300 MW湿冷汽轮机双转子互换高背压供热改造应用

邵建明+陈鹏帅+周勇

文章编号： 1008-8857(2014)02-0100-05 DOI:10.13259/j.cnki.eri.2014.02.009

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摘 要： 随着用户需求增加及国家节能减排政策要求,对亚临界300 MW湿冷汽轮机组进行高背压供热改造成为火力发电厂满足对外供热需求和提高机组效率的重要措施之一,而汽轮机在供热期和非供热期双低压转子互换是实现高背压供热改造一个行之有效的手段.以某电厂2号机300 MW机组采用双低压转子互换技术进行高背压循环水供热改造为例,简述了汽轮机在改造过程中需要考虑的主要问题及相应的改造方案.

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关键词：

双转子互换; 高背压; 供热改造; 汽轮机

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中图分类号： TK 264.1 文献标志码： A

An application of doublerotor interchange technology in the retrofit for a 

high back pressure heat supply system with 300 MW condensing turbine

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SHAO Jianming1, CHEN Pengshuai2, ZHOU Yong2

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(1.Shanghai Electric Power Generation Group,Shanghai 201108,China;

2.Shanghai Electric Power Generation Service Company,Shanghai 201612,China)

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Abstract： With the increasing demand of the clients and the request of national energysaving and emission reduction, retrofitting the high back pressure heat supply system with 300 MW condensing turbine has been one of the most important measures to meet the heat supply demand and improve the unit efficiency in thermal power plants. Double LP rotor interchange in heating period and nonheating period is an effective method to retrofit the high back pressure heat supply systems. The aim of this article is to elaborate the main problems and corresponding scheme base on the retrofit for high back pressure circulating water heat supply system of the No.2 300 MW unit in a power plant with double LP rotor interchange technology.

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Key words：

doublerotor interchange; high back pressure; heat supply system retrofit; turbine

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随着国家能源政策的不断调整,对电厂的二氧化碳排放量及循环效率的要求不断提高,不但中小火电机组基本上失去了生存空间［1］,而且以前属于大功率发电机组的亚临界300 MW湿冷机组面临越来越大的生存压力.而热电联产集中供热方式,不仅可以解决大中城市的供热问题,还可以大幅提高机组的热效率［2］.因此300 MW湿冷机组只有进行供热改造,才能避免被越来越多的“上大压小”发电项目所替代.

对于亚临界300 MW火电汽轮机的供热改造,近几年来学者和工程技术人员对供热改造的方法和存在的问题都进行了深入的研究.谭旭东［3］在理论上分析了典型亚临界纯冷凝300 MW汽轮机改造时可能采用的供热方式,并提出在改造后可能遇到的通流问题、系统调节问题和循环水问题.对于供热抽汽点的选择,在不同的工程实例中有不同的选择.许琦等［4］和林闽城［5］分别结合国电谏壁发电厂和温州发电厂的工程实例,在技术层面上对从高压排汽段进行供热改造方式的前期论证及具体实施情况进行了详细分析;胡万利［6］则讲述了通过加装蝶阀在连通管上进行供热改造的技术方案.而高背压供热改造,由于彻底改变了汽轮机的运行模式,技术难度大,一般150 MW以下机组采用得比较多［7］.

华电青岛发电有限公司为青岛市最大的热源基地,现有4台供热机组,其中:1号、2号机组为N30016.7/538/538型纯冷凝式汽轮机,分别于1995年12月和1996年10月投产;3号、4号机组为C30016.7/0.981/538/538抽汽凝汽式汽轮机,单台机组额定抽汽量400 t•h-1,分别于2005年12月和2006年7月投产.虽然1号、2号机组曾进行抽汽供热改造,但是由于青岛市的供热需求快速增长,抽汽供热方式已经不能满足需要.而高背压改造可以大幅提高热电联产的供热能力,节能效果也较为显著,因此华电青岛发电有限公司300 MW机组的高背压循环水供热改造应运而生.该公司300 MW机组高背压改造后供热系统如图1所示.热网循环水主要通过凝汽器的高背压首次加热和机组中低压连通管抽汽二次加热,成为供用户使用的高温热水,热网水释放热量后再回到机组凝汽器,构成一个完整的循环水路.

图1 高背压供热系统示意图

Fig.1

The schematic diagram of high back pressure heat supply system

该公司300 MW机组高背压供热改造主要通过汽轮机双低压转子互换实现.汽轮机在采暖供热期使用叶片级数较少的低压转子实现高背压和非采暖供热期使用原纯凝转子低背压运行,实现采暖期对外高背压循环水供热和非采暖供热期常规纯凝运行.

1 双转子互换高背压改造需考虑的主要问题及改造措施

机组采用双转子互换技术进行高背压改造,为实现采暖供热期高背压和非采暖供热期常规纯凝低背压运行功能,在汽轮机的改造设计过程中,需综合考虑汽轮机通流、本体、轴系、辅助及回热系统、控制系统及其它方面存在的主要问题并进行相应的改造或改进.

1.1 通流部分

机组原低压转子叶片级数为2×7级,汽轮机常规纯凝额定背压为4.9 kPa.在采暖供热期,背压要求提高至54 kPa,由于原汽轮机低压转子按常规纯凝背压进行设计,叶片的级数和末级叶片强度不能满足高背压工况需求,否则将引起叶片的颤振及背压不可控的提高,故需考虑重新设计通流,选择合适的叶片级数及末级叶片长度.通过计算分析,新设计高背压转子为2×5级比较合适.同时,考虑到高背压工况中低压连通管位置需要进行大量抽汽对循环水进行二次加热及机组运行的安全性和经济性,新设计叶片及隔板需采用最新技术设计相对较小的通流.

1.2 本体部分

由于需要实现汽轮机采暖供热期和非采暖供热期的反复切换运行功能,且两种工况下汽轮机的通流结构大小及形式差别较大,故考虑将采暖供热期的五级隔板(共五级)和非采暖供热期的前五级隔板(共七级)分别设置在现场可与低压内缸(采暖供热期和非采暖供热期共用)装配的对应的低压静叶持环中,为此,需重新设计采暖供热期和非采暖供热期的(前)五级的隔板和持环,同时非采暖供热期后两级隔板需要改造成现场可装配的结构形式.新设计的共用低压内缸也由双层内缸更换为整体内缸结构,首次安装时需要割除抽汽管道并重新焊接(今后无需对抽汽管道进行割除和焊接).高背压供热工况运行时,考虑到汽轮机排汽温度的升高,低压缸下机座向上的膨胀量增大,故在调整低压缸汽封(包括叶顶、隔板汽封)时,要充分考虑下部预留间隙,避免汽封摩擦.

在首次采暖供热期,采用新设计的低压单层整体内缸替代原低压内缸,配套装配装有五级供热隔板的低压持环,在低压末两级隔板槽处安装带有隔板槽保护功能的导流板,同时采用新设计的高背压供热转子运行.之后再进入采暖供热期时,仅需更换静叶持环及隔板、导流板及转子即可.此外,需进行控制策略和保护的修改和增加.

在非采暖供热期,拆除采暖供热期静叶持环及隔板、导流板及转子,采用新设计的装有五级纯凝隔板的静叶持环、末两级隔板及机组原纯凝转子即可,并恢复原纯凝运行的控制策略和保护.

1.3 轴系部分

由于高背压转子重新设计及排汽温度的升高,需考虑机组轴系的稳定性和标高变化的影响.

1.3.1 轴系的稳定性

改造后低压转子的结构与改造前相比,由于高背压工况全新设计的小通流低压转子由2×7级改为2×5级(转子的这一结构变化对转子的刚度分布和质量分布都会产生较大的影响),从而使得整个轴系的动力学特性发生一定变化,需对改造前后轴承油膜特性、轴系临界转速、稳定性及扭振性能进行对比分析.

1.3.2 标高变化

该机组低压转子采用的是座缸式轴承座,高背压改造后,低压轴承的标高将随着排汽温度的变化而变化,使得轴系中各轴承的负荷重新分配,从而影响整个轴系的稳定性,严重时可能导致轴承烧瓦或振动问题而不能稳定运行.为此,需对改造后温度对轴系标高的影响进行分析,确认低压转子合理的冷态标高预抬量,以使机组轴系在热态时有更为优良的、平滑的扬度曲线,利于机组安全运行.同时,需在标高变化区域对轴系稳定运行的影响进行分析及改造前、后轴系静态特性进行对比分析,进而在最小调整高中压标高和发电机标高的前提下确定改造后轴系标高的找中指导数据.

通过对改造前、后转子轴系性能的变化以及现场的基础沉降情况等因素的综合考虑和分析,保证机组改造后的低压转子通流结构、轴系安装数据等调整方案合适和可实施,以确保机组的稳定运行.

1.4 辅助及回热系统

由于机组在采暖供热期和非采暖供热期反复切换,需对轴封系统、油系统及喷水系统的的适用性进行分析.

1.4.1 轴封系统

对于高背压工况,需重新核算汽封减温装置喷水量及轴封加热器面积.对于轴封加热器,由于换热效果发生变化,原设备不能满足高背压工况需求.轴封加热器采用一用一备形式:夏季工况采用原有配置,冬季工况将原有冷却器旁路的同时,启用备用冷却器.备用轴封加热器的冷却介质采用35 ℃左右的工业除盐水,此方案在不考虑热量回收前提下,能够大大改观风机排汽环境,保证风机安全可靠运行.

1.4.2 油系统

当低压缸排汽温度上升后,由于轴承座与低压缸连为一体,润滑油的温度也将受到影响而升高,导致轴承承载能力下降、轴瓦温度过高等问题,故对轴承座增加喷油冷却设计,达到降低轴瓦温度的目的.

1.4.3 喷水系统

相比纯凝工况,高背压工况下的排汽温度升高,设定喷水温度后对低压缸喷水量进行核算,需要设置2组低压缸排汽喷水调节阀.

1.4.4 回热系统

由于机组高背压工况下排汽压力为54 kPa,需切除末两级回热抽汽,仅需投入前两级低压加热器即可.

1.5 控制系统

为实现机组采暖供热期高背压供热及中低压连通管调整抽汽功能,需对控制策略和保护进行修改和增加.高背压工况需对机组部分保护定值进行修改或增加,主要为低压排汽压力、排汽温度的限制、及中压调整抽汽压力与温度的保护.

此外,由于机组每年均需经历由供热采暖期到非采暖供热期和由非采暖供热期到采暖供热期的转换,故在机组的改造和重新设计中,除考虑机组安全性、经济性因素外,还需考虑机组低压缸相关部套拆卸的可重复性、方便性及部套的存放和防护.

2 改造效果

青岛电厂是国内首台300 MW机组高背压循环水供热改造项目,于2013年11月顺利完成启动后试验,供热参数、轴振、回油温度、热耗值均达到设计要求,机组运行稳定良好.机组进行高背压供热改造后,汽轮机供热能力增加巨大,热经济性大幅提升,机组热耗水平大幅降低.机组的发电煤耗降至140 g•(kWh)-1左右,冷源损失为零,理论热耗可以达到3 600 kJ•(kWh)-1,实际热耗可以达到3 750 kJ•(kWh)-1以下,机组节能降耗效果显著.

图2给出了300 MW机组轴系示意图.在功率220 MW、背压48 kPa、中低压连通管抽汽流量123.8 t•h-1、循环水流量8 000～8 100 t•h-1、循环水回水温度46～48 ℃,循环水出水温度74 ℃工况下,机组采暖供热期轴系振动及瓦温情况分别如表1、表2所示.由表1可见,机组在该工况下振动情况优秀,X向轴振振幅值最大在2号轴承处,其值为0.055 mm;Y向轴振振幅值最大在5号轴承处,其值为0.072 mm,均小于机组正常运行允许值0.076 mm,远小于机组的振动报警值0.127 mm.由表2可见,机组推力轴承金属温度(前、后侧共四个测点)最大值为44.4 ℃,小于机组正常运行允许值90 ℃,远小于报警值99 ℃;径向推力轴承金属温度最大值在2号轴承处,最大值为75.6 ℃,小于机组正常允许值90.5 ℃,远小于报警值107 ℃.

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图2 300 MW机组轴系示意图

Fig.2

Schematic of 300 MW unit shafting system



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表1 机组采暖供热期轴系振动情况



Tab.1

Shafting system vibration in heating period



轴承7号6号5号4号3号2号1号

X向振幅/mm0.0210.0400.0390.0490.0340.0550.042

Y向振幅/mm0.0280.0350.0720.0480.0630.0490.045



表2 机组采暖供热期瓦温情况



Tab.2

Bearing temperature in heating period



轴承7号6号5号4号3号2号1号推力轴承后侧推力轴承前侧

测点1温度/℃62.665.668.273.455.075.555.244.442.3

测点2温度/℃62.665.668.273.449.075.662.242.942.1

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3 结 论

华电青岛发电有限公司2号机组双转子互换高背压供热改造项目的成功实施及投运后的安全稳定经济运行,证实了汽轮机改造方案的可行性、全面性和正确性.鉴于该方案巨大的社会和经济效益,改造技术具有较强的市场复制性和通用性,势必会引领电厂高背压供热改造市场进一步发展,可以在更大功率机组、空冷机组、更高背压及新建机组中推广应用.

参考文献:

［1］ 潘永岳,罗松.中小火电机组的生存问题探讨［J］.热力透平,2008,37(1):42-45.

［2］ 翟几中,蔡觉先,迟毅超.热电联产集中供热的经济性分析［J］.中国高新技术企业,2008(10):52-53.

［3］ 谭旭东.火力发电厂大型纯凝汽式机组进行供热改造存在的问题与对策［C］∥山东电机工程学会第七届发电专业学术交流会论文集,济南2008:130-132.

［4］ 许琦,马骏驰,王小伟,等.国产300 MW机组高再抽汽供热改造［J］.华东电力,2008,36(6):101-103.

［5］ 林闽城.300 MW纯凝机组供热改造技术可行性分析［J］.浙江电力,2010(3):40-43.

［6］ 胡万利.300 MW凝汽式汽轮机供热改造［J］.机械工程师,2010(6):175-176.

［7］ 常立宏.300 MW亚临界供热机组高背压供热改造的研究［J］.黑龙江电力,2012,34(6):421-423.

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1.2 本体部分

由于需要实现汽轮机采暖供热期和非采暖供热期的反复切换运行功能,且两种工况下汽轮机的通流结构大小及形式差别较大,故考虑将采暖供热期的五级隔板(共五级)和非采暖供热期的前五级隔板(共七级)分别设置在现场可与低压内缸(采暖供热期和非采暖供热期共用)装配的对应的低压静叶持环中,为此,需重新设计采暖供热期和非采暖供热期的(前)五级的隔板和持环,同时非采暖供热期后两级隔板需要改造成现场可装配的结构形式.新设计的共用低压内缸也由双层内缸更换为整体内缸结构,首次安装时需要割除抽汽管道并重新焊接(今后无需对抽汽管道进行割除和焊接).高背压供热工况运行时,考虑到汽轮机排汽温度的升高,低压缸下机座向上的膨胀量增大,故在调整低压缸汽封(包括叶顶、隔板汽封)时,要充分考虑下部预留间隙,避免汽封摩擦.

在首次采暖供热期,采用新设计的低压单层整体内缸替代原低压内缸,配套装配装有五级供热隔板的低压持环,在低压末两级隔板槽处安装带有隔板槽保护功能的导流板,同时采用新设计的高背压供热转子运行.之后再进入采暖供热期时,仅需更换静叶持环及隔板、导流板及转子即可.此外,需进行控制策略和保护的修改和增加.

在非采暖供热期,拆除采暖供热期静叶持环及隔板、导流板及转子,采用新设计的装有五级纯凝隔板的静叶持环、末两级隔板及机组原纯凝转子即可,并恢复原纯凝运行的控制策略和保护.

1.3 轴系部分

由于高背压转子重新设计及排汽温度的升高,需考虑机组轴系的稳定性和标高变化的影响.

1.3.1 轴系的稳定性

改造后低压转子的结构与改造前相比,由于高背压工况全新设计的小通流低压转子由2×7级改为2×5级(转子的这一结构变化对转子的刚度分布和质量分布都会产生较大的影响),从而使得整个轴系的动力学特性发生一定变化,需对改造前后轴承油膜特性、轴系临界转速、稳定性及扭振性能进行对比分析.

1.3.2 标高变化

该机组低压转子采用的是座缸式轴承座,高背压改造后,低压轴承的标高将随着排汽温度的变化而变化,使得轴系中各轴承的负荷重新分配,从而影响整个轴系的稳定性,严重时可能导致轴承烧瓦或振动问题而不能稳定运行.为此,需对改造后温度对轴系标高的影响进行分析,确认低压转子合理的冷态标高预抬量,以使机组轴系在热态时有更为优良的、平滑的扬度曲线,利于机组安全运行.同时,需在标高变化区域对轴系稳定运行的影响进行分析及改造前、后轴系静态特性进行对比分析,进而在最小调整高中压标高和发电机标高的前提下确定改造后轴系标高的找中指导数据.

通过对改造前、后转子轴系性能的变化以及现场的基础沉降情况等因素的综合考虑和分析,保证机组改造后的低压转子通流结构、轴系安装数据等调整方案合适和可实施,以确保机组的稳定运行.

1.4 辅助及回热系统

由于机组在采暖供热期和非采暖供热期反复切换,需对轴封系统、油系统及喷水系统的的适用性进行分析.

1.4.1 轴封系统

对于高背压工况,需重新核算汽封减温装置喷水量及轴封加热器面积.对于轴封加热器,由于换热效果发生变化,原设备不能满足高背压工况需求.轴封加热器采用一用一备形式:夏季工况采用原有配置,冬季工况将原有冷却器旁路的同时,启用备用冷却器.备用轴封加热器的冷却介质采用35 ℃左右的工业除盐水,此方案在不考虑热量回收前提下,能够大大改观风机排汽环境,保证风机安全可靠运行.

1.4.2 油系统

当低压缸排汽温度上升后,由于轴承座与低压缸连为一体,润滑油的温度也将受到影响而升高,导致轴承承载能力下降、轴瓦温度过高等问题,故对轴承座增加喷油冷却设计,达到降低轴瓦温度的目的.

1.4.3 喷水系统

相比纯凝工况,高背压工况下的排汽温度升高,设定喷水温度后对低压缸喷水量进行核算,需要设置2组低压缸排汽喷水调节阀.

1.4.4 回热系统

由于机组高背压工况下排汽压力为54 kPa,需切除末两级回热抽汽,仅需投入前两级低压加热器即可.

1.5 控制系统

为实现机组采暖供热期高背压供热及中低压连通管调整抽汽功能,需对控制策略和保护进行修改和增加.高背压工况需对机组部分保护定值进行修改或增加,主要为低压排汽压力、排汽温度的限制、及中压调整抽汽压力与温度的保护.

此外,由于机组每年均需经历由供热采暖期到非采暖供热期和由非采暖供热期到采暖供热期的转换,故在机组的改造和重新设计中,除考虑机组安全性、经济性因素外,还需考虑机组低压缸相关部套拆卸的可重复性、方便性及部套的存放和防护.

2 改造效果

青岛电厂是国内首台300 MW机组高背压循环水供热改造项目,于2013年11月顺利完成启动后试验,供热参数、轴振、回油温度、热耗值均达到设计要求,机组运行稳定良好.机组进行高背压供热改造后,汽轮机供热能力增加巨大,热经济性大幅提升,机组热耗水平大幅降低.机组的发电煤耗降至140 g•(kWh)-1左右,冷源损失为零,理论热耗可以达到3 600 kJ•(kWh)-1,实际热耗可以达到3 750 kJ•(kWh)-1以下,机组节能降耗效果显著.

图2给出了300 MW机组轴系示意图.在功率220 MW、背压48 kPa、中低压连通管抽汽流量123.8 t•h-1、循环水流量8 000～8 100 t•h-1、循环水回水温度46～48 ℃,循环水出水温度74 ℃工况下,机组采暖供热期轴系振动及瓦温情况分别如表1、表2所示.由表1可见,机组在该工况下振动情况优秀,X向轴振振幅值最大在2号轴承处,其值为0.055 mm;Y向轴振振幅值最大在5号轴承处,其值为0.072 mm,均小于机组正常运行允许值0.076 mm,远小于机组的振动报警值0.127 mm.由表2可见,机组推力轴承金属温度(前、后侧共四个测点)最大值为44.4 ℃,小于机组正常运行允许值90 ℃,远小于报警值99 ℃;径向推力轴承金属温度最大值在2号轴承处,最大值为75.6 ℃,小于机组正常允许值90.5 ℃,远小于报警值107 ℃.

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图2 300 MW机组轴系示意图

Fig.2

Schematic of 300 MW unit shafting system

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表1 机组采暖供热期轴系振动情况

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Tab.1

Shafting system vibration in heating period

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轴承7号6号5号4号3号2号1号

X向振幅/mm0.0210.0400.0390.0490.0340.0550.042

Y向振幅/mm0.0280.0350.0720.0480.0630.0490.045

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表2 机组采暖供热期瓦温情况

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Tab.2

Bearing temperature in heating period

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轴承7号6号5号4号3号2号1号推力轴承后侧推力轴承前侧

测点1温度/℃62.665.668.273.455.075.555.244.442.3

测点2温度/℃62.665.668.273.449.075.662.242.942.1

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3 结 论

华电青岛发电有限公司2号机组双转子互换高背压供热改造项目的成功实施及投运后的安全稳定经济运行,证实了汽轮机改造方案的可行性、全面性和正确性.鉴于该方案巨大的社会和经济效益,改造技术具有较强的市场复制性和通用性,势必会引领电厂高背压供热改造市场进一步发展,可以在更大功率机组、空冷机组、更高背压及新建机组中推广应用.

参考文献:

［1］ 潘永岳,罗松.中小火电机组的生存问题探讨［J］.热力透平,2008,37(1):42-45.

［2］ 翟几中,蔡觉先,迟毅超.热电联产集中供热的经济性分析［J］.中国高新技术企业,2008(10):52-53.

［3］ 谭旭东.火力发电厂大型纯凝汽式机组进行供热改造存在的问题与对策［C］∥山东电机工程学会第七届发电专业学术交流会论文集,济南2008:130-132.

［4］ 许琦,马骏驰,王小伟,等.国产300 MW机组高再抽汽供热改造［J］.华东电力,2008,36(6):101-103.

［5］ 林闽城.300 MW纯凝机组供热改造技术可行性分析［J］.浙江电力,2010(3):40-43.

［6］ 胡万利.300 MW凝汽式汽轮机供热改造［J］.机械工程师,2010(6):175-176.

［7］ 常立宏.300 MW亚临界供热机组高背压供热改造的研究［J］.黑龙江电力,2012,34(6):421-423.

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1.2 本体部分

由于需要实现汽轮机采暖供热期和非采暖供热期的反复切换运行功能,且两种工况下汽轮机的通流结构大小及形式差别较大,故考虑将采暖供热期的五级隔板(共五级)和非采暖供热期的前五级隔板(共七级)分别设置在现场可与低压内缸(采暖供热期和非采暖供热期共用)装配的对应的低压静叶持环中,为此,需重新设计采暖供热期和非采暖供热期的(前)五级的隔板和持环,同时非采暖供热期后两级隔板需要改造成现场可装配的结构形式.新设计的共用低压内缸也由双层内缸更换为整体内缸结构,首次安装时需要割除抽汽管道并重新焊接(今后无需对抽汽管道进行割除和焊接).高背压供热工况运行时,考虑到汽轮机排汽温度的升高,低压缸下机座向上的膨胀量增大,故在调整低压缸汽封(包括叶顶、隔板汽封)时,要充分考虑下部预留间隙,避免汽封摩擦.

在首次采暖供热期,采用新设计的低压单层整体内缸替代原低压内缸,配套装配装有五级供热隔板的低压持环,在低压末两级隔板槽处安装带有隔板槽保护功能的导流板,同时采用新设计的高背压供热转子运行.之后再进入采暖供热期时,仅需更换静叶持环及隔板、导流板及转子即可.此外,需进行控制策略和保护的修改和增加.

在非采暖供热期,拆除采暖供热期静叶持环及隔板、导流板及转子,采用新设计的装有五级纯凝隔板的静叶持环、末两级隔板及机组原纯凝转子即可,并恢复原纯凝运行的控制策略和保护.

1.3 轴系部分

由于高背压转子重新设计及排汽温度的升高,需考虑机组轴系的稳定性和标高变化的影响.

1.3.1 轴系的稳定性

改造后低压转子的结构与改造前相比,由于高背压工况全新设计的小通流低压转子由2×7级改为2×5级(转子的这一结构变化对转子的刚度分布和质量分布都会产生较大的影响),从而使得整个轴系的动力学特性发生一定变化,需对改造前后轴承油膜特性、轴系临界转速、稳定性及扭振性能进行对比分析.

1.3.2 标高变化

该机组低压转子采用的是座缸式轴承座,高背压改造后,低压轴承的标高将随着排汽温度的变化而变化,使得轴系中各轴承的负荷重新分配,从而影响整个轴系的稳定性,严重时可能导致轴承烧瓦或振动问题而不能稳定运行.为此,需对改造后温度对轴系标高的影响进行分析,确认低压转子合理的冷态标高预抬量,以使机组轴系在热态时有更为优良的、平滑的扬度曲线,利于机组安全运行.同时,需在标高变化区域对轴系稳定运行的影响进行分析及改造前、后轴系静态特性进行对比分析,进而在最小调整高中压标高和发电机标高的前提下确定改造后轴系标高的找中指导数据.

通过对改造前、后转子轴系性能的变化以及现场的基础沉降情况等因素的综合考虑和分析,保证机组改造后的低压转子通流结构、轴系安装数据等调整方案合适和可实施,以确保机组的稳定运行.

1.4 辅助及回热系统

由于机组在采暖供热期和非采暖供热期反复切换,需对轴封系统、油系统及喷水系统的的适用性进行分析.

1.4.1 轴封系统

对于高背压工况,需重新核算汽封减温装置喷水量及轴封加热器面积.对于轴封加热器,由于换热效果发生变化,原设备不能满足高背压工况需求.轴封加热器采用一用一备形式:夏季工况采用原有配置,冬季工况将原有冷却器旁路的同时,启用备用冷却器.备用轴封加热器的冷却介质采用35 ℃左右的工业除盐水,此方案在不考虑热量回收前提下,能够大大改观风机排汽环境,保证风机安全可靠运行.

1.4.2 油系统

当低压缸排汽温度上升后,由于轴承座与低压缸连为一体,润滑油的温度也将受到影响而升高,导致轴承承载能力下降、轴瓦温度过高等问题,故对轴承座增加喷油冷却设计,达到降低轴瓦温度的目的.

1.4.3 喷水系统

相比纯凝工况,高背压工况下的排汽温度升高,设定喷水温度后对低压缸喷水量进行核算,需要设置2组低压缸排汽喷水调节阀.

1.4.4 回热系统

由于机组高背压工况下排汽压力为54 kPa,需切除末两级回热抽汽,仅需投入前两级低压加热器即可.

1.5 控制系统

为实现机组采暖供热期高背压供热及中低压连通管调整抽汽功能,需对控制策略和保护进行修改和增加.高背压工况需对机组部分保护定值进行修改或增加,主要为低压排汽压力、排汽温度的限制、及中压调整抽汽压力与温度的保护.

此外,由于机组每年均需经历由供热采暖期到非采暖供热期和由非采暖供热期到采暖供热期的转换,故在机组的改造和重新设计中,除考虑机组安全性、经济性因素外,还需考虑机组低压缸相关部套拆卸的可重复性、方便性及部套的存放和防护.

2 改造效果

青岛电厂是国内首台300 MW机组高背压循环水供热改造项目,于2013年11月顺利完成启动后试验,供热参数、轴振、回油温度、热耗值均达到设计要求,机组运行稳定良好.机组进行高背压供热改造后,汽轮机供热能力增加巨大,热经济性大幅提升,机组热耗水平大幅降低.机组的发电煤耗降至140 g•(kWh)-1左右,冷源损失为零,理论热耗可以达到3 600 kJ•(kWh)-1,实际热耗可以达到3 750 kJ•(kWh)-1以下,机组节能降耗效果显著.

图2给出了300 MW机组轴系示意图.在功率220 MW、背压48 kPa、中低压连通管抽汽流量123.8 t•h-1、循环水流量8 000～8 100 t•h-1、循环水回水温度46～48 ℃,循环水出水温度74 ℃工况下,机组采暖供热期轴系振动及瓦温情况分别如表1、表2所示.由表1可见,机组在该工况下振动情况优秀,X向轴振振幅值最大在2号轴承处,其值为0.055 mm;Y向轴振振幅值最大在5号轴承处,其值为0.072 mm,均小于机组正常运行允许值0.076 mm,远小于机组的振动报警值0.127 mm.由表2可见,机组推力轴承金属温度(前、后侧共四个测点)最大值为44.4 ℃,小于机组正常运行允许值90 ℃,远小于报警值99 ℃;径向推力轴承金属温度最大值在2号轴承处,最大值为75.6 ℃,小于机组正常允许值90.5 ℃,远小于报警值107 ℃.

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图2 300 MW机组轴系示意图

Fig.2

Schematic of 300 MW unit shafting system

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表1 机组采暖供热期轴系振动情况

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Tab.1

Shafting system vibration in heating period

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轴承7号6号5号4号3号2号1号

X向振幅/mm0.0210.0400.0390.0490.0340.0550.042

Y向振幅/mm0.0280.0350.0720.0480.0630.0490.045

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表2 机组采暖供热期瓦温情况

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Tab.2

Bearing temperature in heating period

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轴承7号6号5号4号3号2号1号推力轴承后侧推力轴承前侧

测点1温度/℃62.665.668.273.455.075.555.244.442.3

测点2温度/℃62.665.668.273.449.075.662.242.942.1

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3 结 论

华电青岛发电有限公司2号机组双转子互换高背压供热改造项目的成功实施及投运后的安全稳定经济运行,证实了汽轮机改造方案的可行性、全面性和正确性.鉴于该方案巨大的社会和经济效益,改造技术具有较强的市场复制性和通用性,势必会引领电厂高背压供热改造市场进一步发展,可以在更大功率机组、空冷机组、更高背压及新建机组中推广应用.

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