某热电厂135 MW再热式凝汽机组背压机改造实施方案

春健

（华北电力设计院有限公司，北京 100011）

某热电厂135 MW再热式凝汽机组背压机改造实施方案

春健

（华北电力设计院有限公司，北京 100011）

某热电厂将135 M W超高压、一次中间再热、单抽凝汽式汽轮发电机组改造为背压式汽轮发电机组，改造后机组运行良好并取得了显著的经济效益。本文主要介绍了主机、辅机及热力系统改造实施方案。

再热式；背压机改造；热力系统

为响应国家节能减排政策，提高机组能效利用率和经济效益，目前国内众多电厂将抽凝式或凝汽式汽轮发电机组改造为背压式汽轮发电机组，但其中绝大多数机组无中间再热系统，改造时直接将凝汽器系统去除即可，辅机及热力系统改造较为简单。而中间再热式汽轮机由于热力系统相对复杂，在背压机改造时，需全面、经济合理、安全可靠的制定主机、辅机和热力系统改造方案。

1 概况

热电厂1号、2号汽轮机均为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的超高压、一次中间再热、单轴、双缸双排汽、单抽凝汽式、湿冷汽轮机，型号为C 110/N1 3 5-13.24/535/535/0.3，高压主汽门前主蒸汽额定压力为13.24 MP a，额定温度为535℃，额定排汽压力为4.9 k P a，采暖抽汽额定压力为0.3 MP a，额定采暖抽汽量为170 t/h，最大采暖抽汽量为235 t/h，额定供热工况进汽量为427 t/h，最大进汽量为440 t/h。汽轮机乏汽冷却方式采用自然通风冷却塔二次循环水冷却。给水回热系统配置为两台高压加热器+四台低压加热器+一台高压除氧器。

热电厂内建有热网首站，冬季供热时，汽轮机采暖抽汽通过热网加热器加热热网循环水对外供热，采暖抽汽凝结水通过热网疏水泵回至机组除氧器。

随着热电厂供热区域内供热面积的日益增长，汽轮机采暖抽汽量已无法满足供热需求，并且机组年发电小时数长期处于较低水平，因此电厂于2016年秋季对1号汽轮机实施了背压机改造以提高供热量。

2 改造原则

在确保机组安全运行的前提下，锅炉、发电机不作改动，汽轮机高中压通流部分不变，中压缸排汽最大化对外供汽，热力系统及辅助系统改造需满足改造后的机组运行要求，并尽可能减少改造量以降低工程投资。

3 主机改造

汽轮机改造方案制定初期时，电厂曾考虑对汽轮机实施高背压改造，即提高汽轮机低压缸排汽压力（一般为40～45 k P a，不宜过高），进而使排汽温度也相应提高，在采暖期内利用低压缸排汽对热网循环水进行加热，同时，低压缸排汽依靠热网循环水得以冷凝。目前国内已有数十台135～300 MW 供热机组进行了高背压改造，改造技术较为成熟。后经汽轮机厂核算，汽轮机进行高背压改造后，冷凝低压缸最小流量排汽需要的冷却水量远大于热网循环水量，且汽轮机改造后采暖抽汽能力大幅下降，会导致热网循环水二次加热能力不足，热网循环水温达不到热网要求，改造后实际供热能力反而下降，因此热电厂汽轮机不适宜高背压改造。

在确定采用背压机改造方案后，汽轮机厂对汽轮机进行了本体强度、轴系振动等一系列核算，最终制定了汽轮机本体改造方案：拆下汽轮机低压转子和低压缸内全部低压隔板，保留低压缸，由汽机厂提供一根与原低压转子重量、挠度、临界转速等指标相同的光轴安装于低压缸内，用于中压转子和发电机转子的联接及扭矩传递。低压缸改造后，主蒸汽在中压缸内做完功后不再进入低压缸，由中压缸排汽口排至热网加热器用于加热热网循环水。当不需要背压供热时，可换回原低压转子和低压隔板等部件，使汽轮机改回为凝汽式。

汽轮机低压转子更换为光轴后，为排出光轴旋转产生的热量，避免低压缸内温度升高，需采取措施降低缸内温度，通常是采用向低压缸内引入减温减压后的低温蒸汽进行冷却或仍旧投入凝汽器循环水冷却，而本工程采用了自然通风冷却和风机冷却相结合的方式，即拆除低压缸两端的轴封和隔板，打开低压缸上部联通管接口，使低压缸两端和上部可以与外界空气流通，并在凝汽器人孔门处接入了2台3 k W的抽气冷却风机以加强通风。通过机组运行证明，此方式虽然简单，但冷却效果良好，即使在不投入冷却风机的情况下，低压缸仅依靠自然通风冷却，缸内温度不会超过50℃，完全可以满足背压机改造后的低压缸冷却要求。

4 辅助系统改造

4.1 凝汽器

原热力系统中接入凝汽器的蒸汽主要包括低压缸排汽、低压旁路阀后蒸汽、疏水扩容器排汽等，上述蒸汽均可通过改造接至其它系统，故凝汽器无需投入用来冷却蒸汽的循环水，如此既简化了运行程序，又可节省循环水泵运行费用，减小循环水蒸发损失，使背压机组运行经济性进一步提高。

虽然凝汽器不再进汽，但其汇集疏水的功能依旧保留，机组补水、疏水扩容器疏水、低压加热器疏水、轴封加热器疏水、凝结水再循环等系统无需改动，仍旧接入凝汽器。

因此，综上所述，背压机改造后凝汽器只进水、不进汽。

4.2 凝结水系统

背压机改造后，凝结水泵仍需投入运行，原因如下：（1）将进入凝汽器的机组除盐水补水和各系统疏水送至回热系统。（2）可满足轴封加热器冷却用水需要。（3）可满足低压旁路阀减温水压力要求；故凝结水系统无需改动，但由于凝结水量大幅减少，背压机组正常运行时，为满足凝结水泵最小流量要求，需持续投入凝结水再循环，此时仅有包括机组除盐水补水和疏水在内的少量凝结水通过低压加热器后进入除氧器，故可暂不考虑凝结水除氧事宜，另凝结水泵需变频运行。

4.3 低压加热器系统

汽轮机具有四台低压加热器，背压机改造后，原低压缸抽汽对应的两台低压加热器退出运行，凝结水走旁路；中压缸抽汽对应的另两台低压加热器正常运行，由于凝结水量大幅减少，低压加热器加热蒸汽量和排汽量也大幅降低，少量的运行排汽可仍旧排入凝汽器，故低压加热器系统无需改动。

4.4 循环水系统

汽轮机凝汽器无需冷却循环水后，循环水泵及冷却水塔可退出运行，但机组辅机开式循环冷却水（最大约1500 t/h）来自冷却水塔循环水，如果改由邻机主循环水提供此冷却水，则会受到邻机停机影响，故考虑机组辅机开式循环冷却水利用原循环水管道进至冷却塔池冷却并回至主厂房，但由于原循环水泵流量较大且为定速泵，辅机开式循环冷却水量不满足水泵运行条件，因此在循环水泵房内新安装了2台辅机冷却循环水泵（1运1备）并连接至原循环水管道。

机组正常运行时，辅机开式循环冷却水仅进至冷却塔池，不进入塔内管道，在塔池冷却后再回至主厂房，运行时冷却效果良好，且即使在电厂位于的北方严寒地区，冬天塔池内也不会出现冰冻现象。

4.5 其它热力系统

（1）中压缸排汽。原汽轮机中压缸排汽处有用于提供采暖抽汽的抽汽接口，背压机改造后，部分中压缸排汽仍旧利用原采暖抽汽管道对外供汽，另有部分排汽通过中低压上部联通管的新接口接至热网加热器加热蒸汽系统，此部分排汽管道上安装逆止阀、快关调节阀、关断阀和安全阀。（2）低压旁路阀后蒸汽。低压旁路阀后蒸汽参数为0.6 MP a,160℃,不再接入凝汽器（原管道设隔断阀），而接至热网加热器加热蒸汽系统。（3）疏水扩容器排汽。汽轮机本体疏水扩容器排汽压力较低，机组正常运行时排汽量较少，即便机组启停时排汽量也不多，此排汽不再接入凝汽器（原管道设隔断阀），可接至热网除氧器加热蒸汽系统。

5 机组运行情况

通过上述改造后，1号汽轮机在冬季采暖期以背压机方式运行，在进汽量427 t/h时，采暖供汽量可达到350 t/h，较改造前增加约130 t/h，但机组出力仅能达到8 MW，较改造前大幅下降。在非采暖季拆除低压缸光轴，装回原低压缸各部套和低压转子，以纯凝机方式运行。

电厂1号汽轮机运行至今，无论是以背压机方式运行，还是以纯凝机方式运行，汽轮机包括振幅值、温度值在内的各项指标正常，包括机组润滑油系统、汽封系统在内的热力系统、辅助系统也都运行正常，改造较为理想。

6 结语

热电厂单台中间再热抽凝式汽轮发电机组改造为背压式汽轮发电机组后，机组运行安全可靠，实现了中压缸排汽全部对外供汽，使机组供热能力最大化，而且汽轮机乏汽冷却系统可完全退运，运行费用降低，整体经济效益显著。配套的辅机及热力系统改造既可满足背压机运行要求，也可满足纯凝机运行要求，切换较为灵活，而且改造量较少，有效降低了工程初始投资，缩短了改造施工周期。

[1]黎维华.超高压凝汽式汽轮机改造为再热式背压汽轮机的研究[C].大机组供热改造与优化运行技术2012年会论文集.2012.

[2]程祖田 张海栋 王红桃. 濮阳热电公司1×210 MW抽凝机组实施背压机改造技术经济分析[C]. 第二届热电联产节能降耗新技术研讨会论文集.2013.

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：1671-0711（2017）12（下）-0040-02