CN215929710U - 一种330mw湿冷供热机组提升供热能力的装置 - Google Patents

Abstract

本实用新型公开了一种330MW湿冷供热机组提升供热能力的装置，包括汽轮机组，所述汽轮机组包括中压缸和低压缸，所述汽轮机组具有采暖主管道，所述采暖主管道的一端连接至中压缸和低压缸，另一端与至少一组热网首站设备相连通；所述中压缸和低压缸通过中低压连通管道进行连接，所述中低压连通管道上设置有第一阀门；所述中压缸和低压缸之间还设有旁路管道和旁路调节阀，所述旁路调节阀通过旁路管道与所述第一阀门并联连接。与现有技术相比，本实用新型可以降低供热机组的标准煤耗，节约标准煤的使用量，在总装机容量不变的情况下增加总供热量，提升供热机组的供热能力。

Description

一种330MW湿冷供热机组提升供热能力的装置

技术领域

本实用新型涉及一种330MW湿冷供热机组提升供热能力的装置，属于供热设备技术领域。

背景技术

热电企业的发电成本与煤炭价格呈正相关，从而影响热电企业的生产效益。为了降低生产成本，热电企业通常进行热电联产改造，最大限度地提高蒸汽使用效率，从而提高总体的经济效益。但是受限于电网负荷调度，抽汽量很难再提高，在现有供热的基础上无法满足新增热负荷的需求。因此在总装机容量不变的情况下如何提升供热机组的供热能力，成为热电企业迫切需要解决的一大技术难题。

实用新型内容

本实用新型的目的是提供一种330MW湿冷供热机组提升供热能力的装置，在总装机容量不变的情况下可以增加总供热量，提升了供热机组的供热能力。

为实现上述目的，本实用新型提供以下的技术方案：

一种330MW湿冷供热机组提升供热能力的装置，包括汽轮机组，所述汽轮机组包括中压缸和低压缸，所述汽轮机组具有采暖主管道，所述采暖主管道的一端连接至中压缸和低压缸，另一端与至少一组热网首站设备相连通；所述中压缸和低压缸通过中低压连通管道进行连接，所述中低压连通管道上设置有第一阀门；所述中压缸和低压缸之间还设有旁路管道和旁路调节阀，所述旁路调节阀通过旁路管道与所述第一阀门并联连接。

进一步的，所述热网首站设备设置有两组，所述两组热网首站设备之间设有联络管道，所述联络管道上设有第二阀门。

优选的，所述第一阀门和第二阀门均为液压蝶阀。

优选的，所述低压缸的排汽端设有压力变送器，所述压力变送器为高精度绝压变送器。

进一步的，所述热网首站设备包括热网首站汽轮机、高背压凝汽器和至少一台热网加热器，所述热网首站汽轮机通过采暖主管道与汽轮机组相连接；所述热网首站汽轮机设有第一排汽管道和热网加热蒸汽母管，所述高背压凝汽器通过第一排汽管道与所述热网首站汽轮机相连接，所述热网加热器通过热网加热蒸汽母管与所述热网首站汽轮机相连接；所述高背压凝汽器与热网加热器之间设有热网正常疏水母管，所述热网正常疏水母管的一端与所述高背压凝汽器的输出端相连接，另一端与所述热网加热器的输入端相连接。

进一步的，还设有轴封加热器和凝结水母管，所述轴封加热器的输入端通过凝结水母管与高背压凝汽器的输出端相连接，所述轴封加热器的输出端连接有排汽装置。

进一步的，还设有热网循环母管，所述热网循环母管的一端与高背压凝汽器的输出端相连接，另一端与热网加热器的输入端相连接，所述热网循环母管上设有热网循环泵。

进一步的，所述热网加热器上设有事故疏水系统，所述事故疏水系统包括危急疏水管和危急疏水扩容器，所述危急疏水管的一端与热网加热器的输出端相连接，另一端与危急疏水扩容器的输入端相连接，所述危急疏水扩容器的输出端连接至排水管网。

进一步的，所述热网加热器上设置有在线氢电导率表。

与现有技术相比，本实用新型可以降低供热机组的标准煤耗，节约标准煤的使用量，在总装机容量不变的情况下可以增加总供热量，提升了供热机组的供热能力。

附图说明

图1是本实用新型实施例1的示意图。

图2是本实用新型实施例1的采暖抽气的示意图。

图3是本实用新型热网首站设备的示意图。

图中所示：1是汽轮机组，11是采暖主管道；

2是热网首站设备；

3是热网首站汽轮机，31是第一排汽管道，32是热网加热蒸汽母管；

4是高背压凝汽器，41是热网正常疏水母管，42是凝结水母管，43是凝结水泵，44是热网循环母管，45是热网循环泵，46是滤水器；

5是热网加热器，51是危急疏水管，52是危急疏水扩容器，53是热网供水母管，54是排水管网；

6是疏水膨胀箱，61是第二排汽管道，62是排水管道；

7是轴封加热器，71是排汽装置；

81是低压缸，82是中压缸，84是中低压连通管道，85是第一阀门，86是旁路管道，87是旁路调节阀，88是联络管道，89是第二阀门；

91是低压缸热网采暖抽气，92是中低压缸连通管抽气，93是中压缸热网采暖抽气。

具体实施方式

下面详细说明本实用新型的优选实施方式。

实施例1：参照图1-2，一种330MW湿冷供热机组提升供热能力的装置，包括汽轮机组，所述汽轮机组包括中压缸82和低压缸81，所述汽轮机组具有采暖主管道11，所述采暖主管道11的一端连接至中压缸82和低压缸81，另一端与至少一组热网首站设备2相连通；所述中压缸82和低压缸81通过中低压连通管道84进行连接，所述中低压连通管道84上设置有第一阀门85；所述中压缸82和低压缸81之间还设有旁路管道86和旁路调节阀87，所述旁路调节阀87通过旁路管道86与所述第一阀门85并联连接。所述热网首站设备2设置有两组，所述两组热网首站设备2之间设有联络管道88，所述联络管道88上设有第二阀门89，当两台机组分别供新旧热网首站时，可将两台机组蒸汽进行隔离单元制运行，简化操作。在中低压连通管竖直管段上加装旁路调节阀87，用于调整抽汽参数。优选的，所述第一阀门85和第二阀门89均为液压蝶阀。优选的，所述低压缸81的排汽端设有压力变送器，所述压力变送器为高精度绝压变送器。如果中低压连通管进汽接口和排汽接口为单管结构，中间分为两路支管，两个供热调节阀分别安装在两路支管上，与常规连通管相比，这种连通管布置压损更大，是单根连通管设计压损的近两倍，对机组运行经济性造成不利影响。此外，根据供热需求，常规抽汽供热机组的连通管调节蝶阀均留有一定的间隙，确保在阀门全关的状态下，仍保证通过低压缸冷却流量，而根据切除低压缸进汽供热技术运行需求。因此，最好将原不能完全密封的供热蝶阀更换为可完全密封的液压蝶阀。连通管旁路调节阀87为密封阀门，切缸运行时，阀门全关，通过冷却蒸汽旁路通入低压缸需要的冷却蒸汽量。

还设有叶片健康监测系统，叶片健康监测系统主要针对汽轮机低压长叶片的安全运行进行状态监测，对可能出现的事故进行提前预警和故障诊断，并具备远程实时监控功能。整个系统主要实现对热电企业运行中的末级长叶片振动，间隙，温度信息进行记录和分析，对潜在的风险或者突发的破坏进行警告和对长叶片已有测试数据进行分析计算与寿命预测。通过对末级长叶片长期的监测，可以实时了解叶片当前寿命损耗。并在真空系统前增加一套罗茨真空泵系统，通过增加罗茨真空泵可提高凝汽器的绝对真空，减少鼓风发热风险，更好的真空条件可以使汽轮机低压缸在更低的进气量(可至40～60t/h)不喷水运行，有利于增加汽轮机运行灵活性。同时在切缸状态下，更好的真空条件有助于降低末三级叶片温度，减少喷水提高切缸运行安全性。此外，更好的真空可以降低切缸操作的难度。

中压缸82机组进行低压切除供热，是在保持原机组设计蒸汽参数不变的前提下进行，本次机组改造高中压部分不变，在采暖期，蒸汽在汽轮机中压缸做功后，进入波纹膨胀节式连通管(曲管压力平衡室)，进行打孔抽汽。中压缸排汽流量703.5t/h，其中505t/h通过现有采暖抽汽管道,198.5t/h经中低压缸连通管打孔抽汽管道输送，以上两管合并后接至新建热网首站。所述低压缸热网采暖抽气91、中低压缸连通管抽气92和中压缸热网采暖抽气93全部汇入采暖主管道11，中间采用阀门进行切换。

热网循环水回水管道进入新建热网首站后，经过一台自动排污过滤器对热网循环水回水进行杂质过滤，过滤器管路设置旁路，过滤器之前设置流量计测量回水水量。过滤后的热网循环水回水由支管进入各台热网循环水泵，热网循环水泵前设置电动关断蝶阀。共设置3台热网循环水泵，热网循环水回水经热网循环水泵升压后汇入母管，然后进入各台热网加热器。设置3台热网加热器，每台热网加热器进水支管由热网循环水泵出水母管接入，热网循环水在每台加热器内加热到所需温度后，进入热网循环水供水母管，并送入厂外热网完成热网首站水循环。

热网加热器加热蒸汽加热热网循环水后，在热网加热器内凝结成对应压力下的疏水并汇至疏水罐内。为保持热电企业机组热力系统平衡，此疏水需回收到机组汽水系统，故将热网加热器正常疏水汇入疏水罐后，由热网加热器疏水泵升压后接至凝结水管道。疏水至两台机组的管道上设置调节阀，可根据每台机组的抽汽量调整至两台机凝结水管道的水量。还设1套水汽集中取样装置，采用干湿盘分开布置方式，设置高温架及仪表架，设置热网疏水集中取样装置，在每台热网加热器疏水设置在线氢电导率表，以连续监测热网疏水水质情况。

本实用新型工作时，在切缸运行工况下旁路调节阀87全关，采用增加低压缸冷却蒸汽旁路的方式保证低压缸通入少量冷却蒸汽以带走低压转子转动产生的鼓风热量。冷却旁路上加装调节阀，在汽轮机背压允许的前提下，通过旁路实现低压缸进汽量20t/h～168t/h的连续运行。在理想情况下，汽轮机能够实现抽汽量0～703.5t/h，电负荷灵活调节的运行目标。中压缸82低压缸切除及新建热网首站后全年发电标准煤耗相比改造前发电标准煤耗下降42.0g/kw·h，因此中压缸82低压缸切除并新建热网首站后，每年发电煤耗可节约标准煤约6.8万吨，预计年总供热量最大增加415.7万GJ。

本实用新型可以降低供热机组的标准煤耗，节约标准煤的使用量，在总装机容量不变的情况下可以增加总供热量，提升了供热机组的供热能力。

实施例2：参照图3，本实施例公开了一种热网首站设备，所述热网首站设备2包括热网首站汽轮机3、高背压凝汽器4和一台热网加热器5，所述热网首站汽轮机3通过采暖主管道11与汽轮机组1相连接；所述热网首站汽轮机3设有第一排汽管道31和热网加热蒸汽母管32，所述高背压凝汽器4通过第一排汽管道31与所述热网首站汽轮机3相连接，所述热网加热器5通过热网加热蒸汽母管32与所述热网首站汽轮机3相连接；所述高背压凝汽器4与热网加热器5之间设有热网正常疏水母管41，所述热网正常疏水母管41的一端与所述高背压凝汽器4的输出端相连接，另一端与所述热网加热器5的输入端相连接。优选的，所述汽轮机组1为660MW抽凝式汽轮机组1。优选的，所述热网首站汽轮机3为70MW抽凝高背压汽轮发电机。汽轮机组1的热网循环水回水在外网汇集成一根母管，并对热网循环水回水进行杂质过滤。之后热网循环水回水进入高背压凝汽器4进行第一级加热，加热后的热网循环水由支管进入变频调速热网循环水泵。热网循环水被升压后进入热网加热器5进行第二级加热。热网循环水泵前设置电动蝶阀。每台热网加热器5进水支管由热网循环水泵出水母管接入，热网循环水在每台热网加热器5内加热到130℃后，进入热网循环水供水母管，送至外网管道。在热网循环水泵的总回水管与总供水管之间设有快启式止回阀，介质流向为回水管至供水管，这种措施主要是预防当热网循环水泵突然停运，供水母管压力降低，发生水柱瞬间中断时，回水管中的水能够通过快启式止回阀迅速进入供水管中从而达到压力的自平衡。在热网循环水供回水管道上均设置流量测量装置来测量热网循环水量。其中，热网首站热网循环水供/回水温优选为130℃/70℃，高背压凝汽器4出水温度优选为83℃。热网首站汽轮机3还设置有滤水器46，滤水器46用于过滤循环回水的杂质。热网加热器5的输出端连接至热网供水母管53。

其中，所述热网加热器5上设有事故疏水系统，所述事故疏水系统包括危急疏水管51和危急疏水扩容器52，所述危急疏水管51的一端与热网加热器5的输出端相连接，另一端与危急疏水扩容器52的输入端相连接，所述危急疏水扩容器52的输出端连接至排水管网54。如热网加热器5水位超过危急水位时，事故疏水系统将热网加热器5疏水疏至危急疏水扩容器52，事故疏水在危急疏水扩容器52内降压消能后排至室外排水管网54。热网加热器5正常疏水和事故疏水均采用母管制。

抽凝高背压梯级节能热网供热设备还设有轴封加热器7和凝结水母管42，所述轴封加热器7的输入端通过凝结水母管42与高背压凝汽器4的输出端相连接，所述轴封加热器7的输出端连接有排汽装置71。其中，轴封加热器7具有回收轴封漏汽热量的作用。其中，所述凝结水母管42上设有凝结水泵43，凝结水泵43用于抽送加压高背压凝汽器4的冷凝水。高背压凝汽器4凝结水泵43出水管路设置凝结水母管42以满足高背压凝汽器4凝结水泵43启动时最小流量所需，凝结水母管42接入高背压凝汽器4热井。热网首站汽轮机3排汽产生的疏水通过凝结水泵43升压，冷却热网首站汽轮机3轴封蒸汽。

抽凝高背压梯级节能热网供热设备还设有热网循环母管44，所述热网循环母管44的一端与高背压凝汽器4的输出端相连接，另一端与热网加热器5的输入端相连接，所述热网循环母管44上设有热网循环泵45。热网循环泵45采用变频器电动机拖动方式运行，可以根据气温变化自动或者人工调整变频器的频率。所述热网加热器5上设置有在线氢电导率表，以连续监测热网疏水水质情况。

本实施例的工作原理是：来自汽轮机组1的采暖蒸汽经采暖主管道11进入热网首站汽轮机3，来自热网首站汽轮机3的抽汽进入热网加热器5进行加热，热网循环回水经滤水器46过滤后进入高背压凝汽器4，来自热网首站汽轮机3的低压蒸汽进入高背压凝汽器4并对进入高背压凝汽器4的循环回水进行一级加热，然后通过热网循环泵45进入热网加热器5进行二级加热，然后进入循环供水管路进行供暖。热网加热器5的正常疏水进入高背压凝汽器4，与高背压凝汽器4的凝结水混合后进入凝结水泵43加压，经过轴封加热器7回收轴封漏汽热量。热网加热器5的危急疏水进入热网危急疏水扩容器52，当热网加热器5水位超过危急水位时，事故疏水系统将热网加热器5疏水疏至危急疏水扩容器52，事故疏水在危急疏水扩容器52内降压消能后排至室外排水管网54。热网首站汽轮机3所发电能，一部分接往辅助厂用电系统，一部分经主变升压至110KV外送。

本实施例通过将汽轮机组1实施中低压连通管抽汽改造新增采暖加热汽源抽汽参数优选为1.0MPa、375℃、1000T/h，该抽汽管线配建热网首站汽轮机3，利用热网首站汽轮机3乏汽初级加热城市采暖热网循环水直接用于供暖初期、末期直接供热。寒冷及高寒季节，可通过调整热网首站汽轮机3至热网加热器5抽汽流量，依据室外环境温降，来进一步调配热网循环水温度，即可确保供热品质，又可避免过度供热造成的能源浪费。汽轮机组1由纯凝式改成抽凝式，在汽轮机组1改造新增机组抽汽管道，将机组常规凝汽器改为初级热网加热器5加热热网循环水用于城市采暖供热，使用高背压凝汽器4替代常规的减温减压，充分利用压差能量，增加发电量，降低厂用电。同时，利用在高背压凝汽器4中对热网循环回水进行一级加热，充分利用排汽的低品质热量，提高能量利用效率。其调整抽汽作为二级尖峰加热器汽源用于确保热网循环水供热品质，可以实现能量的梯级利用。

本实施例对热电企业热力系统实施整合优化，合理优化供电和供热矛盾，可以实现能量的梯级利用，在大幅度扩充供热能力的同时，提高机组热利用率，明显降低热电企业煤耗，节约能源。

以上所述的仅是本实用新型的优选实施方式，应当指出，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本实用新型创造构思的前提下，还可以做出若干变化和改进，这些都属于本实用新型的保护范围。

Claims (9)

1.一种330MW湿冷供热机组提升供热能力的装置，包括汽轮机组，所述汽轮机组包括中压缸(82)和低压缸(81)，其特征在于：所述汽轮机组具有采暖主管道(11)，所述采暖主管道(11)的一端连接至中压缸(82)和低压缸(81)，另一端与至少一组热网首站设备(2)相连通；所述中压缸(82)和低压缸(81)通过中低压连通管道(84)进行连接，所述中低压连通管道(84)上设置有第一阀门(85)；所述中压缸(82)和低压缸(81)之间还设有旁路管道(86)和旁路调节阀(87)，所述旁路调节阀(87)通过旁路管道(86)与所述第一阀门(85)并联连接。

2.根据权利要求1所述的一种330MW湿冷供热机组提升供热能力的装置，其特征在于：所述热网首站设备(2)设置有两组，所述两组热网首站设备(2)之间设有联络管道(88)，所述联络管道(88)上设有第二阀门(89)。

3.根据权利要求2所述的一种330MW湿冷供热机组提升供热能力的装置，其特征在于：所述第一阀门(85)和第二阀门(89)均为液压蝶阀。

4.根据权利要求1所述的一种330MW湿冷供热机组提升供热能力的装置，其特征在于：所述低压缸(81)的排汽端设有压力变送器，所述压力变送器为高精度绝压变送器。

5.根据权利要求1所述的一种330MW湿冷供热机组提升供热能力的装置，其特征在于：所述热网首站设备(2)包括热网首站汽轮机(3)、高背压凝汽器(4)和至少一台热网加热器(5)，所述热网首站汽轮机(3)通过采暖主管道(11)与汽轮机组(1)相连接；所述热网首站汽轮机(3)设有第一排汽管道(31)和热网加热蒸汽母管(32)，所述高背压凝汽器(4)通过第一排汽管道(31)与所述热网首站汽轮机(3)相连接，所述热网加热器(5)通过热网加热蒸汽母管(32)与所述热网首站汽轮机(3)相连接；所述高背压凝汽器(4)与热网加热器(5)之间设有热网正常疏水母管(41)，所述热网正常疏水母管(41)的一端与所述高背压凝汽器(4)的输出端相连接，另一端与所述热网加热器(5)的输入端相连接。

6.根据权利要求5所述的一种330MW湿冷供热机组提升供热能力的装置，其特征在于：还设有轴封加热器(7)和凝结水母管(42)，所述轴封加热器(7)的输入端通过凝结水母管(42)与高背压凝汽器(4)的输出端相连接，所述轴封加热器(7)的输出端连接有排汽装置(71)。

7.根据权利要求5所述的一种330MW湿冷供热机组提升供热能力的装置，其特征在于：还设有热网循环母管(44)，所述热网循环母管(44)的一端与高背压凝汽器(4)的输出端相连接，另一端与热网加热器(5)的输入端相连接，所述热网循环母管(44)上设有热网循环泵(45)。

8.根据权利要求5所述的一种330MW湿冷供热机组提升供热能力的装置，其特征在于：所述热网加热器(5)上设有事故疏水系统，所述事故疏水系统包括危急疏水管(51)和危急疏水扩容器(52)，所述危急疏水管(51)的一端与热网加热器(5)的输出端相连接，另一端与危急疏水扩容器(52)的输入端相连接，所述危急疏水扩容器(52)的输出端连接至排水管网(54)。

9.根据权利要求5或8任意一项所述的一种330MW湿冷供热机组提升供热能力的装置，其特征在于：所述热网加热器(5)上设置有在线氢电导率表。

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