凝汽機組高背壓供熱改造后的性能指標與調峰能力分析

唐江，王學棟，趙玉柱，鄢傳武

（1. 貴州華電大龍發(fā)電有限公司，貴州省 銅仁市 554001；2. 華電電力科學研究院有限公司，浙江省 杭州市 310030）

0 引言

目前，我國正處于工業(yè)化和城鎮(zhèn)化加速發(fā)展的時期，隨著城市的發(fā)展和人民居住條件的改善，供熱面積和供熱量不斷增加，熱負荷需求不斷增長，作為政府“民生”工程之一的供熱工程，涉及到千家萬戶的生活質量，日益得到重視。

我國供熱以抽汽供熱和小容量機組低真空供熱技術為主[1-4]，2011年開始出現(xiàn)的大容量機組雙背壓雙轉子互換供熱技術在國內得到了廣泛應用[5-6]。大容量機組雙背壓雙轉子互換供熱技術，在采暖季節(jié)更換高背壓運行的低壓轉子，利用高溫循環(huán)水供熱，機組供熱量大，可以滿足較大的熱負荷需求，提高了城鎮(zhèn)化發(fā)展迅速的城鎮(zhèn)居民的采暖質量，有力地緩解了熱負荷的快速增長與熱源廠供熱能力發(fā)展緩慢的矛盾。

1 135 MW等級機組高背壓供熱改造技術

135 MW等級機組雙背壓雙轉子互換循環(huán)水直接供熱改造的關鍵技術，其技術特征[7-9]是：1）采用雙背壓雙低壓轉子互換技術。在供熱期采用高背壓的低壓轉子，非供熱期采用原凝汽低壓轉子，兩者可以互換。2）采用新型高強自帶冠動葉。高背壓低壓轉子的動葉采用新型自帶冠葉型，動葉損失小；動葉軸向寬度大，葉片和葉根剛性好；改善末級氣動性能，防止動葉根部出汽邊水蝕現(xiàn)象。3）凝汽器雙運行模式下安全性的研究。對冷卻管束、管板、支撐板及水室進行改造；重新調整彈簧預緊力，減小對低壓缸的推力；在后水室殼體及進出水接管處加裝膨脹節(jié)，以適應高背壓運行時殼體高溫引起的熱膨脹。機組改造后的低壓缸通流部分示意圖如圖1所示。

圖1 高背壓供熱改造后的低壓缸通流部分示意圖Fig. 1 Schematic diagram of the LP cylinder flow part after retrofit for high back pressure heating

大容量機組低壓缸雙背壓雙轉子互換改造技術從2011年十里泉電廠5號機組改造開始實施，此后，國內135 MW等級機組的高背壓供熱改造得到了迅速推廣，目前在山東區(qū)域電網(wǎng)，已有十里泉電廠5號機、章丘電廠1號、2號機、滕州電廠2號機、淄博熱電廠4號機、煙臺電廠7號機、濟寧電廠5號機、臨沂電廠5號機、聊城熱電廠5號機等9臺135 MW等級的機組完成高背壓循環(huán)水供熱技術改造。

受發(fā)電企業(yè)所選擇技術路線的影響，改造內容和改造方案各有不同。有7臺機組實施雙背壓雙轉子互換技術改造，但高背壓運行的低壓轉子通流部分的改造方案也不同；有2臺機組采用在原低壓轉子上拆裝末兩級葉片的方式。

2 300 MW等級機組高背壓供熱改造技術

300 MW等級機組高背壓循環(huán)水供熱改造技術，除了需要研發(fā)新的高背壓工況運行的低壓轉子、凝汽器進行改造以外，還要研究300 MW機組特有的技術難題，包括雙層低壓缸的通用性改造、完善低壓缸座缸式軸承、擴大給水泵汽輪機的變工況運行范圍以及凝結水精處理系統(tǒng)采用高溫樹脂等技術[10-11]。

1）提高座缸式軸承的可靠性。300 MW機組低壓轉子采用座缸式軸承座，高背壓運行，由于排汽溫度的升高，造成低壓缸座缸軸承中心線抬高。通過對各軸承標高及軸系、低壓缸通流間隙進行調整及低壓缸增設兩級噴水減溫裝置得以解決。

2）雙層低壓缸通用性改造。原低壓缸采用鑲嵌式隔板，拆裝難度大，通過對內缸的優(yōu)化設計和改造，使得新、舊低壓轉子可以使用同一低壓缸。

3）擴大給水泵的變工況運行范圍。高背壓運行期間，給水泵汽輪機背壓升高、出力不足。通過對小汽輪機通流部分進行全部更換式改造，擴大轉子的變工況適用范圍，實現(xiàn)給水泵汽輪機同一轉子可以在非供熱期純凝、供熱期高背壓兩種工況下運行的模式。

4）凝結水精處理系統(tǒng)采用高溫樹脂。循環(huán)水供熱期間，凝結水溫度達到80 ℃以上，原凝結水精處理系統(tǒng)無法運行，研制開發(fā)國產(chǎn)中壓高溫樹脂，新增3臺內襯丁基橡膠耐溫100～120 ℃的高溫混床，滿足高背壓供熱工況運行的需要。

300 MW等級機組循環(huán)水直接供熱技術改造中的一些技術難題，是135 MW等級機組技術改造中所沒有涉及到的，是一次本質的技術創(chuàng)新，華電青島公司2號機組是首臺成功完成此類技術改造的300 MW等級機組。此后，該技術迅速推廣，目前應用此技術完成改造的機組有：華能黃臺電廠7號、8號機組，華能德州電廠1號機組，華電裕華電廠2號機組等。

3 高背壓供熱機組供熱系統(tǒng)運行方式

高背壓供熱機組，熱網(wǎng)循環(huán)水采用兩級串聯(lián)加熱的方式。第一級加熱是熱網(wǎng)循環(huán)水進入機組凝汽器，吸收低壓缸排汽的熱量，然后通過供熱首站加熱器完成第二次加熱，加熱到一定溫度后，將其送到熱水管網(wǎng)通過二級換熱站與二級熱網(wǎng)循環(huán)水進行換熱，熱網(wǎng)循環(huán)水降溫回到凝汽器，形成一個完整的循環(huán)水回路。供熱首站的二次加熱蒸汽來自本機或臨機中低壓連接管抽汽。

供暖時，機組實施高背壓運行模式，循環(huán)冷卻水直接與熱網(wǎng)相連，機組原循環(huán)水系統(tǒng)的冷卻塔及循環(huán)水泵都停止運轉，并實施隔離。循環(huán)水系統(tǒng)切換以后，進入凝汽器的循環(huán)水流量降低，135 MW等級機組為5 300～7 200 t/h，300 MW等級機組為 7 400～9 700 t/h，造成凝汽器內壓力上升，排汽溫度也相應增加。考慮到 3℃的端差，循環(huán)水經(jīng)凝汽器加熱后，由 53～60 ℃增加到 66～76 ℃(300 MW機組最高達80 ℃)左右。十里泉發(fā)電廠5號機組供熱系統(tǒng)如圖2所示。

機組供熱期結束，循環(huán)水恢復原系統(tǒng)運行，不再和熱網(wǎng)連接，機組背壓降回到5～7 kPa，恢復原純凝工況運行。

圖2 十里泉發(fā)電廠5號機組改造后供熱系統(tǒng)簡圖Fig. 2 Heating supply system diagram of NO.5 unit in Shiliquan power plant after retrofit

4 典型機組高背壓供熱改造后的性能指標分析

為了確定機組供熱改造后的經(jīng)濟指標和帶負荷能力，十里泉電廠5號機組、章丘電廠2號機組、滕州電廠2號機組、青島電廠2號機組等5臺機組進行了高背壓運行狀態(tài)的性能試驗，試驗結果如表1所示。

表 1中不考慮高背壓供熱的機組試驗熱耗率，是指凝汽器帶走的熱量仍作為機組的冷源損失，這樣便于比較機組純凝工況下的熱耗率，從而確定和比較機組改造后的性能指標。機組高背壓供熱工況下運行，沒有冷源損失，參數(shù)的變化只是影響機組發(fā)電功率，對機組供熱熱耗率影響小，因此如作為供熱機組考慮，不修正參數(shù)變化對熱耗率的影響。

表1 機組高背壓改造后純凝和抽凝工況下的性能試驗結果Tab. 1 Test result of units at pure condensing and extraction condensing conditions after high back pressure retrofit

4.1 機組熱耗率分析

機組改造后在供熱期運行，高背壓純凝工況的熱耗率小于抽汽工況，前者在3 690～3 740 kJ/(kW·h)范圍內，后者在 3 690～4 060 kJ/(kW·h)范圍內，這是由于機組利用高溫循環(huán)水供熱，沒有了冷源損失，供熱參數(shù)越低，機組經(jīng)濟性越好，而利用采暖抽汽供熱，供熱蒸汽品質提高了，喪失了一部分做功能力，導致機組發(fā)電功率降低，所以機組熱耗率增加，增加的幅度跟機組抽汽供熱量大小有關。

4.2 冷端參數(shù)對機組性能指標的影響分析

由表1可以看出，由于熱網(wǎng)循環(huán)水流量的影響，機組背壓差別很大，帶電負荷的能力差別也較大。十里泉電廠5號機組在接近設計循環(huán)水流量7 240 t/h工況下運行，發(fā)電功率基本達到設計值110 MW，而此時機組背壓為52.364 kPa，比設計值43.6 kPa高8.764 kPa；章丘2號機組，設計循環(huán)水流量 5 000 t/h，實際循環(huán)水流量約為4 500～4 700 t/h，凝汽器背壓為43 kPa，由于機組熱負荷和循環(huán)水流量低，機組最大出力為105 MW，最小電負荷為80 MW，而且為了降低凝汽器熱負荷和低壓缸排汽溫度，機組各工況下都帶采暖抽汽運行；而同等容量的滕州2號機組，實際運行循環(huán)水流量10 200 t/h，比設計值7 700 t/h偏大較多，因此機組運行背壓低，VWO工況下為37.25 kPa，比設計值45.9 kPa偏小8.65 kPa，所以機組帶負荷能力強，最大電負荷達到136.7 MW；青島電廠 2號機組設計循環(huán)水流量9 700 t/h，實際運行循環(huán)水流量11 500 t/h，比設計值高，在相同的背壓下，機組帶負荷能力高，機組TMCR工況的出力基本達到設計值。

4.3 機組低壓缸效率

由于機組利用高溫循環(huán)水供熱，沒有了冷源損失，因此計算出來的機組熱耗率都比較相近，為了比較改造技術和改造后機組的性能指標，需要比較機組改造后的低壓缸效率。

機組高背壓工況運行的低壓缸效率較高，在小抽汽流量工況或高背壓純凝工況下，135 MW等級機組低壓缸效率為87%～90%，300 MW機組的低壓缸效率達到 93.5%。以上機組在進行低壓缸改造時，選擇對低壓通流部分重新優(yōu)化的改造技術，因此低壓缸效率較高，而其他機組改造的技術路線是在原低壓轉子上去掉后兩級，或拆裝后兩級葉片，改造后的低壓缸效率較低，在80%～83%之間。機組低壓缸效率的高低，影響機組的做功能力和經(jīng)濟性；同時也影響機組不考慮高背壓供熱量時的機組熱耗率，也就最終影響到機組實際運行的發(fā)電煤耗率。

4.4 機組實際運行發(fā)電煤耗率

不考慮機組高背壓供熱量，對于非抽汽工況，機組實際上是一臺高背壓運行的純凝機組，基于此概念計算出機組實際運行的熱耗率。由表1中數(shù)據(jù)可以看出，機組熱耗率在 9 640～10 340 kJ/(kW·h)范圍內，差別較大，由此說明兩個問題：一是冷端參數(shù)影響機組性能，凝汽器背壓高，機組做功能力降低，由此計算的機組熱耗率高，而且由于運行背壓和改造技術、低壓缸效率的影響，機組熱耗率差別較大，這一點與作為供熱機組計算的熱耗率偏差不大的結論相反；二是基于以上數(shù)據(jù)計算的機組供電煤耗率較高，而在國內，目前供熱煤耗都統(tǒng)一按照 40 g/GJ計算，減去供熱煤耗后，才是機組實際運行的供電煤耗，因此機組實際供電煤耗差別也比較大，這由改造后低壓缸性能、機組背壓變化導致的做功能力和供熱參數(shù)高低引起。

5 高背壓供熱機組調峰適應性試驗與調峰能力分析

高背壓供熱機組在供熱期實行以熱定電的運行方式，高背壓運行，利用高溫循環(huán)水供熱，因此熱負荷的大小決定著機組的運行方式和電負荷，以及帶負荷能力。在供熱初、末期和供熱中期，由于熱負荷差別較大，因此機組的調峰能力、調峰區(qū)間也差別較大。為了研究機組在兩種熱負荷極端工況下的調峰適應性，對青島2號機組、章丘2號機組、章丘1號機組、滕州2號機組進行了供熱初期、供熱中期的性能試驗，確定機組在供熱初期、供熱中期帶電、熱負荷的能力和負荷變化區(qū)間。表2列出4臺機組供熱初期、供熱中期調峰適應性試驗數(shù)據(jù)及結果。

5.1 機組供熱期調峰能力分析

以上幾臺機組由于供熱負荷不同，同時機組有帶和不帶采暖抽汽兩種形式，也即機組本身供熱形式和供熱參數(shù)不同，導致機組帶電、熱負荷的能力不同，表現(xiàn)為機組供熱期的調峰適應性和調峰能力不同。

青島2號機組供熱期最大出力為230 MW，最小電負荷為165 MW，機組供熱期的調峰能力為65 MW，經(jīng)過優(yōu)化調整，最小電負荷能達到改造前的最低穩(wěn)燃負荷165 MW。

十里泉 5號機組試驗時的最大出力為110 MW，最小電負荷為80 MW，機組調峰能力為30 MW。由于機組帶采暖抽汽，通過合理地調整循環(huán)水供熱量和抽汽供熱量，機組最小電負荷可達到70 MW。

章丘1號機組，供熱中期運行的最大功率為123 MW，最低負荷為 77 MW，調峰能力為46 MW，在同等容量、實施同類改造的機組中，調峰能力稍大。由于軸系振動，機組負荷不能進一步降低，達不到改造前的最低穩(wěn)燃負荷。

章丘2號機組，由于機組熱負荷和循環(huán)水流量低，而且低壓缸排汽溫度易超溫，限制了機組帶負荷能力和調峰能力，機組供熱期的調峰區(qū)間為70～105 MW，調峰能力為35 MW，最低負荷達不到改造前的最低穩(wěn)燃負荷。2號機組與1號機組供熱系統(tǒng)的循環(huán)水串聯(lián)運行以后，調峰能力增大，2號機組供熱初期的調峰區(qū)間為 66～109 MW，機組調峰能力增大為43 MW，機組最低電負荷達到改造前的最低穩(wěn)燃負荷。

滕州 2號機組，供熱初期的最大出力為135 MW，最小出力為74 MW，調峰能力約60 MW，調峰能力稍大；由于機組供熱初期和供熱中期的循環(huán)水流量差別不大，因此機組調峰能力變化不大，供熱中期，機組最小電負荷為79.53 MW。

5.2 機組供熱期調峰適應性和調峰能力限制因素分析

機組改造前，正常背壓工況下運行，調峰能力與機組形式和燃燒煤種有關，基本在50%額定負荷左右，但機組實施雙背壓雙轉子互換供熱改造以后，高背壓工況下運行，機組的調峰能力和調峰區(qū)間大大降低，300 MW機組的調峰能力為65 MW，為改造前額定容量的22%；而135 MW等級機組的調峰能力為35～60 MW不等，為機組改造前額定容量的26%～44%，其調峰能力跟機組熱負荷和循環(huán)水流量關系較大。分析機組供熱改造后考核試驗數(shù)據(jù)，機組供熱初期、供熱中期的調峰適應性試驗數(shù)據(jù)，得到機組供熱期影響調峰能力的因素如下：

1）機組供熱期運行，利用循環(huán)水供熱，為了提高循環(huán)水出水溫度，凝汽器背壓上升，相同的主蒸汽流量下，汽輪機做功能力降低，因此機組供熱期最大出力降低，如青島2號機組，原容量為300 MW，改造后的最大出力僅為230 MW；十里泉5號機組和章丘2號機組，原容量為135 MW機組，改造后的最大出力僅為105～110 MW。

2）實施高背壓供熱改造的機組，采暖季節(jié)實施高背壓供熱，機組遵循“以熱定電” 的運行方式。凝汽器背壓決定著循環(huán)水出水溫度，而在一定的熱負荷條件下，機組電功率決定了凝汽器背壓，因此當機組電功率降低的時候，凝汽器背壓和循環(huán)水出水溫度降低，導致機組對外供熱不足，因此機組電功率不能降低到正常背壓下的最低穩(wěn)燃負荷。機組供熱期運行，最大電負荷降低，最小電負荷上升，導致機組調峰適應性變差，調峰區(qū)間變窄，調峰能力降低。

3）機組最小電負荷的可調范圍，又跟機組供熱形式相關。對于一定的熱負荷，對于帶采暖抽汽的機組，抽汽所帶熱量高于凝汽器出水，因此機組供熱期帶電、熱負荷的能力可以通過采暖抽汽調節(jié)，最低電負荷可以降低到正常背壓下的最低穩(wěn)燃負荷，循環(huán)水供熱量不足部分由本機和臨機采暖抽汽來補償；對于不帶采暖抽汽的機組，機組電功率不能降低到改造前的最低穩(wěn)燃負荷，否則，機組電負荷降低時，供熱參數(shù)和供熱品質不能滿足熱網(wǎng)需要，凝汽器加熱不足部分，只能由更高等級機組的采暖抽汽來補償，全廠的經(jīng)濟性降低。

5.3 提高機組調峰適應性的運行調整措施

如電廠存在多種容量、多種供熱方式的機組，實施雙背壓雙轉子互換改造的機組高背壓運行的供熱量可以與其他機組的供熱量共同參與調整，因此高背壓供熱機組的電負荷可以繼續(xù)降低，同時機組高背壓運行，低壓缸做功能力降低，在與改造前最低穩(wěn)燃負荷相同的電負荷下，高背壓供熱機組的主汽流量大，因此機組有進一步降低電負荷的潛力，對于135 MW等級機組，采暖季節(jié)的電負荷可以比改造前降低5 MW；300 MW等級機組，采暖季節(jié)的電負荷可以比改造前降低10 MW。但機組電負荷降低所造成的供熱量不足問題必須由其他形式供熱的機組來補償，或者是機組低負荷時的供熱量不足部分需要在高負荷時補償，利用建筑物的儲存功能、蓄熱罐儲存能量，或由臨機、本機的抽汽供熱來補償；對于本機帶采暖抽汽的情況，合理地降低凝汽器的供熱量，增加中低壓缸聯(lián)通管的采暖抽汽量，可以進一步地降低機組的電負荷至改造前的最低穩(wěn)燃負荷。本機供熱不足部分，由臨機采暖抽汽來補償，在主蒸汽流量不變的條件下，可以降低臨機的電負荷，但由于需要保證臨機的采暖抽汽參數(shù)，臨機的調峰能力存在降低?？傮w來說，在供熱工況下，全廠的調峰能力降低，而且如果電、熱負荷調整不合理，會導致全廠的經(jīng)濟性降低，這就需要在兼顧全廠經(jīng)濟性的前提下，合理地調整機組的電、熱負荷，在滿足供熱負荷要求的條件下，挖掘全廠機組的調峰能力。

6 結論

本文介紹了135MW、300MW等級機組雙背壓雙轉子互換循環(huán)水供熱技術改造的內容。由機組改造后的性能試驗，得到機組改造后高背壓運行的性能指標。

機組高背壓純凝工況的熱耗率小于抽汽工況，前者在3 690～3 740 kJ/(kW·h)之間，后者在3 690～4 060 kJ/(kW·h)之間。機組選擇對低壓通流部分重新優(yōu)化的改造技術，低壓缸高背壓運行的效率較高，135 MW等級機組低壓缸效率為87%～90%，300 MW機組的低壓缸效率達到93.5%；機組冷端設計參數(shù)和運行參數(shù)決定著冷端系統(tǒng)的性能指標，從而導致機組帶負荷能力的不同，同樣135 MW等級機組，滿負荷工況下，循環(huán)水流量差3 500 t/h，凝汽器背壓差15 kPa，機組額定工況下的發(fā)電功率差26.7 MW。

機組改造后，凝汽器背壓的升高，降低了機組帶最大電負荷的能力，同時供熱機組“以熱定電”、“熱電耦合”的運行方式?jīng)Q定了其最小電負荷高于非供熱期的最低穩(wěn)燃負荷，因此機組的調峰區(qū)間變窄，調峰適應性降低，300 MW機組的調峰能力為65 MW，為改造前額定容量的22%；而135 MW等級機組的調峰能力為35～60 MW，為改造前額定容量的26%～44%。通過合理的運行優(yōu)化調整，可以提高機組的調峰能力和調峰適應性。