1.2供热能力

公司4台机组中，200MW机组抽汽压力0.39Mpa、抽汽温度289.9℃、最大抽汽流量400t/h；100MW机组抽汽压力0.196Mpa、抽汽温度120℃、最大抽汽流量230t/h。四台机组目前总供热面积约1000万平方米，目前基本可满足采暖供热需求。

受电力市场影响，供热期机组负荷小，机组出力达不到最大抽汽工况，影响机组供热量达不到最大。并且计划上网电量不足，机组开机方式无法完全满足供热量需求（采暖初、末期2小1大；中期1小2大），通化市区采暖仅能达到42W/㎡，低于地方标准55W/㎡较大。在供热期通化市热力公司必须启用尖峰锅炉确保居民采暖。

1.3高背压供热改造的必要性

按照目前的供热能力，3年之后已经无法满足最大采暖热负荷的需求，为了应对未来不断增长的供热需求，公司对7号机组实施高背压供热改造以提高供热能力。对100MW等级机组来说，由于受低压缸最小冷却流量的限制，中低压连通管抽汽最大只能提供150MW左右的供热量，低于高背压供热改造所能提供的供热量（180MW以上），且热效率要比高背压供热低40％以上。因此非常有必要对7号机组进行低压缸双背压双转子互换循环水供热改造，以提高公司的供热能力。

2可行性及特点

2.17号机组改造的可行性

从目前运行的热电联产机组的供热型式分析，50MW以下机组一般普遍采用可调抽汽或背压机组供热。100MW及以上机组基本全部采用抽凝式供热型式。抽凝式供热机组与背压式机组其供热运行工况下的运行经济性相距甚远。根据华能烟台电厂150MW机组高背压循环水供热改造经验，在冬季采暖供热工况下，其发电煤耗率可达到150g/kW.h以下，而同容量抽凝供热机组最好水平也在240g/kW.h以上。背压式机组或低真空循环水供热机组与抽凝式机组相比，其供热经济性根本的差异就在于：背压（或高背压循环水供热）机组在供热工况下运行时，其冷源损失全部被利用，而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。

高背压、低真空循环水供热机组是近年为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。该供热方式于上世纪80年代最早出现在我国东北地区，而后逐步发展到华北地区。从20世纪80年代起，东北地区如沈阳发电厂、长春发电厂等供热企业就开始进行低真空循环水供热技术的尝试，机组容量等级涵盖6MW～50MW，机型涉及纯凝、抽凝式，经过高背压供热改造后已运行多年，机组运行情况稳定。

山东电力研究院最初在上世纪90年代在黄台电厂#1机组（50MW）率先进行了高背压循环水供热改造和应用。而后于2009年，华能烟台电厂与哈尔滨汽轮机厂合作，首次在容量为150MW机组上进行了高背压循环水供热改造，并取得了一些成功的经验，为超高压135～150MW等级机组的高背压循环水供热改造进行了有益的探索。

目前国内已有华电十里泉电厂#5机组、华电章丘电厂#2机组（135MW等级机组）均已成功实施双转子互换的高背压循环水供热改造，华电青岛电厂也正在实施300MW等级机组的高背压循环水供热改造。高背压循环水供热改造的机组容量已扩展到135～300MW等级机组。迄今为止,国内在高背压供热改造方面包括汽轮机本体、凝汽器和系统的改造设计及工程实施方面都积累了比较丰富的经验。高背压循环水供热改造后的运行表明：

（1）高背压循环水供热改造实现了冬季供热期间汽轮机排汽余热完全被利用，消除了冷源损失，发电煤耗率降至150g/kW.h以下。

（2）机组改造后低压缸、转子、凝汽器等各部件膨胀正常，轴系振动、低压缸排汽温度、凝汽器背压等技术指标基本控制在设计范围内，整机运行正常。

综合各型机组高背压循环水供热改造的实施与运行经验，7号机高背压循环水供热改造是可行的。

2.2低压缸双背压双转子互换循环水供热改造的技术路线

为尽可能满足一级热网与二级热网的换热要求，高背压循环水供热采用串联式两级加热系统，热网循环水首先经过凝汽器进行第一次加热，吸收低压缸排汽余热，然后再经过供热首站蒸汽加热器完成第二次加热，生成高温热水，送至热水管网通过二级换热站与二级热网循环水进行换热，高温热水冷却后再回到机组凝汽器，构成一个完整的循环水路。

在采暖供热期间高背压循环水供热工况运行时，机组纯凝工况下所需要的冷水塔及循环水泵退出运行，将凝汽器的循环水系统切换至热网循环泵建立起来的热水管网循环水回路，形成新的“热-水”交换系统。循环水回路切换完成后，进入凝汽器的水流量降至5000-8000t/h，凝汽器背压由5～7kPa左右升至30～43.6kPa，低压缸排汽温度由30～40℃升至69～78℃（背压对应的饱和温度）。经过凝汽器的第一次加热，热网循环水回水温度由约55℃提升至66～75℃（凝汽器端差3℃），然后经热网循环泵升压后送入首站热网加热器，将热网供水温度进一步加热后供向一次热网。系统简图如下：

2.3改造范围

低压缸改造主要更换部件有：低压整锻转子；全部2×3级隔板包括隔板汽封、围带汽封；2×3级动叶片；导流环2套；前、后轴端汽封体及汽封圈；中低、低发连轴器螺栓；DCS供热控制逻辑改造。

3常规高背压循环水供热改造存在的问题

3.1常规高背压循环水供热改造采取的方式为低压缸通流部分一次性改造，即通过减少低压通流级数，更换低压缸隔板、末级叶片、转子等部件，使汽轮机具备在较高背压下连续安全运行的能力，由此带来的问题是采暖供热工况下运行经济性好，非供热期运行经济性差甚至于出力不足。造成这种现象的主要原因是纯凝工况与供热工况的设计点偏差很大，以满足高背压供热工况的设计点作为汽轮机低压通流部分的设计工况，必然与纯凝工况下的运行参数不匹配，因此造成了供热期与非供热期汽轮机运行经济性的两极分化。

这一点从烟台7号机的高背压改造后中已得到体现，即改造后存在的主要问题是：

3.1.1非采暖供热期纯凝工况热耗率远大于设计值

在纯凝工况下的机组热耗率设计值为8661.85kJ/kW.h，而改造后性能考核试验额定工况下修正后热耗率为9435kJ/kW.h，偏差773.15kJ/kW.h。

3.1.2低压缸相对内效率比设计值偏低较多

低压缸效率设计值77.157%,实测计算值为60.331%，比设计值低了16.8个百分点。

3.2双背压双转子互换方案实施的关键

在冬季供热期使用新低压转子，非供热期使用旧转子，必须保证新、旧转子具备完全互换性以满足轴系对转子的联接要求一致，由此带来主要的问题是如何保证联轴器销孔的一致性。常规汽轮机联轴器安装时，转子在现场需要同时铰孔，然后配准螺销，如果更换转子，一般需要重新铰孔。高背压供热改造后低压前2×3压力级温度升高不多，温度场与原设计变化不大，因此新设计的整锻转子扬度与旧转子基本一致；原机组低压前后轴承座在低压缸上，排汽温度升高对轴系标高有一定影响，轴系安装时需要对标高数据做出预先调整。因此重复铰孔的必要性不大。

实施高背压供热改造后，每年需要更换转子二次，在如此频繁更换转子的情况下，可通过以下两技术手段保证更换转子后不再进行重新铰孔。

3.2.1.对旧高中压转子、旧低压转子及新低压转子的对轮螺栓孔进行标准化加工，即三根转子上的对轮螺栓孔具有相同的位置度、尺寸精度及公差。

3.2.2.采用液压膨胀连轴器螺栓，通过连轴器销孔的精确定位，保证锥套与连轴器销孔的间隙要求在0.03mm以内，经过液压工具拉伸、锥套膨胀达到对轮螺栓安装要求。

以上技术措施已在十里泉电厂#5机双背压双转子互换改造实施中验证可行。

4.项目改造效果

改造后7号机增大了供热能力，除了正常的供电收益外还增加了供热收益，具体经济性分析如下。

结果可看出，进行双转子互换高背压高背压循环水供热改造后，既可以使中排抽汽能够在低压缸进一步膨胀做功，从而增加了发电量；又能够完全回收冷端损失，也大幅增加了供热量。在同样的耗煤量和主蒸汽流量下，发电能力和供热能力都大幅增加。每年可节约标煤约20240吨；增加供热量收益约1302万元。随着东北地区供热用户的持续增长，供热和发电矛盾突出，高背压改造除节能降耗效果明显还能有效的适当缓解供热和发电矛盾，值得推广。

原标题:浅析100MW机组高背压改造应用效益 返回搜狐，查看更多