320MW湿冷机组高背压供热改造技术研究

苏邓贤

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越来越受到重视，供热形式也从常规的抽汽供热发展到汽轮机高背压循环水供热。火电厂湿冷机组的排烟热损失约占系统总输入能耗的50%。汽轮机低温乏汽可通过循环水循环利用，可提高系统供热能力20%以上。对于湿冷供热机组，采用汽轮机双背压双转子交换循环水供热技术是一种有效措施，可实现供热期高背压供热工况下汽轮机排汽余热的充分利用，非供热期纯冷凝工况热耗率不高于原纯冷凝设计水平。

高背压供热改造涉及低压缸体、凝汽器、给水泵汽轮机、凝结水精处理、热网循环水及系统匹配的改造。机组运行安全可靠，效率不受负荷影响。它可以利用汽轮机的低温排汽供热，达到节能降耗的目的，将汽轮机的冷源损失降低到零。

关键词:湿冷机组；背压高；供热改造；经济

高背压加热技术介绍

湿式机组高背压供热技术是由直接空冷却机组供热系统发展而来，从135MW、200MW逐渐发展到320MW。湿式机组采用高背压供热后，用于机组供热的蒸汽品位将降低，机组供热的经济性将显著提高。工作流程图如图1-1所示:

汽轮机高、低背压转子互换，汽轮机低压缸通流部分改造。同时，对凝汽器、给水泵汽轮机、凝结水精处理、热网循环水等相关系统进行了相应的改造。改造后，通过更换低压转子，汽轮机可以在高、低背压下运行。采暖期高背压运行，利用余热集中供热，提高机组供热能力；非采暖期，低背压，纯冷凝运行，保证低功耗。

高背压改造后的汽轮机可以改善供热期汽轮机的排气参数。45 kpa的设计背压可在30kPa-60 kPa之间运行，供暖冷期早、后期背压可降至30k pa。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的排汽加热到67℃ ~ 76℃，直接供给热网。极寒期间，热网循环水经冷凝器加热至67℃ ~ 76℃，然后进入热网加热器补充加热至90 ~ 105℃，再向热网供热。

非供暖期，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供水状态，汽轮机排汽参数恢复到原设计参数，汽轮机按原纯凝工况运行。

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、给水泵驱动的汽轮机、凝汽器、热网加热器、轴封加热器、热网循环泵等的改造。同时，凝结水精处理、抽真空空、循环水、循环水补给及水处理、辅助冷却水、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，并对相应的热控和电气设备进行改造。

2.2高背压供热改造具体方案

2.2.1主机低压部分的改造

主机低压部分的改造需要在高背压供热条件下制作一套新的低压通流套，以满足高背压供热的要求。设计新的低压2x4隔板、转子叶片、隔板汽封、叶尖汽封和排气导环(带隔板槽保护功能)，用于高背压加热；规范中低压轮对和低机轮对的螺栓孔；增加一套低压缸喷水减温装置，以满足高背压供热的要求。

冷凝器的改造

供热改造后，循环水的工作压力将大大提高，原凝汽器水室和管板的设计强度不能满足改造后的运行要求，必须对凝汽器进行改造。

采用新的布管方式和冷凝器强化设计，满足冬季纯冷凝和高背压供热交替稳定运行。仅保留冷凝器的外壳和底簧，冷却管束、内部附件和水室全部改造。水室采用弧形水室，刚性好，能承受高水压。为了适应冬季供暖高背压运行时壳体高温引起的热膨胀，需要在后水室侧壳体上安装两个管束膨胀节。壳体的前后管板与相应的水室焊接在一起。管子两端胀焊在管板上，两端管板与壳体焊接。运行时，凝汽器的自重由弹簧承担，而凝汽器内水侧的水重量从低压缸转移到低压基础框架上。运行期间，冷凝器的热膨胀由底部弹簧补偿。

供热期间，汽轮机利用热网回水作为凝汽器的循环水，循环水的流量降低到10000 ~ 15000t/h左右，这样凝汽器管束中水的流量会明显降低，使传热系数降低，结垢风险增加。冷凝器转换为双流程/四流程切换模式，冷凝器在纯冷凝条件下以双流程模式运行。在高背压加热操作期间切换到四个过程。如图2-1所示。

2.3给水泵汽轮机的改造

机组给水泵小汽轮机的排汽直接排入主机凝汽器。机组实施高背压供热改造后，高背压供热运行时主机排汽背压可达54 ~ 60 kPa左右，而给水泵汽轮机最大允许排汽压力应在15KPa以内，末级动叶片强度不能满足高背压要求，影响小机组安全运行。因此，给水泵汽轮机应进行改造。

给水泵的转子、隔板、低压喷嘴组、高压喷嘴组、汽封环等流道都进行了改造，增加了备用高压汽源和排汽减温装置。所有动叶叶尖均为自冠结构，中低压动叶叶冠内斜外平，通道畅通；新设计的高效转子和定子叶片轮廓确保了机组的高通流效率和良好的非设计性能。改造后，两台给水泵汽轮机可在非采暖期纯凝汽、采暖期高背压供热等多种工况下安全长时间运行，无需任何维护和部件更换。

2.4 true空系统的转换

高背压改造后，汽轮机低压缸排汽温度升高，凝结水温度也明显升高。因此，需要对真空泵空系统进行改造。可以增加水回路泵冷却器的冷却面积，以保持泵的工作温度。也可以在真空泵空的主管上加装预冷系统，使汽气混合物在进入真空泵空之前提前冷却。随着高背压改造后冷凝器中的压力增加，泵送空量减少。也可以在原Zhen 空泵的基础上并联一套Roots Zhen 空泵组，通过调节电机的转速来调节泵组的出力，满足机组在高背压运行时的需求。

2.5轴封加热器的改造

高背压改造后，原轴封加热器冷却面积过小，需要在热网中增加新的轴封加热器。轴封冷却水采用加热循环水，进入凝汽器进一步吸热后汇入凝汽器循环水出口。新增热网轴封加热器与原轴加热器并联，当热网轴加热器故障运行时，原轴加热器可作为应急备用。

2.6辅助冷却水系统的改造

高背压供热期间，机组原循环水泵和冷却塔停运。为满足机组冷却水的要求，根据辅助冷却水系统所需流量，增加3台机组辅助冷却水泵。入口取自原循环水泵入口前的水池，出口接工业水滤网。各辅助设备的冷却水回水分别返回前池和水塔池。根据室外温度，塔池回水可直接返回塔池，也可通过原有防冻管或回水管在塔内冷却后再返回塔池，以保证足够的冷却效果。

2.7凝结水精处理系统改造

在高背压加热运行过程中，凝结水温度从45℃上升到80℃，凝结水精处理系统的树脂必须更换为耐高温树脂，以保证凝结水温度上升后精处理系统的正常运行。

2.8热网循环水系统管道及泵组改造

2.8.1热网循环水系统管道改造

热网循环水的回水经过热网除污装置后进入机组冷凝器。在冷期初、后期被凝汽器中低压缸的乏汽加热后，由热网循环水泵升压向外网供热。极寒期通过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。当机组故障停机时，热网循环水可直接切换至5台热网加热器，用抽汽直接向外网供热。

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12 000 ~ 15 000 t/h，因此需要增加原热网首站循环水泵的容量，将其驱动方式改为蒸汽。改造后，热网循环水泵的运行方式需要根据外网循环水量的变化进行调整，运行方式灵活，可以实现与热网原有循环水泵的协调匹配运行。

3高背压供热改造效果分析

高背压改造后，机组冷端排汽余热得到充分利用。根据一个采暖季的实际运行情况，采暖系统运行平稳，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。一方面机组供热能力大幅提高，另一方面机组供热(电)煤耗显著降低，经济效益明显，供热期间全厂机组调度操作灵活性有效提高。

根据高背压供热改造后的性能测试数据，在典型供热负荷工况下，高背压改造后机组供电煤耗比改造前原抽汽供热方式可降低约52g/kWh，比机组纯凝汽运行工况可降低约180g/kWh。采暖期节约燃煤6.2万吨，减少二氧化碳排放约15万吨。

采暖期停运机组原循环泵，节电约440万千瓦时。机组冷却塔蒸发量减少，每天节水6000吨，150天采暖期节水90万吨。

供热改造后，机组供热能力提高，单台320MW机组可满足1000-1200万㎡的外供热需求，提高了供热系统的安全性和稳定性。

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的技术方案。结论如下:

(1)湿冷供热机组双转子高背压改造技术日趋成熟，已投入使用的机组供热运行安全可靠。进行高背压供热改造在技术上是可行的。

(2)实施机组高背压供热改造，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，进一步提高机组运行经济性。

(3)湿冷机组高背压供热改造具有节能效益显著、投资回收期短的特点，具有良好的经济性。

参考

[1]武进孟。吸收式热泵和高背压双转子供热技术在300 MW湿冷机组中的应用[J].东北电力技术，2018，39 (08): 31-33+43。

[2]张惠妹。金桥热电厂300MW湿冷凝汽式机组高背压改造研究[D]。华北电力大学，2018。

崔厚品。直接空制冷机组高背压供热系统性能分析[D].华北电力大学，2018。

编辑/马