随着国家《能源法》的颁布实施和世界能源的日益短缺，企业的节能工作显得越来越重要了。一个热电厂，厂内的综合热效率仅为30%～40%，其它热量白白损失掉了，而其中最大的就是凝汽器的冷源损失，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，是目前急待解决的问题。某热电厂是一个热电联产，供热为主的小型热电厂，机组小、热效率较低，2001年，采用汽轮机低真空循环水供热的方法取得了良好的效益和较为成功的经验，以下是详细的情况介绍。?
1循环水供热的可行性分析
某热电厂的机组配置为9炉6机，总产汽能力为530 t/h，发电能力为36 MW。利用循环水供热，需在抽凝机组中进行。该厂共有3台抽凝机组，其中一台6 MW抽凝机组采用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，又位于街道边上，运行不久塔内就会沉积大量的灰尘和泥垢，严重堵塞了填料的缝隙，致使水流不畅，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，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。为了解决此问题，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；三是该机组本身的排汽温度高，利用循环水供热后排汽温度相对其它机组提高得较少，对机组的影响小。因此，在该6 MW抽凝机组上实施改造是必要的。
1.16 MW抽凝机组的技术参数
型号：CN 6—35/9 型
生产厂家：杭州汽轮发电机厂
设计排汽温度：36 ℃
设计排汽压力：0.005 9 MPa
设计真空值：－0.094 MPa
循环水流量：1 400 t/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：37 kW 3台
冷却塔风机：30 kW 3台
1.2计算数据
降低凝汽器真空，提高循环水温度后的计算数据见表1。?
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
石家庄市单位采暖面积所需热量为0.064 kW/m2；循环水放出热量为16 411kW；可供采暖面积为25.6 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
该厂所带热用户处于平原地区，循环水所需压力不大，回水压力一般在0.2 MPa。而凝汽器的承压能力为0.6 MPa，是满足的，但是为了预防热网突然解列等特殊情况，还采取了以下措施。
a． 热水循环泵取2台，互为备用，互相联锁，保证热网正常循环。
b． 在热用户回水管路上加装安全阀，保证回水压力不超过0.2 MPa。
c． 供热循环水回路上安装逆止阀。?
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，需在交换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
目前该厂所带供热区域主要在石家庄市西南区域，距离厂区较近，主要用于采暖且比较集中的有如下区域：厂西侧河北省第二监狱，距离1 000 m，采暖面积为7万m2；厂西南角375热交换站，采暖面积为8万m2；厂西侧的卓达生活小区，距离1 500 m，采暖面积为10 万m2。
375换热站为该厂所属，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，热网切换可由该厂人员直接负责，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，此次循环水供热区域应选择以上3个区域，采暖面积达到25 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。
a. 将375交换站供热设备扩建为有30 万m2供热能力的大站，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37 kW增大到250 kW，扬程提高到50 m。
b. 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。
c. 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。
d. 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
3.3 元/（m2·月）×4 月/a×25 万m2=330万元/a?。
5．2由于采用循环水供热每年对电量产生的影响
a. 每个采暖期少发电量为0.6 万kW·h×8.0?×24×120=138.24 万kW·h。
b. 停用原3台循环水泵及3台冷却塔风机少消耗电量为（30×3+37×3）×24×120=57.9 万kW·h。
c. 停用原热交换站供热水泵，少消耗电量为37×24×120=10.7 万kW·h。
d. 新增循环泵电机多消耗电量为250×24×120=72 万kW·h。
合计每年共损失电量=138.24-57.9-10.7+72=141.64 万kW·h,每kW·h电按0.365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1 400×4%=56 t/h，新系统补水量为8 t/h，每h节水48 t，每个采暖期运行120 d，水价按1 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
330-51.7+13.8=292.1 万元。
5．5此改造工程概算投资560 万元。
5．6此改造工程的回收期2a。
6总结
该厂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是非常成功的，改造比较简单，设备可以安全稳定运行，特别是节能效果显著，经济效益非常可观。
