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低真空循环水供热存在的问题及解决方法

1低真空循环水供热原理及应用
2001年，国家经贸委、国家发展计划委、建设部发布的《热电联产项目可行性研究科技规定》1.6.7条：“在有条件的地区，在采暖期可考虑抽凝机组低真空运行，循环水供热采暖的方案，在非采暖期恢复常规运行”。因此，低真空循环水供热符合现行规定。自20世纪70年代开始，我国北方一些电厂将部分装机容量＜50MW的凝汽式汽轮机用于低真空运行，采用排汽加热循环冷却水直接供热或作为一级加热器热源[1、2]。威海市热电厂、牟平县热电厂、乳山市热电厂、荣成市热电厂等多家电厂已采用低真空循环水供热多年，技术可靠，运行稳定。
2低真空循环水供热的特点
采取低真空循环水供热时，汽轮机组无需大规模改造，只需将凝汽器循环冷却水的入口及出口管接入供热系统。为保证凝汽器低真空安全运行，正常情况下水侧压力不能超过0.196MPa，热网回水温度一般低于50℃。因此，必须加固凝汽器，使其承压达到0.4MPa，供、回水温度采用60、50℃为宜[3]。由于低真空运行只是汽轮机的特殊变工况，对汽轮机本体没有改动，但凝汽器在低真空运行期间，汽轮机组的发电量受供热量直接影响[1]。因此，合理确定供热面积对低真空运行汽轮机组的经济运行影响很大。
3存在的问题及解决方法
3.1基本情况
荣成市斥山热电厂是国内最早的小型热电厂之一，拥有2台蒸发量为35t/h的蒸汽锅炉和2台装机容量为6MW的抽汽凝汽式汽轮热电机组。2001年，该厂建设以这2台热电机组为热源的低真空循环水供热工程，设计供热能力为34.4MW，最大供热能力为45.8MW。供热首站内所有设备按照设计供热能力考虑，设计供、回水温度为60、50℃，采用低温水直供方式，不设二级热力站，总规划供热面积为60×104m2。
由于对低真空循环水供热运行缺乏经验，2004年当供热面积仅为30×104m2时，即暴露出供热能力不足现象，各供热区域水力失调严重，用户满意率较低，热网运行的安全性与经济性较低。

3.2首站
①首站系统流程
回水经凝汽器加热后，通过循环泵加压送至热网，首站系统流程见图1。

②首站主要设备参数
首站主要设备为：2台凝汽器、2台热网循环泵、2台热网补给水泵、1台DN600mm卧式除污器。凝汽器传热面积为560m2，水侧设计流量为1410m3/h。1号循环泵的输入功率为260kW，流量为755m3/h，扬程为78m。2号循环泵的输入功率为360W，流量为1260m3/h，扬程为75m。
3.3运行现状及存在的主要问题
①运行现状
在供暖初末期，运行1台凝汽器与2台循环泵；在供暖中期，运行2台凝汽器与2台循环泵。由低真空循环水供热的性质决定，热网采用质调节。
②存在的主要问题
a.热网水力失调严重，热网近端热用户普遍未安装流量调节阀，远端热用户普遍安装了自力式流量调节阀。这不仅不利于热网水力平衡调节，而且加重了水力失调，表现为近端热用户过热，远端热用户不热。
b.低真空循环水供热运行调节方式采用质调节，而凝汽器循环冷却水进出口温度宜保持恒定，导致首站对供暖期的负荷调节不力。
c.由于部分热用户室内温度不达标，因此在局部管道上加装了管道增压泵。但运行记录表明，增压泵运行影响其上游热用户的供热质量。
d.少数热网近端热用户也出现了室内温度不达标的问题。
e.热网失水量过大。
f.部分住宅小区最高点出现集汽情况。
g.循环泵设计流量偏小，无法满足规划供热面积60×104m2的需求。
h.首站除污器两侧未安装压力计，无法测量除污器的堵塞情况。
i.首站2台凝汽器未设旁通管，若其中一台凝汽器出现故障，易出现另一台过流量运行。
j.2004年，凝汽器循环冷却水出口温度达到70℃，出口温度过高，严重影响热电机组发电效率，经济损失较大。
3.4解决方法
①热网水力失调主要是大流量小温差的供热方式造成的，尤其是近端热用户的过流量往往直接导致热网供回水压差过小，远端热用户流量不足。另外，缺乏对热网的调节手段，阀门等调节装置的可操作性不强。针对这种情况，对设有自力式流量调节阀处，严格按要求调整调节阀流量。在设置闸阀处，调节阀门的相对开度，控制供热介质流量。尽量降低近端热用户的流量，保证远端热用户足够的资用压力。自力式流量调节阀按照阀门上刻度调整流量即可。闸阀可以按照下面两种方法调节：一是测量闸阀处供回水温差，按照近端热用户供回水10℃温差、远端热用户供回水6～8℃温差控制供水闸阀的相对开度；二是测量闸阀处供回水压差，在供回水管压力测孔处安装压力计，按供回水水头差3m控制供水闸阀的相对开度。
通过调整自力式流量调节阀及闸阀的相对开度，远端不热的热用户基本得到解决。但因很多建筑物的热力入口没有安装自力式流量调节阀，靠人工调节闸阀的相对开度难以保证调节效果，尤