320MW湿冷机组高背压供热改造技术研究
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摘 要：随着城市集中供热的快速发展，热电联产机组的节能环保效益逐渐受到重视，供热形式也从常规的抽汽供热向汽轮机高背压循环水供热形式发展。火电厂湿冷机组排汽余热损失约占系统总输入能耗的50%，汽轮机低温乏汽通过循环水余热回收利用，可提高系统供热能力20%以上。对湿冷供热机组而言，采用汽轮机低压缸双背压双转子互换循环水供热技术是一种行之有效的措施，可实现采暖期高背压供热运行工况汽轮机排汽余热全部利用、非采暖期纯凝运行工况热耗率不高于原纯凝设计水平。
高背压供热改造涉及低压缸本体、凝汽器、给水泵汽轮机、凝结水精处理、热网循环水及系统配套改造，机组运行安全可靠，效率不受负荷影响，能够利用汽轮机低温乏汽供热，达到节能降耗的目的，使汽轮机的冷源损失降为零。
关键词：湿冷机组;高背压;供热改造;经济性
1 高背压供热技术介绍
湿冷机组高背压供热技术是在直接空冷机组供热系统的基础上改造发展而来的，从135MW、200MW逐渐发展到320MW。湿冷机组采用高背压供热后，机组供热用汽的品位下降，机组供热的经济性会显著提高。其工作流程图如图1-1所示：
汽轮机采用高、低背压转子互换，对汽轮机低压缸的通流部分进行改造，同时相应改造凝汽器、给水泵汽轮机、凝结水精处理、热网循环水等相关系统。改造后，汽轮机通过更换低压转子，使机组可按高、低两种背压运行;采暖期高背压运行，将排汽余热用于集中供热，提高机组供热能力;非采暖期低背压纯凝工况运行，保证较低的发电能耗。
高背压改造后的汽轮机在采暖期提高汽轮机的排汽参数，设计背压45 kpa可在30 kpa-60 kpa运行，供热初、末寒期背压可降低至 30kPa运行;40～50℃热网回水作为凝汽器的冷却循环水，在凝汽器中被汽轮机排汽加热至 67℃～76℃，直接供热网。极寒期热网循环水经凝汽器加热至67℃～76℃后，再进入热网加热器进行补充加热至90～105℃后，向热网供热。
非采暖期汽轮机采用纯凝低压转子，凝汽器循环水切换到原设计循环水供水状态，汽轮机排汽参数恢复到原设计参数，按原纯凝工况运行。
2 高背压供热改造技术方案
2.1 高背压供热改造的范围
高背压供热改造主要涉及汽轮机低压缸部分、给水泵驱动汽轮机、凝汽器、热网加热器、轴封加热器、热网循环泵等设备进行改造，同时对凝结水精处理、抽真空、循环水、循环水补水及水处理、輔机冷却水、一二期蒸汽疏水管道、供热循环泵、供热循环泵驱动汽轮机等设备和系统进行改造，并配套进行相应热控、电气设备改造。
2.2 高背压供热改造的具体方案
2.2.1主机低压部分改造
主机低压部分改造需重新制作一套高背压供热工况低压通流部套，满足高背压供热的要求。新设计低压2x4级隔板、动叶、隔板汽封、叶顶汽封、排汽导流环（带有隔板槽保护功能），用于高背压供热工况;对中低压对轮及低发对轮螺栓孔进行标准化处理;增加1套低压缸喷水减温装置，以满足高背压供热工况的要求。
2.2.2凝汽器改造
供热改造后，循环水工作压力将大幅升高，原有凝汽器水室及管板的设计强度不能满足改造后的运行要求，因此必须对凝汽器进行改造。
凝汽器采用新的排管方式和进行加强设计，以满足纯凝工况和冬季高背压供暖工况交替稳定运行。凝汽器仅保留外壳和底部弹簧，对冷却管束、内部附件及水室全部进行改造。水室采用弧形水室，刚性较好，能承受较高水压。为适应冬季供暖高背压运行时壳体高温引起的热膨胀，需在后水室侧壳体上安装2个管束膨胀节。壳体前、后管板与对应水室为焊接结构。管子两端胀焊在管板上，两端的管板与壳体焊牢。运行中，凝汽器的自重由弹簧承受，而凝汽器内水侧的水重则由低汽缸传递给低压基础框架承受，运行时凝汽器热膨胀由底部弹簧进行补偿。
汽轮机组在供热期利用热网回水作为凝汽器循环水，循环水流量降低至10000～15000t/h左右，凝汽器管束内水流速将明显降低，使换热系数降低并增加结垢风险，将凝汽器改造成双流程/四流程切换方式，在纯凝工况运行时凝汽器为双流程运行;高背压供热运行时切换为四流程。如图2-1所示。
2.3 给水泵汽轮机改造
机组给水泵小汽轮机的排汽直接排入主机凝汽器，当机组实施高背压供热改造后，由于主机高背压供热运行时排汽背压可达到54～60KPa左右，而给水泵汽轮机最高允许的排汽压力应在15KPa以内，末几级动叶片的强度不能满足高背压的要求，影响小机的安全运行。因此应对给水泵汽轮机进行改造。
给水泵汽轮机的转子、隔板、低压喷嘴组、高压喷嘴组、汽封圈等通流部分全部进行改造，增设备用高压汽源和排汽减温装置。全部动叶叶顶为自带冠结构，中低压动叶围带内斜外平，通道光顺;全新设计的高效动、静叶片型线，保证机组高的通流效率和很好的变工况性能。改造后两台给水泵汽轮机在非供热期纯凝和供热期高背压供热等各种工况下，不做任何检修和更换部件均能安全、长期运行。
2.4 抽真空系统改造
高背压改造后汽轮机低压缸排汽温度升高 ，凝结水温度也显著提高，需进行抽真空系统的改造。可增加水环真空泵冷却器的冷却面积以维持真空泵的运行温度。也可在抽真空母管上增加前置冷却系统，将汽气混合物进行提前冷却降温后，再进入真空泵。由于高背压改造后凝汽器内压力升高，抽空量减小，也可在原有真空泵的基础上并联一套罗茨真空泵组，通过调节电机的转速来调节泵组的出力，可满足机组高背压运行期间的需求。
2.5 轴封加热器改造
高背压改造后，原有轴封加热器冷却面积偏小，需新增设热网轴封加热器1台，轴封冷却水采用供热循环水经热网轴加后进入凝汽器进一步吸收热量后并入凝汽器循环水出口。新增的热网轴封加热器与原轴加并联，在热网轴加出现故障退出运行时原轴加可以紧急备用。 2.6 辅机冷却水系统改造
高背压供热期间，机组原有循环水泵及冷却塔停运。为保证机组冷却水的要求，需根据辅机冷却水系统所需的流量新增机组辅机冷却水泵3台，入口取自原循环水泵入口前池，出口接至工业水滤网前。各辅机设备冷却水回水分别回至前池和水塔塔池。根据室外温度情况塔池内回水可直接回塔池，也可通过原防冻管或退水管上塔冷却后再流回塔池内，以保证足够的冷却效果。
2.7 凝结水精处理系统改造
高背压供热运行期间，凝结水温度由原来45℃，升高至80℃，凝结水精处理系统树脂必须更换为耐高温树脂，才能保证凝结水温度升高后的精处理系统的正常运行。
2.8 热网循环水系统管路及泵组改造
2.8.1 热网循环水系统管路改造
热网循环水回水经过热网除污器后进入机组凝汽器，在初末寒期在凝汽器内经低压缸排汽加热后，经热网循环水泵升压后向外网供热。极寒期经凝汽器加热器后的循环水，进入热网加热器进行二次补充加热后向外网供热。机组出现故障停机时，热网循环水可以直接切换至5台热网加热器用抽汽加热直接向外网供热。
2.8.2 热网循环水泵改造
机组高背压改造后，增加热网循环水流量可提高汽轮机排汽冷却能力。热网循环水流量将达到12000～15000t/h，需要对原热网首站热网循环水泵进行增容改造和驱动方式改为汽动。热网循环水泵进行改造后，与原有热网循环水泵的运行方式需根据外网循环水量的变化调节，运行方式灵活，可实现与原有热网循环水泵的协调匹配运行。
3 高背壓供热改造的效果分析
高背压改造后，实现了机组冷端乏汽余热的全部利用，从一个供热季的实际运行情况来看，供热系统运行平稳，汽轮机、给水泵汽轮机、凝汽器等相关配套设备运行安全可靠，一方面极大提高了机组的供热能力，另一方面使得机组的供热（电）煤耗显著下降，经济效益明显，也有效改善了全厂机组在供热期间的调度运行灵活性。
从高背压供热改造后的性能试验数据看，典型供热热负荷工况下，高背压改造后的机组供电煤耗较改造前原抽汽供热方式可下降约52g/kWh，较机组纯凝运行工况比较，机组高背压运行时供电煤耗可下降约180g/kWh。供热期节煤量6.2万吨，减少二氧化碳排放量约15万吨以上。
供热期机组原循环泵停运，节电约440万度。机组冷却水塔蒸发量减少，每天节水6000吨，供热期150天节水90万吨。
经过供热改造后，机组的供热能力提高，单台320MW机组可满足1000～1200万㎡的对外供热的要求，提高了供热系统的安全性、稳定性。
结 论
本文对320MW湿冷机组高背压供热改造进行了研究，提出了高背压供热改造技术方案，结论如下：
（1）湿冷供热机组采用双转子高背压改造技术已日趋成熟，已投用的机组供热运行安全可靠性良好，进行高背压供热改造，从技术上是可行性的。
（2）对机组实施高背压供热改造，可大幅提高机组供热能力，适应城市热网日益增长的供热负荷需求，进一步改善机组运行经济性。
（3）湿冷机组进行高背压供热改造具有节能效益显著，回收期较短的特点，具有较好的经济性。
参考文献
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责编/马铭阳
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