力计算、结构分析和方案比较，认为该型机组的改造在技术上是可行的，经济上是合理的。

    关键词：

纯凝汽式机组；技术改造；供热机组

1概述

    热力发电厂主要的热负荷一般是该区域内的工业生产用汽和采暖用汽。

目前一些城市受热电厂供热能力的限制，许多热用户还依靠中小锅炉供热；即使已使用热电厂汽源的用户，有不少还保留着自己的小锅炉，以备供热高峰时短期使用。

为缓解这种供热紧张局面，彻底解决此问题，一般采取新建供热机组或将中小型纯凝汽机组改为供热机组的措施，以消除或减少城市的中小型锅炉，降低大气污染，提高社会整体效益。

    下面对保定热电厂一台N50-8.83/535型纯凝机组改造为C50-8.83/0.98/535型供热机组的方案进行研讨，以便得到更好的技术经济性能。

1.1机组现状

    该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，2台高压加热器。

各抽汽在经济功率（45MW）时各抽汽的参数见表1。

1.2改造原则

    a.安全可靠性第一采用的改造技术和结构部件安全可靠，消除原机组改造范围内的缺陷及薄弱环节。

    b.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大于50%，总热效率大于45%。

    c.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。

    d.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。

    e.尽量采用当前国内最先进的同类型机组成熟的改造技术，力求节能降耗，提高经济性。

    f.尽可能保留原凝汽机组的可用部件及附属设备，减小改造范围。

    g.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。

    h.改造后抽汽量在0～100t/h范围内任意调节，纯凝汽工况最大连续运行功率为50MW；在抽汽量100t/h时，最大电功率为40MW。

    i.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。

    j.改造后的机组可以视同新机，可延长机组寿命。

2改造方案

2.1方案比较

2.1.1方案一：

增大向外供热的非调整抽汽量

    三段抽汽孔扩大，其余部分不变。

据计算供热抽汽量能达到30t/h，且抽汽量将随着负荷变化而变化。

优点是改造费用低，约20万元，但此改造抽汽量太小，远不能满足供热市场需求，且热电负荷调整不方便，供热压力也不稳定。

2.1.2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、调速系统及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。

2.1.3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，采用全三维技术对通流部分进行优化设计，使机组内效率达到90年代世界先进水平。

改造后的抽汽量可在0～100t/h范围内调整，热耗值比不采用全三维技术改造的机组下降627kJ/kWh以上，相当于煤耗下降6.98%。

本方案的改造费用预计800万元左右。

2.2方案确定

    考虑到机组改造后的运行稳定性、可靠性及经济性，经过对3种方案的技术比较，认为方案三较可行，即凝汽机组改为可调整抽汽机组的同时进行汽轮机通流部分改造，提高汽机内效率（典型工况见表2）。

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。

2.3改造方案简述

    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。

去掉的3个压力级改设一个进行抽汽压力调节的旋转隔板。

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8～13kg/cm2范围内变化，采用调压器调整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，供热量最大可达100t/h。

最大热负荷时可带44MW电负荷，热负荷低于60t/h时，仍可带原设计额定电负荷，即50MW。

2.4改造范围

2.4.1主系统部件的改造

    a.调换的部件有转子、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。

    b.增加的部件有旋转隔板、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。

    c.修改的部件有汽封管路、疏水管路、调节油管路、抽汽阀控制管路等。

    d.调整的部件有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。

2.4.2附属设备的改造

    a.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。

    b.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：

100×1.25=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。

2.5改造后机组性能

    a.纯凝50MW工况下机组的热耗保证值不大于9187.64kJ/kWh，缸效率保证不小于85%。

    b.额定抽汽工况下机组的热耗保证值不大于7607.6kJ/kWh，缸效率保证不小于85%。

    c.最大抽汽量不小于100t/h。

2.6改造应考虑的安全措施

    a.除设置抽汽压力自动调整装置外，还必须设置安全阀，以防供热系统超压。

    b.须加装抽汽逆止门及防止超速的热工保护装置，以防止汽缸进水及汽机超速飞车。

2.7效益分析及经济评价

2.7.1经济指标分析

    由于调峰的原因，该机组改造前全年平均负荷为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。

改造完成后，该机组全年平均发电负荷取40MW，发电煤耗341g/kWh，供电煤耗369g/kWh，供热煤耗42.71kg/GJ，全年平均热电比1.51。

2.7.2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，节煤折合551.93万元，合计年创收1025.33万元。

以此计算大约可用16个月的时间可回收改造成本。

3结论

    将凝汽机组改为热电联产的抽汽机组，具有良好的经济效益、社会效益和环保效益，此措施是各热力发电厂解决供热紧张状况的措施之一。

    保定热电厂进行的N50-8.83/53型机组改造为C50-8.83/0.98/535型调整抽汽供热机组的方案的特点为：

    a.充分利用原有设备，减少投资和缩短工期。

    b.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。

    c.运行方式考虑以热定电，优先满足热负荷的需要。

考虑到该机组的实际现状，调整抽汽对外供热量以最大100t/h为宜。

    d.改为供热机组，减少了冷水塔造成的蒸发损失及其它几项损失，减少了水资源的消耗。

    摘  要：

对60年代生产的N50-8.83型凝汽式汽轮机，在基础系统及辅机等尽可能不变的前提下，改造为供热抽汽凝汽式汽轮机，同时进行通流部分节能改造，经过热力计算、结构分析和方案比较，认为该型机组的改造在技术上是可行的，经济上是合理的。

    关键词：

纯凝汽式机组；技术改造；供热机组

1概述

    热力发电厂主要的热负荷一般是该区域内的工业生产用汽和采暖用汽。

目前一些城市受热电厂供热能力的限制，许多热用户还依靠中小锅炉供热；即使已使用热电厂汽源的用户，有不少还保留着自己的小锅炉，以备供热高峰时短期使用。

为缓解这种供热紧张局面，彻底解决此问题，一般采取新建供热机组或将中小型纯凝汽机组改为供热机组的措施，以消除或减少城市的中小型锅炉，降低大气污染，提高社会整体效益。

    下面对保定热电厂一台N50-8.83/535型纯凝机组改造为C50-8.83/0.98/535型供热机组的方案进行研讨，以便得到更好的技术经济性能。

1.1机组现状

    该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，2台高压加热器。

各抽汽在经济功率（45MW）时各抽汽的参数见表1。

1.2改造原则

    a.安全可靠性第一采用的改造技术和结构部件安全可靠，消除原机组改造范围内的缺陷及薄弱环节。

    b.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大于50%，总热效率大于45%。

    c.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。

    d.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。

    e.尽量采用当前国内最先进的同类型机组成熟的改造技术，力求节能降耗，提高经济性。

    f.尽可能保留原凝汽机组的可用部件及附属设备，减小改造范围。

    g.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。

    h.改造后抽汽量在0～100t/h范围内任意调节，纯凝汽工况最大连续运行功率为50MW；在抽汽量100t/h时，最大电功率为40MW。

    i.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。

    j.改造后的机组可以视同新机，可延长机组寿命。

2改造方案

2.1方案比较

2.1.1方案一：

增大向外供热的非调整抽汽量

    三段抽汽孔扩大，其余部分不变。

据计算供热抽汽量能达到30t/h，且抽汽量将随着负荷变化而变化。

优点是改造费用低，约20万元，但此改造抽汽量太小，远不能满足供热市场需求，且热电负荷调整不方便，供热压力也不稳定。

2.1.2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、调速系统及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。

2.1.3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，采用全三维技术对通流部分进行优化设计，使机组内效率达到90年代世界先进水平。

改造后的抽汽量可在0～100t/h范围内调整，热耗值比不采用全三维技术改造的机组下降627kJ/kWh以上，相当于煤耗下降6.98%。

本方案的改造费用预计800万元左右。

2.2方案确定

    考虑到机组改造后的运行稳定性、可靠性及经济性，经过对3种方案的技术比较，认为方案三较可行，即凝汽机组改为可调整抽汽机组的同时进行汽轮机通流部分改造，提高汽机内效率（典型工况见表2）。

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。

2.3改造方案简述

    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。

去掉的3个压力级改设一个进行抽汽压力调节的旋转隔板。

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8～13kg/cm2范围内变化，采用调压器调整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，供热量最大可达100t/h。

最大热负荷时可带44MW电负荷，热负荷低于60t/h时，仍可带原设计额定电负荷，即50MW。

2.4改造范围

2.4.1主系统部件的改造

    a.调换的部件有转子、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。

    b.增加的部件有旋转隔板、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。

    c.修改的部件有汽封管路、疏水管路、调节油管路、抽汽阀控制管路等。

    d.调整的部件有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。

2.4.2附属设备的改造

    a.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。

    b.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：

100×1.25=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。

2.5改造后机组性能

    a.纯凝50MW工况下机组的热耗保证值不大于9187.64kJ/kWh，缸效率保证不小于85%。

    b.额定抽汽工况下机组的热耗保证值不大于7607.6kJ/kWh，缸效率保证不小于85%。

    c.最大抽汽量不小于100t/h。

2.6改造应考虑的安全措施

    a.除设置抽汽压力自动调整装置外，还必须设置安全阀，以防供热系统超压。

    b.须加装抽汽逆止门及防止超速的热工保护装置，以防止汽缸进水及汽机超速飞车。

2.7效益分析及经济评价

2.7.1经济指标分析

    由于调峰的原因，该机组改造前全年平均负荷为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。

改造完成后，该机组全年平均发电负荷取40MW，发电煤耗341g/kWh，供电煤耗369g/kWh，供热煤耗42.71kg/GJ，全年平均热电比1.51。

2.7.2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，节煤折合551.93万元，合计年创收1025.33万元。

以此计算大约可用16个月的时间可回收改造成本。

3结论

    将凝汽机组改为热电联产的抽汽机组，具有良好的经济效益、社会效益和环保效益，此措施是各热力发电厂解决供热紧张状况的措施之一。

    保定热电厂进行的N50-8.83/53型机组改造为C50-8.83/0.98/535型调整抽汽供热机组的方案的特点为：

    a.充分利用原有设备，减少投资和缩短工期。

    b.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。

    c.运行方式考虑以热定电，优先满足热负荷的需要。

考虑到该机组的实际现状，调整抽汽对外供热量以最大100t/h为宜。

    d.改为供热机组，减少了冷水塔造成的蒸发损失及其它几项损失，减少了水资源的消耗。

设备检修管理标准

依据本厂《质量手册》第7章和相关程序文件要求，坚持“安全第一、预防为主”的方针，贯彻“应修必修、修必修好”的原则，为安全、优质、高效、顺利地完成机组大小修，并对发电生产过程中设备检修进行有效控制，特制定本标准。

本标准2003年8月8日首次发布，版本号A版。

本标准2003年8月8日生效。

本标准由生技科归口管理并解释。

本标准起草人：

本标准审核人：

本标准审批人：

文件状态

受控代码

电力有限责任公司22水电厂TD/QB-0701-2003

1目的

定期搞好机组的大小修，提高设备健康水平是保证机组长期安全经济稳定运行的重要环节。

因此，各级领导、有关部门、班组及每位员工都必须重视每次的大小修工作，增强安全质量意识，认真做好大小修的各项准备工作和安全技术组织工作，始终坚持“安全第一、预防为主”的方针，贯彻“应修必修、修必修好”的原则，安全、优质、高效、顺利完成每次的机组大小修工作任务。

2适用范围

本厂设备检修及设备维护全过程控制。

3引用标准

本厂《质量手册》和《设备检修控制程序》。

4定义和术语

采用本厂《质量手册》和《设备检修控制程序》定义和术语。

5职责

5.1生产副厂长负责设备检修、安装、更新改造和启动试验过程策划、质量计划等质量文件的审批。

5.2副总工程师负责参与设备检修、安装、更新改造和启动试验过程策质量计划和安全措施等质量文件的审核。

5.3生产技术科

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5.3.1负责设备检修、更新改造过程中项目、工期的策划，实施全

过程控制。

5.3.2负责设备检修的归口管理,负责检修、安装、更新改造工程质量的技术监督和指导，检修最终的质量验收，检修全过程质量记录的管理。

5.3.3负责设备启动试验的策划，设备启动试验指导和管理，拟订检修现场的文明生产和定置管理。

5.4安全监察科

5.4.1负责检修关键过程和特殊试验项目安全措施的审定、监督、检查、指导。

5.4.2特殊项目的检修过程安全监察科应制定安全技术措施。

5.5检修分场

5.5.1负责按生技科策划的内容，编制设备检修、技改项目的《质量计划》及实施，负责检修全过程的质量记录以及检修后质量记录的整理工作。

5.5.2负责本厂设备检修过程及检修质量的控制，各检修班组工作之间的协调，对外承揽工程和检修后技术交底的控制。

6管理内容和要求

6.1安全目标：

6.1.1确保运行机组的安全运行，促进被检修机组的工作顺利进行。

6.1.2不发生人身伤亡事故，设备损坏事故，质量返工事故、火灾事故、误操作事故。

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6.1.3部门不发生障碍和轻伤事故。

6.1.4班组不发生异常和未遂事故。

6.2大小修安全组织措施：

6.2.1大小修前检修分场要结合专业工种及检修项目，组织检修人员进行《电业安全工作规程》（热力和机械部分）（发电厂和变电所电气部分）的学习考试（参加人员及成绩报生技科）。

确定每个作业组的专职安全员，明确安全职责、填写检修现场作业工作执行票报生技科。

6.2.2对大小修中使用的安全绝缘工器具、起重工器具、安全带按“安规”要求进行自检自查，要符合安全使用要求，对不符合“安规”要求的严禁使用，及时上报解决。

6.2.3所有参加检修的人员都应了解和知道所干工作的重要性、工作内容、工艺和质量标准。

所用材料、备品和工器具，所干工作有哪些危险，可能发生哪些意外、异常、不安全现象，工作中应采取哪些自我防范措施，采取哪些安全措施，履行哪些手续。

6.2.4每位检修人员必须在检修工作中认真遵守各有关安全规章制度，特别是“安规”和“两票”制度，不仅要掌握并遵守本专业的有关规定，还要了解遵守其它专业的一般安全注意事项，即干什么工作遵守什么工作规定。

6.2.5大、小修工作总负责人由检修分场主任或副主任担任，大小修应签发工作票，电气第一种工作票工作负责人原则上由检修分场机组大小修项目负责人担任，机械工作票负责人原则上由检修分场机组大小修项目负责人担任，工作负责人应对设备和工作班成员的安全负责。

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6.2.6检修分场要妥善安排好大小修工作中检修项目间的衔接协调工作，同时要处理好电气组与机械组之间的工作联系配合协调问题，防止大小修工作中安全措施脱节或相互扯皮、推诿等不良现象以保证大小修工作的顺利进行。

6.2.7各负责人在设备检修工作中要切实负起安全第一责任人的职责，处理好安全与检修、安全与技术的关系，解决检修进度与执行《安规》“两票”制度和安全措施的矛盾，避免埋头苦干、抢进度、赶工时而忽视安全的倾向出现。

6.2.8要严格执行工作票制度，工作负责人、工作票签发人、工作许可人要切实履行各自的安全职责，严把工作票质量关，做好检修设备的安全技术措施，严防设备检修中“误启动”，严格履行工作票终结手续。

6.2.9每项检修工作开工前，要认真履行工作负责人和工作许可人共同到现场检查安全措施已正确实施的规定，经双方确认无误，然后双方在工作票上签字开工。

次日复工时，应征得值班员许可，工作负责人必须事前重新认真检查安全措施是否符合工作票的要求后，方可工作，若无工作负责人或监护人带领工作人员不得进入工作地点。

6.2.10检修场地应安排布置恰当，设备部件应放置整齐、平稳、牢固，不能对人身造成危害，并防止碰坏重要部件、精密部件，同时保留必要的通道，保持场地清洁卫生。

6.2.11安监人员在大小修工作开工前对工作票办理及安全措施的实施情况进行全面检查，发现问题，及时纠正，并严肃处理。

6.2.12工作场所应保证充足的照明，设备的护栏应保持完整，如在

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检修期内需将栏杆拆除时，必须装设临时遮栏，检修完后立即恢

复。

6.2.13揭开孔洞盖板工作时要加设牢固的临时围栏，不能用绳带捆绑作标志，工作完成后要及时恢复孔洞盖板。

6.2.14检修设备试验、试运等需送、停电，必须由项目工作负责人向运行当班值提出申请，严禁不经申请私自停送电。

6.2.15检修开工后，严禁检修人员擅自变更安全措施，如特殊情况

需改变安全措