300 MW供熱機組高背壓供熱改造方案分析

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(1.國家電投東北電力有限公司,遼寧 沈陽 110181； 2.遼寧中電投電站燃燒工程技術研究中心有限公司，遼寧 沈陽 110179； 3.國家電投撫順熱電分公司，遼寧 撫順 113000)

在國家節(jié)能減排政策的鼓勵和推動下，各發(fā)電企業(yè)在具備供熱條件的地區(qū)實施熱電聯(lián)產(chǎn)并通過技術改造增加供熱能力，提高供熱運行經(jīng)濟性，已成為必然趨勢[1-2]。高背壓汽輪機供熱機組是為了適應北方采暖供熱而出現(xiàn)的改造型機組，大都是由純凝或抽凝式機組經(jīng)改造而成，通過將凝汽器中乏汽的壓力提高，即降低凝汽器的真空度，提高冷卻水溫，將凝汽器改為供熱系統(tǒng)的熱網(wǎng)加熱器，而冷卻水直接用作熱網(wǎng)的循環(huán)水，充分利用凝汽式機組排汽的汽化潛熱加熱循環(huán)水，將冷源損失降低為零，從而提高機組的循環(huán)熱效率[3-4]。采用該方法供熱是在不增加機組發(fā)電容量的前提下，減小了供熱抽汽量，增大了供熱面積，又加上其施工周期短、經(jīng)濟效益顯著，因此在供熱企業(yè)中多有應用[5-8]。2009年，華能煙臺電廠與哈爾濱汽輪機廠合作，首次在容量為150 MW機組上進行了高背壓供熱改造，至今已運行了兩個供暖期，取得了成功的經(jīng)驗，為超高壓135～150 MW等級機組的高背壓供熱改造進行了有益的探索。2011年和2012年，華電國際十里泉發(fā)電廠、華電章丘發(fā)電有限公司和大連泰山熱電有限公司分別成功實施了135 MW等級機組高背壓供熱改造，取得了巨大的經(jīng)濟效益。華電青島發(fā)電有限公司300 MW等級機組高背壓供熱項目于2013年供熱季投入運行。針對高背壓供熱技術，國內(nèi)也開展了大量的研究。劉光耀等[9]對135 MW等級汽輪機機組的4種改造方案的技術特征與改造內(nèi)容以及經(jīng)濟指標進行了分析研究。欒俊等[10]針對330 MW機組的給水泵汽輪機高背壓供熱改造,提出了保證機組運行穩(wěn)定性與經(jīng)濟性的技術措施。王學棟等[11]論述兩種150 MW等級再熱機組高背壓供熱改造技術的特點，分析了運行的經(jīng)濟指標。

雖然國內(nèi)各大發(fā)電公司在高背壓供熱改造方面，特別是汽輪機本體改造方面都積累了比較豐富的經(jīng)驗，但是由于各發(fā)電公司所具有的供熱背景和所選擇的技術改造路線各有不同，因此改造后的汽輪機機組的性能指標和運行狀態(tài)也存在很大差別。本文基于某300 MW汽輪機所在熱電廠的供熱背景，對比了3種汽輪機本體改造方案，分析了3種改造方案對汽輪機及其所在熱電廠的影響，并最終確定了最優(yōu)的高背壓供熱方案。

1 汽輪機機組概況和供熱背景分析

1.1 汽輪機機組概況

某300 MW供熱機組是一個亞臨界、一次中間再熱、兩缸兩排汽、抽汽凝汽式汽輪機。汽輪機設計參數(shù)見表1。

汽輪機為兩缸結(jié)構(gòu)，高中壓合缸，一個雙分流的低壓缸；高壓通流由一個調(diào)節(jié)級和12個壓力級構(gòu)成；中壓通流由11個壓力級構(gòu)成；兩個低壓通流均由6個壓力級構(gòu)成。汽輪機機組具有一個8級抽汽回熱系統(tǒng)，其中，第1、2、3級抽汽分別供給三臺高壓加熱器，第3級抽汽還具有不小于50 t/h的工業(yè)抽汽能力，第4級抽汽供給除氧器，第5、6、7、8級抽汽分別供給四臺低壓加熱器。第5級抽汽在采暖期供熱網(wǎng)加熱器。汽輪機機組設置了2臺50%容量汽動調(diào)速給水泵和1臺30%電動調(diào)速給水泵。

表1汽輪機主要設計參數(shù)

項目數(shù)值額定功率/MW300主蒸汽流量/t·h-1886.9主汽門進口蒸汽壓力/MPa16.67主汽門進口蒸汽溫度/℃537再熱蒸汽流量/t·h-1744.68再熱蒸汽進口蒸汽溫度/℃537再熱蒸汽進口蒸汽壓力/MPa3.145采暖抽汽壓力/MPa0.245(調(diào)節(jié))采暖抽汽溫度/℃200.8(調(diào)節(jié))采暖最大工況抽汽流量/t·h-1520采暖平均工況抽汽流量/t·h-1340額定背壓/kPa(a)4.9末級動葉片長度/mm900

1.2 供熱背景分析

某熱電廠由2臺300 MW機組承擔熱電聯(lián)產(chǎn)，擁有的供熱面積約為900～1 000萬m2。單臺汽輪機機組設計最大的供熱能力約為350 MW，按照55 W/m2的平均供熱指標，單臺汽輪機機組最大供熱面積可達636萬 m2。兩臺汽輪機機組同時運行才能滿足供熱需求。但抽凝式機組只有部分抽汽被用于供熱，汽輪機排汽份額有所減少，但仍存在較大冷源損失。因此，為減少冷源損失，提高供熱能力和供熱經(jīng)濟性，需進行高背壓技術改造。

2 汽輪機本體改造方案

對于300 MW機組來說，由于受低壓缸最小冷卻流量的限制，聯(lián)通管抽汽能提供350 MW左右的供熱量，低于高背壓供熱改造后所能提供的大約為500 MW的供熱量。抽凝式汽輪機機組存在較大的冷源損失，而高背壓汽輪機機組在供熱工況下運行時，其冷源損失可全部被利用，熱效率要高于常規(guī)供熱機組20%以上。

高背壓汽輪機在供熱工況運行時，冷水塔及循環(huán)水泵將退出運行，同時將凝汽器的循環(huán)水系統(tǒng)切換至熱網(wǎng)循環(huán)水回路，形成新的換熱系統(tǒng)。熱網(wǎng)循環(huán)水回路切換完成后，進入凝汽器的水流量降至7 500～9 000 t/h，凝汽器背壓由5～7 kPa大約升至30～45 kPa，低壓缸排汽溫度由30～45℃升至69～78℃。經(jīng)過凝汽器的第一次加熱，熱網(wǎng)循環(huán)水回水溫度由55℃提升至66～75℃，然后經(jīng)熱網(wǎng)循環(huán)泵升壓后送入首站熱網(wǎng)加熱器，由本機聯(lián)通管抽汽或者相鄰機組的抽汽將熱網(wǎng)供水溫度進一步加熱后供向一次熱網(wǎng)，系統(tǒng)簡圖見圖1。

圖1 高背壓供熱系統(tǒng)簡圖

從目前采用高背壓汽輪機供熱技術的系統(tǒng)參數(shù)來看，由于汽輪機長期穩(wěn)定運行受排汽溫度不高于80℃的限制，在考慮凝汽器端差的基礎上，高背壓汽輪機的循環(huán)水出水溫度一般不高于75℃，供水、回水溫度范圍一般分別為60～75℃、50～55℃，對應運行背壓約為25～45 kPa。

針對某300 MW汽輪機所面臨的供熱條件，本文提出了三種改造方案。

2.1 改造方案1

對某300 MW供熱機組汽輪機低壓缸進行改造，重新設計低壓缸通流，使低壓一體化內(nèi)缸通用于供熱和非供熱工況。在供熱工況，汽輪機采用2×4級新低壓轉(zhuǎn)子；在非供熱工況，汽輪機采用2×6級舊低壓轉(zhuǎn)子。

汽輪機低壓缸改造主要更換部件有：

(1)適用于供熱和非供熱工況的低壓一體化內(nèi)缸，包括用于非供熱工況的分流環(huán)、2×6級靜葉環(huán)包括汽封、2×6級動葉片(902 mm末級葉片，配舊低壓轉(zhuǎn)子)、排汽導流環(huán)以及低壓電側(cè)、汽側(cè)整體2×4級靜葉持環(huán)。

(2)適用于供熱工況的新2×4級低壓整鍛轉(zhuǎn)子。

(3)適用于供熱工況的分流環(huán)。

(4)適用于供熱工況的低壓電側(cè)、汽側(cè)整體2×4級靜葉持環(huán)。

(5)適用于供熱工況的2×4級靜葉環(huán)(包括汽封)。

(6)適用于供熱工況的2×4級動葉片。

(7)適用于供熱工況的2套導流環(huán)。

(8)適用于供熱和非供熱工況的前、后軸端汽封體及汽封圈。

(9)適用于供熱和非供熱工況的中低、低壓聯(lián)軸器螺栓。

低壓缸通流改造主要更換部件有：

(1)分流環(huán)(用于非供熱期)

(2)低壓電側(cè)、汽側(cè)整體2×4級靜葉持環(huán)(用于非供熱期)

(3)2×6級靜葉環(huán)包括汽封(用于非供熱期)

(4)2×6級動葉片(902 mm末級葉片，配舊低壓轉(zhuǎn)子，用于非供熱期)

(5)排汽導流環(huán)(用于非供熱期)

2.2 改造方案2

對某300 MW供熱機組汽輪機低壓缸進行改造，重新設計低壓缸通流，使低壓一體化內(nèi)缸通用于供熱和非供熱工況。在供熱工況，汽輪機采用改造過的2×6級舊低壓轉(zhuǎn)子；在非供熱工況，汽輪機采用2×6級新低壓轉(zhuǎn)子。

汽輪機低壓缸改造主要更換部件有：

(1)適用于供熱和非供熱工況的低壓一體化內(nèi)缸，包括用于非供熱工況的2×6級新低壓整鍛轉(zhuǎn)子、分流環(huán)、2×6級靜葉環(huán)包括汽封、2×6級動葉片(1 068 mm末級葉片)、排汽導流環(huán)以及低壓電側(cè)、汽側(cè)整體2×5級靜葉持環(huán)。

(2)適用于供熱工況的2×6級舊低壓轉(zhuǎn)子補充加工(包括返廠探傷、拆裝動葉片、動平衡，保留末兩級葉根)。

(3)適用于供熱工況的分流環(huán)。

(4)適用于供熱工況的低壓電側(cè)、汽側(cè)整體2×4級靜葉持環(huán)。

(5)適用于供熱工況的2×4級靜葉環(huán)(包括汽封)。

(6)適用于供熱工況的2×4級動葉片。

(7)適用于供熱工況的2套導流環(huán)。

(8)適用于供熱工況的前、后軸端汽封體及汽封圈。

(9)適用于供熱工況的中低、低壓聯(lián)軸器螺栓。

由于在高背壓供熱改造工程中，對鑲嵌在低壓持環(huán)和低壓#1內(nèi)缸上的前2×4級靜葉進行破壞性拆除，拆除后的整圈靜葉難以保持原有完整的物理狀態(tài)恢復使用，因此需更換低壓前2×4級靜葉；同時考慮到更換新型線后的前2×4級靜葉與前2×4級動葉及末兩壓力級的動靜匹配和氣動匹配，因此重新設計低壓通流并更換動靜葉等核心通流部件。

低壓缸通流改造主要更換部件有：

(1)2×6級低壓整鍛轉(zhuǎn)子(新低壓轉(zhuǎn)子加級，用于非供熱期)

(2)分流環(huán)(用于非供熱期)

(3)低壓電側(cè)、汽側(cè)整體2×5級靜葉持環(huán)(用于非供熱期)

(4)2×6級靜葉環(huán)包括汽封(用于非供熱期)

(5)2×6級動葉片(1 068 mm末級葉片，用于非供熱期)

(6)排汽導流環(huán)(用于非供熱期)

2.3 改造方案3

對某300 MW供熱機組汽輪機在非供熱工況下的低壓轉(zhuǎn)子進行改造，使之適用于供熱和非供熱兩種工況。

當熱網(wǎng)循環(huán)水量提高到12 000 t/h以上，凝汽器進口水溫能適當降低，使得進入低壓缸的流量可以增大到約500 t/h以上，因此，高背壓汽輪機的低壓轉(zhuǎn)子只需重新設計末兩級，前三級與原舊轉(zhuǎn)子前三級相同，末葉高度初步設計350 mm左右。取消原末級葉片，轉(zhuǎn)子處設計成導流結(jié)構(gòu)，同時配重低壓轉(zhuǎn)子，使軸承載荷基本與原轉(zhuǎn)子相同，原末級隔板處設計成導流裝置。

3 改造方案對比分析

按照改造方案1實施，改造后達到以下效果：汽輪機低壓缸效率可達85%以上(排汽壓力43.6 kPa)；改后汽輪機的熱耗可降至3 700 kJ/kWh以內(nèi)(高、中壓缸效率按設計值考慮)。但是汽輪機出力受到限制，同時無法達到電網(wǎng)調(diào)度給予的發(fā)電指標。

按照改造方案2實施，改造后能達到以下效果：汽輪機低壓缸效率可達85%以上(排汽壓力43.6 kPa)；改后汽輪機的熱耗可降至3 700 kJ/kWh以內(nèi)(高、中壓缸效率按設計值考慮)。在非供熱工況下，更換新2×6級低壓轉(zhuǎn)子，汽輪機效率提高；在供暖工況下，在原有低壓轉(zhuǎn)子的基礎上進行改造，改造周期短，并且非供熱工況下汽輪機通過該改造方案能降低煤耗80 kJ/kWh。

按照改造方案3實施，改造后能達到以下效果：冬夏兩季可以不更換轉(zhuǎn)子，免去了一年更換兩次轉(zhuǎn)子的工作量，減輕檢修及維護費用。但是在夏季運行時，如果繼續(xù)使用此高背壓轉(zhuǎn)子，相比較原常規(guī)6級低壓轉(zhuǎn)子，則低壓缸效率和出力降低，并且改造后最大出力僅為274 MW，熱耗達9 180 kJ/kg，影響非供熱工況的負荷和經(jīng)濟性。目前某300 MW汽輪機所在熱電廠的熱網(wǎng)循環(huán)水量在7 500～9 000 t/h之間，無法達到此方案設定的12 000 t/h，因此汽輪機在供熱工況下的效率和出力降低，影響電廠發(fā)電經(jīng)濟性。

4 結(jié)論

綜上，為減少非供熱工況下汽輪機機組運行的經(jīng)濟損失，考慮到非供熱工況下某300 MW供熱機組汽輪機所在熱電廠的2臺機組有可能進行輪換運行，以及在非供熱工況下汽輪機通過最新低壓通流改造技術能降低煤耗約80 g/kWh，而且在當年內(nèi)能夠完成了施工改造，因此，改造方案2為最優(yōu)改造方案。