140MW供热机组高背压技术改造分析

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　　摘 要：为进一步提高热负荷，满足城区日益扩大的供暖需求，提高经济性，我公司于2012年起分别对#5、6、7机组进行了高背压改造。改造主要涉及汽轮机本体改造，凝汽器改造，热网循环水及辅机冷却水改造等部分。通过改造提高了机组的供热能力和经济性。
　　关键词：140MW汽轮机；高背压改造；节能降耗；供热
　　DOI：10.16640/j.cnki.37-1222/t.2019.08.189
　　1 概述
　　临沂电厂#5机是上海汽轮机厂生产的C140-13.24/0.23/535/535型超高压、中间再热式、双缸双排汽、单轴、抽汽凝汽式汽轮机，于2003年4月投产。原供热抽汽从中低压联通管接出，压力为0.23MPa，额定抽汽量为80t/h，最大120t/h。为了提高供热期供热能力，同时提高经济性，对#5号机组进行了高背压改造。热网循环水首先经过凝汽器吸收低压缸排汽的余热，进行第一级加热；然后送入换热器与汽轮机抽汽进行进一步换热，进行第二级加热，并重新送入热网管道。通过对低压缸排汽余热的利用，大大提高了供热能力，并显著提高了经济性。单台机组改造后供热量由约200GJ/h提高到了800GJ/h，机组冷援损失全部回收用来城市集中供热，机组的供热期发电标准煤耗由320g/（kW·h）降至170g/（kW·h），每年可以节约标煤6万余吨。
　　2 高背压改造的相关项目
　　（1）汽轮机本体部分改造：去掉低压转子末级及次末级共四级叶片及相应隔板，原叶根槽填充假叶根，将原隔板更換为导流板。
　　（2）低压缸喷水降温装置改造：考虑低压缸排汽温度上升较多，增加一组低压缸喷水降温装置。
　　（3）凝汽器改造：将进出水室改为圆形水室，冷却水管置换为不锈钢管，并对壳体进行加强，充分考虑管板膨胀，凝汽器胶球冲洗装置阀门进行了更换。
　　（4）热网循环水改造：将原城市热网回水过滤后引至#5机凝汽器，在凝汽器吸收汽轮机乏汽的热量后送入供热首战，进入换热器再次加热后送入城市热网，原循环水至凝汽器A、B侧进出水电动蝶阀关闭，加装堵板。
　　（5）辅机冷却水改造：原循环水系统停止运行，原循环水的用户失去冷却水源，在#5、6机循环水泵房安装三台辅机冷却水泵，供#5机主机冷油器、发电机空冷器、给水泵冷却水等用户使用。
　　（6）汽轮机本体级间汽封及轴封改造：由于排汽温度升高造成汽缸缸体上抬，为避免动静部件碰磨，对径向间隙进行调整并更换了部分汽封。
　　（7）热工逻辑改造：高背压运行期间，汽轮机低真空保护定值修改为：真空低至55KPa报警并联启备用射水抽气器，低至41.6KPa机组跳闸。
　　3 机组改造后参数
　　机组型号：C140-13.24/0.23/535/535
　　主要技术参数：
　　4 高背压改造后的启停
　　（1）#5机由正常运行切换为低真空运行应该具备以下条件：首站主管网投运完毕，主管网供水流量在6000t/h以上，主管网回水温度不超过50℃。
　　（2）凝汽器及热网管道的排气、暖管、暖体工作，要点是严格控制凝汽器壳体温升速度不大于2℃/min。
　　（3）转子改造后，轴系临界转速可能存在变化，启停过程中注意监视振动、瓦温。
　　5 经济安全调整
　　（1）高背压运行期间，应坚持以热定电。机组协调控制方式高背压运行，正常运行负荷稳定在100MW-110MW之间，可根据运行情况和热网回水温度进行调整。机组不参与调峰，保证热负荷的稳定性。
　　（2）运行时应严密监视真空情况，如果供热首站循环泵运行正常，真空过低可以通过减负荷或者加大中压缸排汽抽汽量使真空恢复正常，必要时可以采取降低再热汽温的方式控制排汽温度及凝汽器真空。
　　（3）凝汽器水侧入口压力维持在0.45-0.55MPa，高背压运行时不再进行胶球冲洗工作。
　　（4）运行期间注意监视调节级压力、一至五抽压力等参数不越限。
　　（5）保证热网有足够的换热能力，保证热网回水温度严格控制机组在允许背压下运行。
　　作者简介：邵长城（1979-），男，山东临沂人，本科，工程师，研究方向：集中供热改造及发电设备运行。
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