尚小軍，程 波，王占全

(中國電力工程顧問集團(tuán)新能源有限公司西安分公司，陜西 西安 710032)

0 引言

陜西省某電廠有四臺純凝300 MW機組。之前，已將四臺機組改為采暖抽汽機組，主要為城市采暖提供熱水。根據(jù)外部熱力市場的增長，通過傳統(tǒng)增加抽汽量的方法來增加供熱量已不可行了，擬采用高背壓循環(huán)水供熱技術(shù)。

在正常情況下進(jìn)出凝汽器的循環(huán)水的溫度為20～30℃，不能進(jìn)行直接供熱，因此必須設(shè)法適當(dāng)提高其溫度。目前成熟的技術(shù)方法有兩個：一個是適當(dāng)降低凝汽器的真空度，提高乏汽溫度，從而使循環(huán)水可直接通過熱網(wǎng)供熱，這就是通常所說的高背壓循環(huán)水供熱技術(shù)；另一種方法是采用熱泵技術(shù)從循環(huán)水中提取低位熱量用于供熱。本文主要討論適當(dāng)降低凝汽器的真空度，提高乏汽溫度，使循環(huán)水可直接通過熱網(wǎng)供熱的供熱技術(shù)。

在供熱期間，汽輪機采用專門制造的高背壓供熱低壓轉(zhuǎn)子，提高汽輪機的排汽背壓，熱網(wǎng)回水作為凝汽器的循環(huán)水，在凝汽器中被高參數(shù)的汽輪機排汽加熱后回到熱網(wǎng)，完成循環(huán)水供熱的目的。非供熱期，采用汽輪機原有的純凝低壓轉(zhuǎn)子，凝汽器循環(huán)水切換到原循環(huán)水供水狀態(tài)，汽輪機排汽參數(shù)恢復(fù)到正常水平，形成低背壓，即汽輪機恢復(fù)原純凝工況運行。

1 系統(tǒng)方案

1.1 蒸汽系統(tǒng)

現(xiàn)有供熱蒸汽系統(tǒng)可滿足本期高背壓供熱增容改造后熱網(wǎng)所需蒸汽的要求，因此本期工程供熱蒸汽系統(tǒng)保持不變，仍為單元制系統(tǒng)，3、4號機組抽汽供四臺基本加熱器，5、6號機組抽汽供兩臺尖峰加熱器。

1.2 循環(huán)水系統(tǒng)

本期工程在現(xiàn)有1號供熱站(原有熱網(wǎng)首站)基礎(chǔ)上增容改造，新增一個與現(xiàn)有熱網(wǎng)相同水流量的獨立熱網(wǎng)循環(huán)閉合回路，本期改造需新建2號熱網(wǎng)循環(huán)水泵房，泵房內(nèi)設(shè)置四臺熱網(wǎng)循環(huán)水泵、兩臺濾水器及相應(yīng)的補水系統(tǒng)。

來自兩個熱網(wǎng)的循環(huán)水回水(55℃)分別通過5、6號汽機凝汽器升溫至80℃，原有四臺基本加熱器和兩臺尖峰加熱器分別供兩個熱網(wǎng)使用，作為二級加熱器單元運行，加熱器進(jìn)水分別來自現(xiàn)有四臺熱網(wǎng)循環(huán)水泵和新增四臺熱網(wǎng)循環(huán)水泵，將熱網(wǎng)循環(huán)水最終升溫至110℃供出。

熱網(wǎng)循環(huán)水量較之前增加了一倍達(dá)到22 000 t/h，新增一個單獨的熱網(wǎng)循環(huán)閉合回路(命名為“2號熱網(wǎng)”)，與現(xiàn)有熱網(wǎng)(命名為“1號熱網(wǎng)”)構(gòu)成兩個獨立熱網(wǎng)，每個熱網(wǎng)流量為11 000 t/h。新增四臺循環(huán)水泵，其中兩臺采用變頻調(diào)速裝置，其余兩臺為定速泵，四臺泵并列運行，不設(shè)備用，布置在新建2號熱網(wǎng)循環(huán)水泵房中。

1號熱網(wǎng)循環(huán)回水沿現(xiàn)有熱網(wǎng)回水管路回至1號供熱站(原有熱網(wǎng)首站)后，依次經(jīng)過現(xiàn)有濾水器—6號機凝汽器—現(xiàn)有四臺熱網(wǎng)循環(huán)水泵—1號供熱站(原有熱網(wǎng)首站)四臺基本加熱器后，由現(xiàn)有熱網(wǎng)供水管供至#1熱網(wǎng)。上述設(shè)備構(gòu)成一個整體單元，與下述的#2熱網(wǎng)系統(tǒng)保持相互獨立。凝汽器進(jìn)、出水設(shè)置了旁路管道，以便凝汽器事故時解列或者采用原有供熱方式的供熱工況。

2號熱網(wǎng)循環(huán)回水沿新建熱網(wǎng)回水管路回至新建2號熱網(wǎng)循環(huán)水泵房后，依次經(jīng)過新增濾水器—5號機凝汽器—新增四臺熱網(wǎng)循環(huán)水泵—1號供熱站(原有熱網(wǎng)首站)兩臺尖峰加熱器后，由新建熱網(wǎng)供水管供至#2熱網(wǎng)。上述設(shè)備構(gòu)成一個整體單元，與1號熱網(wǎng)系統(tǒng)保持相互獨立。相同于1號熱網(wǎng)，凝汽器進(jìn)、出水設(shè)置了旁路管道。并給循環(huán)水泵設(shè)置了旁路管道，以減小2號熱網(wǎng)事故時對循環(huán)水泵的沖擊。2號循環(huán)水回水母管上設(shè)置有安全閥泄壓管道，防止管道超壓。

5、6號機凝汽器循環(huán)冷卻水進(jìn)、出水管路設(shè)置可拆卸堵板，安裝在熱網(wǎng)循環(huán)水接入點前和引出點后，以保證采暖季和非采暖季兩種運行方式的凝汽器循環(huán)冷卻水管路的嚴(yán)密性。

本次改造不影響現(xiàn)有循環(huán)水系統(tǒng)的各種運行方式，仍可保留現(xiàn)有運行方式下基本加熱器和尖峰加熱器的之間的串、并聯(lián)切換，增加了循環(huán)水系統(tǒng)運行的靈活性。循環(huán)水供、回水設(shè)計溫度分別為110℃、55℃，凝汽器循環(huán)水出口設(shè)計溫度為80℃，見圖1。

本期供熱增容改造工程設(shè)計熱負(fù)荷按四臺汽輪機改造后供熱能力進(jìn)行設(shè)計，5、6號機組高背壓供熱635 MW，3、4、5、6號機組抽汽供熱760 MW，改造后總供熱能力1 395 MW，全年供熱量1 070×104GJ，各臺機組供熱情況見表1。

2 主機改造技術(shù)方案

2.1 汽輪機主機改造方案

由于供熱期和非供熱期背壓不同，需要單獨為供熱期設(shè)計一套低壓通流部件，主要改造以下幾方面。

表1 各臺機組供熱能力表

1)設(shè)計一根新的低壓轉(zhuǎn)子用于高背壓供熱運行工況，并應(yīng)保證純凝期與供熱期低壓轉(zhuǎn)子互換時的通用性。

2)針對雙轉(zhuǎn)子互換后的高背壓供熱要求，還需額外設(shè)計低壓級隔板(含靜葉)、動葉、隔板汽封、葉頂汽封、排汽導(dǎo)流環(huán)(帶有隔板槽保護(hù)功能)及噴水減溫裝置，用于高背壓供熱運行工況。由于實際運行中變工況等因素，排汽背壓可能有所波動，因此隔板及葉片需加強設(shè)計，確保其運行中的安全可靠性。因高背壓循環(huán)水供熱要求而增設(shè)的噴水減溫裝置布置在末級葉片下游，位置相對于純凝期噴水減溫裝置更靠前，合理配置減溫水水源，還應(yīng)注意優(yōu)化噴射角度，盡量減小因噴水造成葉片水蝕。

3)更換一套低壓軸端汽封體及汽封，滿足純凝及高背壓供熱工況下通用的要求。

2.2 凝汽器改造方案

實施供熱改造后，現(xiàn)有凝汽器的循環(huán)水工作壓力將大幅升高，目前凝汽器水室及管板的設(shè)計強度不能滿足改造后的運行要求，按照純凝工況設(shè)計的凝汽器在循環(huán)水供熱狀態(tài)下運行風(fēng)險很高，因此需要對凝汽器進(jìn)行強化設(shè)計。

凝汽器的改造是本項目的關(guān)鍵點。為實現(xiàn)低壓缸雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換循環(huán)水供熱方案，供熱期要求汽輪機在高背壓狀態(tài)下運行，即汽輪機運行背壓最高將達(dá)到54 kPa，汽輪機排汽溫度最高為83.3℃。凝汽器循環(huán)水來自熱網(wǎng)回水，進(jìn)入凝汽器的熱網(wǎng)設(shè)計回水溫度在55℃左右，經(jīng)過凝汽器要求將熱網(wǎng)循環(huán)水回水溫度由55℃提升至80℃。

從設(shè)備安全可靠性角度考慮，建議將凝汽器水室及管板進(jìn)行更換，原有換熱管束也一并更換。改造后的凝汽器水室和管板將增加厚度，采用更高強度鋼板進(jìn)行加工制造，并根據(jù)強度要求進(jìn)行結(jié)構(gòu)加強，滿足改造后循環(huán)水增壓的安全運行要求。改造后凝汽器高背壓運行時凝汽器垂直方向的熱膨脹量也將發(fā)生變化，因此需更換凝汽器喉部與汽輪機低壓缸連接處的膨脹節(jié)。

2.3 給水泵汽輪機改造方案

由于給水泵汽輪機原設(shè)計排汽進(jìn)入機組凝汽器，機組實施循環(huán)水供熱改造后，供熱期凝汽器壓力將大幅提高，對小汽機的出力及運行可靠性造成較大影響，為此，需一并對小汽輪機整個通流部件進(jìn)行全面適配性改造，保證機組在純凝和高背壓工況時的安全運行。

3 改造風(fēng)險分析及措施

本項目實施前，國內(nèi)改造的工程有幾十個項目，改造后機組運行狀態(tài)良好。通過對這些機組改造成功經(jīng)驗及改造過程風(fēng)險分析，本工程機組的安全性風(fēng)險主要有以下幾方面。

1)低壓缸排汽溫度提高，帶來較多的運行風(fēng)險，主要是低壓缸兩側(cè)的軸承高度抬高較多，易造成運行中動靜摩擦，引發(fā)振動。

采取的措施：重新計算低壓缸兩側(cè)的軸承軸瓦的抬高數(shù)值，實施中嚴(yán)格按要求調(diào)整間隙，必要時適當(dāng)放大間隙，防止動靜摩擦。

2)機組變工況時，會造成排汽溫度不穩(wěn)定性升高，減溫水必須隨時投用，防止過熱發(fā)生。

采取的措施：增加減溫水系統(tǒng)改造，不但機組本身有減溫水，而且設(shè)計備用水源，備用水源從臨機的凝結(jié)水引出。

3)凝汽器的水側(cè)原設(shè)計壓力偏小，熱網(wǎng)回水壓力在0.3 MPa以上，凝汽器排汽溫度提高，造成水室壓力承壓提高和管束膨脹增大脹管的應(yīng)力。

采取的措施：通過改造把水室壓力設(shè)計值從0.3 MPa提高到0.6 MPa。為減小應(yīng)力把管束和管板之間增加伸縮節(jié)，降低應(yīng)力。

4)冬季高背壓運行時，循環(huán)水系統(tǒng)停運后，輔機冷卻水解決方案。

采取的措施：冬季高背壓運行時，輔機冷卻水供水從現(xiàn)有機組相應(yīng)的冷卻塔水池取水，冷卻各類輔機后，回水排至相應(yīng)的冷卻塔水池進(jìn)行自然冷卻。

5)化學(xué)水處理系統(tǒng)由于水溫提高造成樹脂壽命縮短。

采取的措施：對凝結(jié)水精處理系統(tǒng)進(jìn)行耐高溫改造。改造現(xiàn)有3臺高速混床，按照2運1備的運行方式，保證改造后供熱的安全性。

4 節(jié)能分析

大型熱網(wǎng)一級網(wǎng)和二級網(wǎng)一般采用間接連接，本工程也采用間接連接。二次網(wǎng)采用質(zhì)調(diào)節(jié)，一次網(wǎng)也采用質(zhì)調(diào)節(jié)，根據(jù)當(dāng)?shù)氐氖彝馄骄鶞囟燃笆彝獠膳嬎銣囟壤碚撚嬎愠鲆患壵緹崴┧疁囟萒1、一級站熱水回水溫度T2及供回水溫差，見表2，供回水溫差最小值為33.42℃，此數(shù)據(jù)數(shù)據(jù)表明，高背壓機組改造后，凝汽器作為第一及加熱器，在整個供暖季滿負(fù)荷運行。原因為凝汽器設(shè)計溫差80－55 = 25℃，然而整個運行季需要的最小加熱端差為33.42℃，所以凝汽器節(jié)能量為9 000×(80－55)×120×24×4.1868= 271.3萬GJ/a，折合標(biāo)煤量約271.3/29310/0.92= 10.06萬噸標(biāo)煤/a，節(jié)能效果明顯。

表2 一級網(wǎng)供、回水溫差表 單位：℃

5 結(jié)論

5、6號機組高背壓改造后，解決了供熱區(qū)域供需矛盾、替代供熱區(qū)域內(nèi)部分小鍋爐、減少區(qū)域大型熱水鍋爐房運行時間，回收利用循環(huán)水余熱，提高一次能源的利用率；減少循環(huán)水消耗，減少二氧化硫、氮氧化物、二氧化碳、煙塵等的排放量，而且排放源由低矮分散的低點源變?yōu)榧械母唿c源，降低污染物的地面濃度，減輕大氣污染，將給地區(qū)的環(huán)境帶來改善。

本工程在供熱期利用機組高背壓運行的技術(shù)特點、實現(xiàn)直接供熱，排汽直接加熱熱網(wǎng)循環(huán)水，實現(xiàn)了蒸汽熱量的大部和全部利用，變蒸汽廢熱為供熱熱量，汽輪機的熱量損失大幅減少，實現(xiàn)熱電聯(lián)產(chǎn)的同時，有效地利用蒸汽的高位能發(fā)電，低位能加熱循環(huán)水供熱，提高了機組熱效率，減少了熱量損失；供熱能力大幅提升，據(jù)測算單臺機組需要的最小循環(huán)水量為9 000 t/h，全年熱量為271.3萬GJ/a，折合標(biāo)煤約10.06萬噸，此部分熱量為發(fā)電的冷凝損失，全部用于供熱，節(jié)能效果明顯。