劉光耀， 王學棟， 宋 昂， 劉傳玲

（1.華電電力科學研究院，浙江 杭州310030；2.華電電力科學研究院 山東分院，山東 濟南 250014）

135MW等級汽輪機不同高背壓供熱改造技術(shù)分析

劉光耀1， 王學棟1， 宋 昂2， 劉傳玲2

（1.華電電力科學研究院，浙江 杭州310030；2.華電電力科學研究院 山東分院，山東 濟南 250014）

山東區(qū)域電網(wǎng)有9臺135MW等級的純凝、抽凝機組進行了高背壓供熱技術(shù)改造，目前出現(xiàn)4種改造方案，列舉了4種改造方案的技術(shù)特征與改造內(nèi)容。由改造后的汽輪機熱力性能試驗，得到機組高背壓供熱運行的經(jīng)濟指標，并對主要性能指標進行了分析。對低壓缸通流部分進行重新優(yōu)化的機組，改造后的低壓缸效率最高。由于受熱負荷、循環(huán)水流量以及改造方案影響，有4臺機組在供熱期內(nèi)不能停止采暖抽汽運行，導(dǎo)致機組帶電負荷能力下降，機組供熱期試驗熱耗率上升。

135MW等級； 凝汽式汽輪機； 循環(huán)水供熱；高背壓改造； 低壓缸通流改造

0 引言

目前，我國正處于工業(yè)化和城鎮(zhèn)化加速發(fā)展的時期，隨著城市的發(fā)展和人民居住條件的改善，供熱面積和供熱量不斷增加，熱負荷需求不斷增長。汽輪機高背壓循環(huán)水供熱是為了利用汽輪機的冷源損失而發(fā)展起來的一項節(jié)能環(huán)保技術(shù)。汽輪機高背壓運行，凝汽器排汽溫度和循環(huán)水出水溫度升高，將凝汽器循環(huán)水接入采暖供熱系統(tǒng)，循環(huán)水經(jīng)凝汽器加熱后，注入熱網(wǎng)，滿足用戶采暖要求，冷卻后的循環(huán)水再回到凝汽器中進行加熱。大型再熱機組利用高溫循環(huán)水直接供熱，在大幅增加供熱量的同時，又保障了居民采暖的可靠性和質(zhì)量，同時提高了大型熱源廠的循環(huán)熱效率，推動了供熱技術(shù)的進步[1-3]。

目前在山東區(qū)域電網(wǎng)，已有十里泉電廠5號機、章丘電廠1號、2號機、滕州電廠2號機、淄博熱電廠4號機、煙臺電廠7號機、濟寧電廠5號機、臨沂電廠5號機、聊城熱電廠5號機等9臺135MW等級的機組完成高背壓循環(huán)水供熱技術(shù)改造，受發(fā)電企業(yè)所選擇技術(shù)改造路線的影響，改造內(nèi)容和改造方案各有不同，改造后的性能指標和運行狀態(tài)也存在很大差別[4，5]。本文對比分析了以上9臺機組的技術(shù)改造方案，通過機組高背壓供熱運行的試驗數(shù)據(jù)，分析了改造方案對機組高背壓運行狀態(tài)和性能指標的影響。

1 135MW等級機組高背壓供熱改造前后技術(shù)參數(shù)

9臺135MW等級抽凝或純凝機組分別由上海、東方、哈爾濱三大汽輪機廠家生產(chǎn)，由于分屬于不同的制造廠家，其低壓缸的末級和次末級葉片形式不同，因此其改造的技術(shù)路線和改造方案存在很大的差別，表1中列出幾臺典型機組供熱改造前后的技術(shù)參數(shù)。

2 高背壓供熱改造方案的技術(shù)特征與分析

2.1 135MW等級機組低壓通流部分技術(shù)改造方案

表1 135MW等級機組高背壓供熱改造前后技術(shù)參數(shù)Tab.1 Technical parameters before and after high back pressure reconstruction of 135MW class unit

以上9臺135MW等級機組高背壓供熱改造技術(shù)存在以下幾種方案。

圖1 方案1的低壓缸通流部分改造示意圖Fig.1 Schematic diagram of the LP cylinder flow part of scheme 1

2.1.1 低壓缸雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換方案1

采用方案1的煙臺電廠7號機組實施雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換供熱改造方案。改造前低壓缸通流級數(shù)為2×6級，末級葉片形式為自帶冠動葉，葉根為縱樹型葉根，葉片中間設(shè)有調(diào)頻拉筋。為實現(xiàn)機組高背壓供熱，在原低壓缸通流部分的基礎(chǔ)上實施改造。供熱期采用的新低壓轉(zhuǎn)子為2×5級，與原低壓通流部分相比，前三級通流部分維持不變，去掉低壓后三級隔板、動葉；重新設(shè)計末級、次末級隔板、動葉和葉輪,末級葉片長度為450mm；增加導(dǎo)流環(huán)、末級葉片去濕環(huán)。低壓缸通流部分示意圖如圖1所示。

2.1.2 低壓缸雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換改造方案2

采用方案2的機組實施雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換供熱改造方案：原低壓缸末級葉片形式為自由葉片，沒有圍帶和拉筋，葉根為縱樹型葉根。新的低壓轉(zhuǎn)子更換為新整鍛轉(zhuǎn)子，低壓轉(zhuǎn)子去掉第一級和末級動葉，通流級數(shù)由2×6個壓力級改為2×4壓力級，并對其余4級靜、動葉片的通流面積進行重新設(shè)計優(yōu)化，轉(zhuǎn)子軸徑加粗；更換低壓2×4級隔板及汽封，更換低壓前、后軸端汽封體及汽封圈；增加低壓第一級和末級導(dǎo)流環(huán)，更換低壓分流環(huán)。采用方案2的機組有十里泉電廠5號機、章丘電廠1號機、2號機、滕州新源電廠2號機、淄博熱電廠4號機等5臺機組。

2.1.3 低壓缸雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換改造方案3

采用方案3的濟寧電廠5號機組采用雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換供熱改造方案：改造前低壓缸通流級數(shù)2×6級，低壓轉(zhuǎn)子末級葉片葉頂全周拱形圍帶、葉根為5叉型葉根，葉片中間設(shè)有調(diào)頻拉筋。為實現(xiàn)高背壓供熱，在原低壓缸通流部分的基礎(chǔ)上實施改造，新加工一根高背壓運行的低壓轉(zhuǎn)子，低壓通流部分前四級維持原設(shè)計不變，去掉低壓缸末級、次末級兩級隔板及動葉片，隔板更換為導(dǎo)流板，原末級、次末級葉片處軸徑加大，以平衡新、舊低壓轉(zhuǎn)子的重量，校核前四級葉片強度及低壓缸前后軸承運行安全。機組改造后，低壓缸通流部分示意圖如圖2所示。

圖2 方案3的低壓缸通流部分改造示意圖Fig.2 Schematic diagram of the LP cylinder flow part of scheme 3

2.1.4 低壓缸高背壓改造方案4

采用方案4的聊城熱電5號機組和臨沂5號機組采用一根低壓轉(zhuǎn)子的高背壓供熱改造方案：改造前低壓缸通流級數(shù)2×6級，低壓轉(zhuǎn)子末級葉片為自由葉片，沒有圍帶和拉筋，葉根為縱樹型葉根。將原低壓轉(zhuǎn)子返廠改造為供熱運行的低壓轉(zhuǎn)子，原低壓轉(zhuǎn)子2×6級葉片拆除末兩級葉片，改造為2×4級葉片，保留原有葉片葉根部分，新加工假葉根填充葉根槽，去除末兩級隔板，增加導(dǎo)流環(huán)。供暖期結(jié)束，將原末兩級葉片重新鑲嵌到轉(zhuǎn)子上，末兩級隔板也進行復(fù)裝，并按原設(shè)計值調(diào)整通流部分間隙，恢復(fù)未改造前的安裝。機組每一次拆裝葉片，低壓轉(zhuǎn)子都要進行動平衡，通流部分示意圖如圖2所示。

2.2 低壓缸高背壓供熱改造方案分析

以上9臺機組，存在四種低壓缸高背壓供熱改造方案，方案1、方案2、方案3都實施雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換方案，采暖期機組使用動靜葉片級數(shù)相對減少的低壓轉(zhuǎn)子，非采暖期使用原設(shè)計配備的低壓轉(zhuǎn)子；采暖期凝汽器高背壓運行，非采暖期正常背壓運行。方案2采用一根低壓轉(zhuǎn)子的改造方案，采暖期，拆除低壓轉(zhuǎn)子的末兩級葉片，凝汽器高背壓運行；非采暖期，復(fù)裝原低壓轉(zhuǎn)子的末兩級葉片，凝汽器正常背壓運行。方案1、3和方案4采用在原低壓缸通流基礎(chǔ)上簡單改造的方案，方案3和方案4的技術(shù)特征在本質(zhì)上是一樣的，都是維持前4級通流部分不變，只去掉后兩級，而方案2對低壓通流部分重新設(shè)計。由于方案的不同，導(dǎo)致了機組改造后的運行性能存在明顯差別。

2.2.1 低壓缸通流部分漩渦導(dǎo)致鼓風損失和排汽溫度高

對于方案1，煙臺電廠7號機組在高背壓供熱工況下運行，不能停止采暖抽汽，如停止采暖抽汽，排汽溫度上升。在90MW負荷下，低壓缸右側(cè)排汽溫度達到98℃、102℃，隨電負荷升高，排汽溫度也升高，影響機組安全運行。

排汽溫度升高的原因是機組在高背壓工況下運行，低壓缸通流部分產(chǎn)生漩渦，導(dǎo)致鼓風損失，這主要是由于以下兩方面的原因。一個原因是原150MW機型采用710mm末級葉片，以純凝THA工況為經(jīng)濟工況點，未級葉片焓降較小。當背壓提高時，末級葉片由于焓降減小很容易出現(xiàn)作負功的狀況，從而產(chǎn)生鼓風損失；另一個原因是：低壓缸通流部分改造中去掉低壓缸第四級隔板及動葉，通流級數(shù)減少一級后使上下游的壓力級間動靜葉片間距增大數(shù)倍，破壞了汽流流動的連貫性，在兩級之間的葉高和葉根部分容易產(chǎn)生渦流，影響了主汽流的正常流動，從而帶來較大的流動損失，同時當采暖抽汽量減少，末幾級通流量加大，渦流加劇，導(dǎo)致排汽溫度增加。

2.2.2 循環(huán)水流量對機組運行工況的影響

由于供熱負荷和循環(huán)水流量等因素的限制，采用方案2的章丘電廠2號機和采用方案4的聊城熱電廠5號機改造后凝汽器背壓高于設(shè)計值，低壓缸排汽溫度接近制造廠給出的上限值，為了機組高背壓狀態(tài)的安全運行，只能加大本機中低壓缸聯(lián)通管抽汽量和降低電負荷運行，以降低低壓缸排汽量和凝汽器熱負荷，導(dǎo)致機組在供熱季節(jié)的運行狀態(tài)和經(jīng)濟性遠離設(shè)計工況。

章丘電廠2號機組高背壓改造后考核試驗時，循環(huán)水流量為5050-5300t/h，凝汽器進水溫度約58℃，回水溫度高，循環(huán)水流量小，導(dǎo)致機組高背壓純凝工況運行困難。但當負荷降到70MW時，排汽溫度為80℃、抽汽流量為50t/h，鍋爐燃燒出現(xiàn)不穩(wěn)定現(xiàn)象，導(dǎo)致無法進行設(shè)計純凝64MW工況的試驗。同時由于機組運行背壓高，導(dǎo)致機組供熱工況，必須帶采暖抽汽運行，帶電負荷能力降低，機組供熱工況運行的經(jīng)濟性降低。

聊城熱電廠5號機組高背壓供熱改造后，設(shè)計背壓為54kPa，設(shè)計循環(huán)水流量為4500t/h，機組實際帶負荷能力為65-75MW，平均負荷約為70MW。由于熱網(wǎng)循環(huán)水量較少，導(dǎo)致機組運行背壓和低壓缸排汽溫度較高，影響機組純凝工況下的帶負荷能力，必須通過調(diào)整中低壓連通管抽汽量以控制低壓缸排汽量和排汽溫度。采用方案2的十里泉電廠5號機組和采用方案3的濟寧電廠5號機組循環(huán)水流量接近設(shè)計值，機組基本在設(shè)計工況運行，達到了機組高背壓純凝工況下的設(shè)計出力；采用方案1的煙臺7號機組，設(shè)計循環(huán)水流量8500t/h，實際運行的循環(huán)水流量為8600-8700t/h，同時機組帶采暖抽汽運行，運行背壓為25-30kPa，低于設(shè)計背壓40kPa，帶電負荷接近126MW，由于循環(huán)水流量和熱負荷大，機組帶電負荷能力高。

由此可以看出，作為高背壓運行的供熱機組，不管采用上述哪一種改造方案，對外供熱負荷決定了機組循環(huán)水進水溫度、出水溫度、循環(huán)水流量以及凝汽器背壓，最終決定了機組供熱工況的運行狀態(tài)。

3 機組高背壓供熱工況性能試驗結(jié)果比較與分析

十里泉電廠5號機組、章丘電廠2號機組、濟寧電廠5號機組、臨沂電廠5號機組、煙臺電廠7號機組高背壓供熱改造后，進行機組供熱狀態(tài)運行的性能試驗，得到機組高背壓純凝和抽汽兩種工況下的經(jīng)濟指標，見表2。

機組高背壓供熱工況運行，利用高溫循環(huán)水供熱，沒有冷源損失，參數(shù)的變化只是影響機組發(fā)電功率，不影響機組熱耗率，因此不修正參數(shù)變化對熱耗率的影響。而不考慮高背壓供熱的機組熱耗率是指將機組作為高背壓運行的純凝機組計算的熱耗率，這樣便于比較機組純凝工況下的熱耗率，從而判斷改造方案的優(yōu)劣。

由表2中數(shù)據(jù)可知，采用方案3的濟寧電廠5號機組改造后的低壓缸效率低于采用方案2的十里泉電廠5號機組和章丘電廠2號機組，這是由改造方案不同造成的，考慮到采用方案4的臨沂5號機組、聊城熱電廠5號機組雖然改造內(nèi)容與濟寧電廠5號機組不同，但都屬于同一種技術(shù)改造路線，都是在原有低壓轉(zhuǎn)子上去掉后兩級，這種改造方案的低壓缸效率小于對低壓通流部分重新優(yōu)化的低壓缸效率，如果不考慮原低壓轉(zhuǎn)子的老化問題，臨沂電廠5號機組、聊城熱電廠5號機組高背壓運行的低壓缸效率與濟寧電廠5號機組差別不大。采用方案1的煙臺電廠7號機組由于在高背壓工況下，無法停止采暖抽汽運行，因此得不到高背壓純凝工況的低壓缸效率，由機組正常背壓工況下的試驗數(shù)據(jù)得知，機組實際運行的低壓缸效率低于設(shè)計值，機組低壓缸效率的試驗值和設(shè)計值都比其他改造方案的低壓缸效率明顯偏低。

不管采用哪一種改造方案，機組改造后在供熱期運行，高背壓純凝工況的熱耗率小于抽汽工況，前者在3610-3720kJ/kWh范圍內(nèi)，后者在3690-4050kJ/kWh范圍內(nèi)，這是由于機組利用高溫循環(huán)水供熱，沒有了冷源損失，供熱參數(shù)越低，機組經(jīng)濟性越好，而利用采暖抽汽供熱，供熱蒸汽品質(zhì)提高了，機組發(fā)電功率降低了，所以機組熱耗率增加。

如果將機組高背壓純凝工況作為正常純凝機組來看，表2中十里泉電廠5號機組、濟寧電廠5號機組、臨沂電廠5號機組的熱耗率差別較大，這跟改造方案關(guān)系不大，主要受運行背壓的影響較大，機組背壓越高，發(fā)電功率越小，不考慮高背壓供熱的機組試驗熱耗率越高。三臺機組高背壓運行的凝汽器背壓差別較大，臨沂電廠5號機組為36.27 kPa，十里泉電廠5號機組為52.364kPa，因此在機組發(fā)電功率差別不大的前提，機組熱耗率差別很大，最大差距為1315.6kJ/kWh。因此作為高背壓供熱機組，在進行改造前的設(shè)計時，優(yōu)先選擇合適的改造方案，然后統(tǒng)籌考慮熱負荷、循環(huán)水流量、發(fā)電功率，使得機組改造后，在設(shè)計循環(huán)水流量和電負荷工況下運行，以保證機組運行經(jīng)濟指標最佳，對于中低壓缸聯(lián)通管帶采暖抽汽的高背壓供熱機組，抽汽可以作為調(diào)整對外供水溫度的手段，作為調(diào)整機組帶電負荷能力、增加機組供熱期調(diào)度靈活性的措施。

4 結(jié)語

山東區(qū)域電網(wǎng)有9臺135MW等級的純凝、抽凝機組進行了高背壓供熱技術(shù)改造，目前出現(xiàn)4種改造方案，文中列舉了4種改造方案的特征與改造內(nèi)容，并對機組改造后的經(jīng)濟指標進行了分析。采用方案2，對低壓缸通流部分進行重新優(yōu)化設(shè)計的十里泉電廠5號機、章丘電廠2號機改造后的低壓缸效率為86.86%、85.54%，采用方案3，簡單地去掉低壓通流部分后兩級的濟寧電廠5號機，高背壓改造后的低壓缸效率為83.53%；采用方案4的臨沂電廠5號機和聊城熱電廠5號機，改造的技術(shù)路線與濟寧電廠5號類似，高背壓改造后的低壓缸效率也接近。簡單地去掉低壓轉(zhuǎn)子后兩級的低壓缸效率小于低壓缸通流部分重新優(yōu)化后的低壓缸效率；采用方案1的煙臺電廠7號機組由于特殊的改造方案，高背壓運行的低壓缸末兩級做功能力低，同時通流部分極易產(chǎn)生渦流，影響了主汽流的正常流動，從而帶來極大的流動損失，使得低壓缸效率比其他任何改造方案都低。

機組供熱改造后，高背壓純凝工況運行的熱耗率小于抽汽工況，前者在3610-3720kJ/kW.h范圍內(nèi)，后者在3690-4050kJ/kW.h范圍內(nèi)。由于受熱負荷、循環(huán)水流量以及改造方案的影響，臨沂電廠5號機、聊城熱電廠5號機、章丘電廠2號機、煙臺電廠7號機等5臺機組在改造后供熱期內(nèi)不能停止采暖抽汽運行，導(dǎo)致機組帶電負荷能力下降，機組供熱期試驗熱耗率上升。

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Analysis of Different Reconstruction Technology for Heating Supply with High Back Pressure of 135MW Grade Steam Turbine

LIU Guangyao1， WANG Xuedong1， SONG Ang2， LIU Chuanling2
（1.Huadian Electric Power Research Institute，Hangzhou 310030，China；2.Shandong Branch of Huadian Electric Power Research Institute，Jinan 250014，China）

There are nine 135MW grade pure condensing units and extraction-condensing units with high back pressure heating in the Shandong regional power grid.There are four types of retrofit schemes.In this paper,the characteristics and modification offourkinds ofretrofit schemes listed.Through thermal performance test,the economicindexesafterreformed are obtained and analyzed.For the unit reconstructed its LP cylinder current，its modified LP cylinder efficiency is the highest.Because of influence of heat load, circulating water flow and retrofit schemes，four units can not operate without extraction flow during heating period,resulting in lower power capability and higher heat consumption rate.

135MW grade； condensingsteam turbine； circulating water heating；high backpressure retrofit；flow passage reform of LP cylinder

TM621

B

2095-3429（2017）05-0045-06

10.3969/J.ISSN.2095-3429.2017.05.011

2017-08-07

劉光耀（1983-），男，江西上饒人，工學碩士，工程師，主要從事發(fā)電廠經(jīng)濟運行及節(jié)能降耗技術(shù)研究工作。