300 MW供热机组高背压供热改造方案分析

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(1.国家电投东北电力有限公司,辽宁 沈阳 110181； 2.辽宁中电投电站燃烧工程技术研究中心有限公司，辽宁 沈阳 110179； 3.国家电投抚顺热电分公司，辽宁 抚顺 113000)

在国家节能减排政策的鼓励和推动下，各发电企业在具备供热条件的地区实施热电联产并通过技术改造增加供热能力，提高供热运行经济性，已成为必然趋势[1-2]。高背压汽轮机供热机组是为了适应北方采暖供热而出现的改造型机组，大都是由纯凝或抽凝式机组经改造而成，通过将凝汽器中乏汽的压力提高，即降低凝汽器的真空度，提高冷却水温，将凝汽器改为供热系统的热网加热器，而冷却水直接用作热网的循环水，充分利用凝汽式机组排汽的汽化潜热加热循环水，将冷源损失降低为零，从而提高机组的循环热效率[3-4]。采用该方法供热是在不增加机组发电容量的前提下，减小了供热抽汽量，增大了供热面积，又加上其施工周期短、经济效益显著，因此在供热企业中多有应用[5-8]。2009年，华能烟台电厂与哈尔滨汽轮机厂合作，首次在容量为150 MW机组上进行了高背压供热改造，至今已运行了两个供暖期，取得了成功的经验，为超高压135～150 MW等级机组的高背压供热改造进行了有益的探索。2011年和2012年，华电国际十里泉发电厂、华电章丘发电有限公司和大连泰山热电有限公司分别成功实施了135 MW等级机组高背压供热改造，取得了巨大的经济效益。华电青岛发电有限公司300 MW等级机组高背压供热项目于2013年供热季投入运行。针对高背压供热技术，国内也开展了大量的研究。刘光耀等[9]对135 MW等级汽轮机机组的4种改造方案的技术特征与改造内容以及经济指标进行了分析研究。栾俊等[10]针对330 MW机组的给水泵汽轮机高背压供热改造,提出了保证机组运行稳定性与经济性的技术措施。王学栋等[11]论述两种150 MW等级再热机组高背压供热改造技术的特点，分析了运行的经济指标。

虽然国内各大发电公司在高背压供热改造方面，特别是汽轮机本体改造方面都积累了比较丰富的经验，但是由于各发电公司所具有的供热背景和所选择的技术改造路线各有不同，因此改造后的汽轮机机组的性能指标和运行状态也存在很大差别。本文基于某300 MW汽轮机所在热电厂的供热背景，对比了3种汽轮机本体改造方案，分析了3种改造方案对汽轮机及其所在热电厂的影响，并最终确定了最优的高背压供热方案。

1 汽轮机机组概况和供热背景分析

1.1 汽轮机机组概况

某300 MW供热机组是一个亚临界、一次中间再热、两缸两排汽、抽汽凝汽式汽轮机。汽轮机设计参数见表1。

汽轮机为两缸结构，高中压合缸，一个双分流的低压缸；高压通流由一个调节级和12个压力级构成；中压通流由11个压力级构成；两个低压通流均由6个压力级构成。汽轮机机组具有一个8级抽汽回热系统，其中，第1、2、3级抽汽分别供给三台高压加热器，第3级抽汽还具有不小于50 t/h的工业抽汽能力，第4级抽汽供给除氧器，第5、6、7、8级抽汽分别供给四台低压加热器。第5级抽汽在采暖期供热网加热器。汽轮机机组设置了2台50%容量汽动调速给水泵和1台30%电动调速给水泵。

表1汽轮机主要设计参数

项目数值额定功率/MW300主蒸汽流量/t·h-1886.9主汽门进口蒸汽压力/MPa16.67主汽门进口蒸汽温度/℃537再热蒸汽流量/t·h-1744.68再热蒸汽进口蒸汽温度/℃537再热蒸汽进口蒸汽压力/MPa3.145采暖抽汽压力/MPa0.245(调节)采暖抽汽温度/℃200.8(调节)采暖最大工况抽汽流量/t·h-1520采暖平均工况抽汽流量/t·h-1340额定背压/kPa(a)4.9末级动叶片长度/mm900

1.2 供热背景分析

某热电厂由2台300 MW机组承担热电联产，拥有的供热面积约为900～1 000万m2。单台汽轮机机组设计最大的供热能力约为350 MW，按照55 W/m2的平均供热指标，单台汽轮机机组最大供热面积可达636万 m2。两台汽轮机机组同时运行才能满足供热需求。但抽凝式机组只有部分抽汽被用于供热，汽轮机排汽份额有所减少，但仍存在较大冷源损失。因此，为减少冷源损失，提高供热能力和供热经济性，需进行高背压技术改造。

2 汽轮机本体改造方案

对于300 MW机组来说，由于受低压缸最小冷却流量的限制，联通管抽汽能提供350 MW左右的供热量，低于高背压供热改造后所能提供的大约为500 MW的供热量。抽凝式汽轮机机组存在较大的冷源损失，而高背压汽轮机机组在供热工况下运行时，其冷源损失可全部被利用，热效率要高于常规供热机组20%以上。

高背压汽轮机在供热工况运行时，冷水塔及循环水泵将退出运行，同时将凝汽器的循环水系统切换至热网循环水回路，形成新的换热系统。热网循环水回路切换完成后，进入凝汽器的水流量降至7 500～9 000 t/h，凝汽器背压由5～7 kPa大约升至30～45 kPa，低压缸排汽温度由30～45℃升至69～78℃。经过凝汽器的第一次加热，热网循环水回水温度由55℃提升至66～75℃，然后经热网循环泵升压后送入首站热网加热器，由本机联通管抽汽或者相邻机组的抽汽将热网供水温度进一步加热后供向一次热网，系统简图见图1。

图1 高背压供热系统简图

从目前采用高背压汽轮机供热技术的系统参数来看，由于汽轮机长期稳定运行受排汽温度不高于80℃的限制，在考虑凝汽器端差的基础上，高背压汽轮机的循环水出水温度一般不高于75℃，供水、回水温度范围一般分别为60～75℃、50～55℃，对应运行背压约为25～45 kPa。

针对某300 MW汽轮机所面临的供热条件，本文提出了三种改造方案。

2.1 改造方案1

对某300 MW供热机组汽轮机低压缸进行改造，重新设计低压缸通流，使低压一体化内缸通用于供热和非供热工况。在供热工况，汽轮机采用2×4级新低压转子；在非供热工况，汽轮机采用2×6级旧低压转子。

汽轮机低压缸改造主要更换部件有：

(1)适用于供热和非供热工况的低压一体化内缸，包括用于非供热工况的分流环、2×6级静叶环包括汽封、2×6级动叶片(902 mm末级叶片，配旧低压转子)、排汽导流环以及低压电侧、汽侧整体2×4级静叶持环。

(2)适用于供热工况的新2×4级低压整锻转子。

(3)适用于供热工况的分流环。

(4)适用于供热工况的低压电侧、汽侧整体2×4级静叶持环。

(5)适用于供热工况的2×4级静叶环(包括汽封)。

(6)适用于供热工况的2×4级动叶片。

(7)适用于供热工况的2套导流环。

(8)适用于供热和非供热工况的前、后轴端汽封体及汽封圈。

(9)适用于供热和非供热工况的中低、低压联轴器螺栓。

低压缸通流改造主要更换部件有：

(1)分流环(用于非供热期)

(2)低压电侧、汽侧整体2×4级静叶持环(用于非供热期)

(3)2×6级静叶环包括汽封(用于非供热期)

(4)2×6级动叶片(902 mm末级叶片，配旧低压转子，用于非供热期)

(5)排汽导流环(用于非供热期)

2.2 改造方案2

对某300 MW供热机组汽轮机低压缸进行改造，重新设计低压缸通流，使低压一体化内缸通用于供热和非供热工况。在供热工况，汽轮机采用改造过的2×6级旧低压转子；在非供热工况，汽轮机采用2×6级新低压转子。

汽轮机低压缸改造主要更换部件有：

(1)适用于供热和非供热工况的低压一体化内缸，包括用于非供热工况的2×6级新低压整锻转子、分流环、2×6级静叶环包括汽封、2×6级动叶片(1 068 mm末级叶片)、排汽导流环以及低压电侧、汽侧整体2×5级静叶持环。

(2)适用于供热工况的2×6级旧低压转子补充加工(包括返厂探伤、拆装动叶片、动平衡，保留末两级叶根)。

(3)适用于供热工况的分流环。

(4)适用于供热工况的低压电侧、汽侧整体2×4级静叶持环。

(5)适用于供热工况的2×4级静叶环(包括汽封)。

(6)适用于供热工况的2×4级动叶片。

(7)适用于供热工况的2套导流环。

(8)适用于供热工况的前、后轴端汽封体及汽封圈。

(9)适用于供热工况的中低、低压联轴器螺栓。

由于在高背压供热改造工程中，对镶嵌在低压持环和低压#1内缸上的前2×4级静叶进行破坏性拆除，拆除后的整圈静叶难以保持原有完整的物理状态恢复使用，因此需更换低压前2×4级静叶；同时考虑到更换新型线后的前2×4级静叶与前2×4级动叶及末两压力级的动静匹配和气动匹配，因此重新设计低压通流并更换动静叶等核心通流部件。

低压缸通流改造主要更换部件有：

(1)2×6级低压整锻转子(新低压转子加级，用于非供热期)

(2)分流环(用于非供热期)

(3)低压电侧、汽侧整体2×5级静叶持环(用于非供热期)

(4)2×6级静叶环包括汽封(用于非供热期)

(5)2×6级动叶片(1 068 mm末级叶片，用于非供热期)

(6)排汽导流环(用于非供热期)

2.3 改造方案3

对某300 MW供热机组汽轮机在非供热工况下的低压转子进行改造，使之适用于供热和非供热两种工况。

当热网循环水量提高到12 000 t/h以上，凝汽器进口水温能适当降低，使得进入低压缸的流量可以增大到约500 t/h以上，因此，高背压汽轮机的低压转子只需重新设计末两级，前三级与原旧转子前三级相同，末叶高度初步设计350 mm左右。取消原末级叶片，转子处设计成导流结构，同时配重低压转子，使轴承载荷基本与原转子相同，原末级隔板处设计成导流装置。

3 改造方案对比分析

按照改造方案1实施，改造后达到以下效果：汽轮机低压缸效率可达85%以上(排汽压力43.6 kPa)；改后汽轮机的热耗可降至3 700 kJ/kWh以内(高、中压缸效率按设计值考虑)。但是汽轮机出力受到限制，同时无法达到电网调度给予的发电指标。

按照改造方案2实施，改造后能达到以下效果：汽轮机低压缸效率可达85%以上(排汽压力43.6 kPa)；改后汽轮机的热耗可降至3 700 kJ/kWh以内(高、中压缸效率按设计值考虑)。在非供热工况下，更换新2×6级低压转子，汽轮机效率提高；在供暖工况下，在原有低压转子的基础上进行改造，改造周期短，并且非供热工况下汽轮机通过该改造方案能降低煤耗80 kJ/kWh。

按照改造方案3实施，改造后能达到以下效果：冬夏两季可以不更换转子，免去了一年更换两次转子的工作量，减轻检修及维护费用。但是在夏季运行时，如果继续使用此高背压转子，相比较原常规6级低压转子，则低压缸效率和出力降低，并且改造后最大出力仅为274 MW，热耗达9 180 kJ/kg，影响非供热工况的负荷和经济性。目前某300 MW汽轮机所在热电厂的热网循环水量在7 500～9 000 t/h之间，无法达到此方案设定的12 000 t/h，因此汽轮机在供热工况下的效率和出力降低，影响电厂发电经济性。

4 结论

综上，为减少非供热工况下汽轮机机组运行的经济损失，考虑到非供热工况下某300 MW供热机组汽轮机所在热电厂的2台机组有可能进行轮换运行，以及在非供热工况下汽轮机通过最新低压通流改造技术能降低煤耗约80 g/kWh，而且在当年内能够完成了施工改造，因此，改造方案2为最优改造方案。