135MW等级汽轮机不同高背压供热改造技术分析

刘光耀， 王学栋， 宋 昂， 刘传玲

（1.华电电力科学研究院，浙江 杭州310030；2.华电电力科学研究院 山东分院，山东 济南 250014）

135MW等级汽轮机不同高背压供热改造技术分析

刘光耀1， 王学栋1， 宋 昂2， 刘传玲2

（1.华电电力科学研究院，浙江 杭州310030；2.华电电力科学研究院 山东分院，山东 济南 250014）

山东区域电网有9台135MW等级的纯凝、抽凝机组进行了高背压供热技术改造，目前出现4种改造方案，列举了4种改造方案的技术特征与改造内容。由改造后的汽轮机热力性能试验，得到机组高背压供热运行的经济指标，并对主要性能指标进行了分析。对低压缸通流部分进行重新优化的机组，改造后的低压缸效率最高。由于受热负荷、循环水流量以及改造方案影响，有4台机组在供热期内不能停止采暖抽汽运行，导致机组带电负荷能力下降，机组供热期试验热耗率上升。

135MW等级； 凝汽式汽轮机； 循环水供热；高背压改造； 低压缸通流改造

0 引言

目前，我国正处于工业化和城镇化加速发展的时期，随着城市的发展和人民居住条件的改善，供热面积和供热量不断增加，热负荷需求不断增长。汽轮机高背压循环水供热是为了利用汽轮机的冷源损失而发展起来的一项节能环保技术。汽轮机高背压运行，凝汽器排汽温度和循环水出水温度升高，将凝汽器循环水接入采暖供热系统，循环水经凝汽器加热后，注入热网，满足用户采暖要求，冷却后的循环水再回到凝汽器中进行加热。大型再热机组利用高温循环水直接供热，在大幅增加供热量的同时，又保障了居民采暖的可靠性和质量，同时提高了大型热源厂的循环热效率，推动了供热技术的进步[1-3]。

目前在山东区域电网，已有十里泉电厂5号机、章丘电厂1号、2号机、滕州电厂2号机、淄博热电厂4号机、烟台电厂7号机、济宁电厂5号机、临沂电厂5号机、聊城热电厂5号机等9台135MW等级的机组完成高背压循环水供热技术改造，受发电企业所选择技术改造路线的影响，改造内容和改造方案各有不同，改造后的性能指标和运行状态也存在很大差别[4，5]。本文对比分析了以上9台机组的技术改造方案，通过机组高背压供热运行的试验数据，分析了改造方案对机组高背压运行状态和性能指标的影响。

1 135MW等级机组高背压供热改造前后技术参数

9台135MW等级抽凝或纯凝机组分别由上海、东方、哈尔滨三大汽轮机厂家生产，由于分属于不同的制造厂家，其低压缸的末级和次末级叶片形式不同，因此其改造的技术路线和改造方案存在很大的差别，表1中列出几台典型机组供热改造前后的技术参数。

2 高背压供热改造方案的技术特征与分析

2.1 135MW等级机组低压通流部分技术改造方案

表1 135MW等级机组高背压供热改造前后技术参数Tab.1 Technical parameters before and after high back pressure reconstruction of 135MW class unit

以上9台135MW等级机组高背压供热改造技术存在以下几种方案。

图1 方案1的低压缸通流部分改造示意图Fig.1 Schematic diagram of the LP cylinder flow part of scheme 1

2.1.1 低压缸双背压双转子互换方案1

采用方案1的烟台电厂7号机组实施双背压双转子互换供热改造方案。改造前低压缸通流级数为2×6级，末级叶片形式为自带冠动叶，叶根为纵树型叶根，叶片中间设有调频拉筋。为实现机组高背压供热，在原低压缸通流部分的基础上实施改造。供热期采用的新低压转子为2×5级，与原低压通流部分相比，前三级通流部分维持不变，去掉低压后三级隔板、动叶；重新设计末级、次末级隔板、动叶和叶轮,末级叶片长度为450mm；增加导流环、末级叶片去湿环。低压缸通流部分示意图如图1所示。

2.1.2 低压缸双背压双转子互换改造方案2

采用方案2的机组实施双背压双转子互换供热改造方案：原低压缸末级叶片形式为自由叶片，没有围带和拉筋，叶根为纵树型叶根。新的低压转子更换为新整锻转子，低压转子去掉第一级和末级动叶，通流级数由2×6个压力级改为2×4压力级，并对其余4级静、动叶片的通流面积进行重新设计优化，转子轴径加粗；更换低压2×4级隔板及汽封，更换低压前、后轴端汽封体及汽封圈；增加低压第一级和末级导流环，更换低压分流环。采用方案2的机组有十里泉电厂5号机、章丘电厂1号机、2号机、滕州新源电厂2号机、淄博热电厂4号机等5台机组。

2.1.3 低压缸双背压双转子互换改造方案3

采用方案3的济宁电厂5号机组采用双背压双转子互换供热改造方案：改造前低压缸通流级数2×6级，低压转子末级叶片叶顶全周拱形围带、叶根为5叉型叶根，叶片中间设有调频拉筋。为实现高背压供热，在原低压缸通流部分的基础上实施改造，新加工一根高背压运行的低压转子，低压通流部分前四级维持原设计不变，去掉低压缸末级、次末级两级隔板及动叶片，隔板更换为导流板，原末级、次末级叶片处轴径加大，以平衡新、旧低压转子的重量，校核前四级叶片强度及低压缸前后轴承运行安全。机组改造后，低压缸通流部分示意图如图2所示。

图2 方案3的低压缸通流部分改造示意图Fig.2 Schematic diagram of the LP cylinder flow part of scheme 3

2.1.4 低压缸高背压改造方案4

采用方案4的聊城热电5号机组和临沂5号机组采用一根低压转子的高背压供热改造方案：改造前低压缸通流级数2×6级，低压转子末级叶片为自由叶片，没有围带和拉筋，叶根为纵树型叶根。将原低压转子返厂改造为供热运行的低压转子，原低压转子2×6级叶片拆除末两级叶片，改造为2×4级叶片，保留原有叶片叶根部分，新加工假叶根填充叶根槽，去除末两级隔板，增加导流环。供暖期结束，将原末两级叶片重新镶嵌到转子上，末两级隔板也进行复装，并按原设计值调整通流部分间隙，恢复未改造前的安装。机组每一次拆装叶片，低压转子都要进行动平衡，通流部分示意图如图2所示。

2.2 低压缸高背压供热改造方案分析

以上9台机组，存在四种低压缸高背压供热改造方案，方案1、方案2、方案3都实施双背压双转子互换方案，采暖期机组使用动静叶片级数相对减少的低压转子，非采暖期使用原设计配备的低压转子；采暖期凝汽器高背压运行，非采暖期正常背压运行。方案2采用一根低压转子的改造方案，采暖期，拆除低压转子的末两级叶片，凝汽器高背压运行；非采暖期，复装原低压转子的末两级叶片，凝汽器正常背压运行。方案1、3和方案4采用在原低压缸通流基础上简单改造的方案，方案3和方案4的技术特征在本质上是一样的，都是维持前4级通流部分不变，只去掉后两级，而方案2对低压通流部分重新设计。由于方案的不同，导致了机组改造后的运行性能存在明显差别。

2.2.1 低压缸通流部分漩涡导致鼓风损失和排汽温度高

对于方案1，烟台电厂7号机组在高背压供热工况下运行，不能停止采暖抽汽，如停止采暖抽汽，排汽温度上升。在90MW负荷下，低压缸右侧排汽温度达到98℃、102℃，随电负荷升高，排汽温度也升高，影响机组安全运行。

排汽温度升高的原因是机组在高背压工况下运行，低压缸通流部分产生漩涡，导致鼓风损失，这主要是由于以下两方面的原因。一个原因是原150MW机型采用710mm末级叶片，以纯凝THA工况为经济工况点，未级叶片焓降较小。当背压提高时，末级叶片由于焓降减小很容易出现作负功的状况，从而产生鼓风损失；另一个原因是：低压缸通流部分改造中去掉低压缸第四级隔板及动叶，通流级数减少一级后使上下游的压力级间动静叶片间距增大数倍，破坏了汽流流动的连贯性，在两级之间的叶高和叶根部分容易产生涡流，影响了主汽流的正常流动，从而带来较大的流动损失，同时当采暖抽汽量减少，末几级通流量加大，涡流加剧，导致排汽温度增加。

2.2.2 循环水流量对机组运行工况的影响

由于供热负荷和循环水流量等因素的限制，采用方案2的章丘电厂2号机和采用方案4的聊城热电厂5号机改造后凝汽器背压高于设计值，低压缸排汽温度接近制造厂给出的上限值，为了机组高背压状态的安全运行，只能加大本机中低压缸联通管抽汽量和降低电负荷运行，以降低低压缸排汽量和凝汽器热负荷，导致机组在供热季节的运行状态和经济性远离设计工况。

章丘电厂2号机组高背压改造后考核试验时，循环水流量为5050-5300t/h，凝汽器进水温度约58℃，回水温度高，循环水流量小，导致机组高背压纯凝工况运行困难。但当负荷降到70MW时，排汽温度为80℃、抽汽流量为50t/h，锅炉燃烧出现不稳定现象，导致无法进行设计纯凝64MW工况的试验。同时由于机组运行背压高，导致机组供热工况，必须带采暖抽汽运行，带电负荷能力降低，机组供热工况运行的经济性降低。

聊城热电厂5号机组高背压供热改造后，设计背压为54kPa，设计循环水流量为4500t/h，机组实际带负荷能力为65-75MW，平均负荷约为70MW。由于热网循环水量较少，导致机组运行背压和低压缸排汽温度较高，影响机组纯凝工况下的带负荷能力，必须通过调整中低压连通管抽汽量以控制低压缸排汽量和排汽温度。采用方案2的十里泉电厂5号机组和采用方案3的济宁电厂5号机组循环水流量接近设计值，机组基本在设计工况运行，达到了机组高背压纯凝工况下的设计出力；采用方案1的烟台7号机组，设计循环水流量8500t/h，实际运行的循环水流量为8600-8700t/h，同时机组带采暖抽汽运行，运行背压为25-30kPa，低于设计背压40kPa，带电负荷接近126MW，由于循环水流量和热负荷大，机组带电负荷能力高。

由此可以看出，作为高背压运行的供热机组，不管采用上述哪一种改造方案，对外供热负荷决定了机组循环水进水温度、出水温度、循环水流量以及凝汽器背压，最终决定了机组供热工况的运行状态。

3 机组高背压供热工况性能试验结果比较与分析

十里泉电厂5号机组、章丘电厂2号机组、济宁电厂5号机组、临沂电厂5号机组、烟台电厂7号机组高背压供热改造后，进行机组供热状态运行的性能试验，得到机组高背压纯凝和抽汽两种工况下的经济指标，见表2。

机组高背压供热工况运行，利用高温循环水供热，没有冷源损失，参数的变化只是影响机组发电功率，不影响机组热耗率，因此不修正参数变化对热耗率的影响。而不考虑高背压供热的机组热耗率是指将机组作为高背压运行的纯凝机组计算的热耗率，这样便于比较机组纯凝工况下的热耗率，从而判断改造方案的优劣。

由表2中数据可知，采用方案3的济宁电厂5号机组改造后的低压缸效率低于采用方案2的十里泉电厂5号机组和章丘电厂2号机组，这是由改造方案不同造成的，考虑到采用方案4的临沂5号机组、聊城热电厂5号机组虽然改造内容与济宁电厂5号机组不同，但都属于同一种技术改造路线，都是在原有低压转子上去掉后两级，这种改造方案的低压缸效率小于对低压通流部分重新优化的低压缸效率，如果不考虑原低压转子的老化问题，临沂电厂5号机组、聊城热电厂5号机组高背压运行的低压缸效率与济宁电厂5号机组差别不大。采用方案1的烟台电厂7号机组由于在高背压工况下，无法停止采暖抽汽运行，因此得不到高背压纯凝工况的低压缸效率，由机组正常背压工况下的试验数据得知，机组实际运行的低压缸效率低于设计值，机组低压缸效率的试验值和设计值都比其他改造方案的低压缸效率明显偏低。

不管采用哪一种改造方案，机组改造后在供热期运行，高背压纯凝工况的热耗率小于抽汽工况，前者在3610-3720kJ/kWh范围内，后者在3690-4050kJ/kWh范围内，这是由于机组利用高温循环水供热，没有了冷源损失，供热参数越低，机组经济性越好，而利用采暖抽汽供热，供热蒸汽品质提高了，机组发电功率降低了，所以机组热耗率增加。

如果将机组高背压纯凝工况作为正常纯凝机组来看，表2中十里泉电厂5号机组、济宁电厂5号机组、临沂电厂5号机组的热耗率差别较大，这跟改造方案关系不大，主要受运行背压的影响较大，机组背压越高，发电功率越小，不考虑高背压供热的机组试验热耗率越高。三台机组高背压运行的凝汽器背压差别较大，临沂电厂5号机组为36.27 kPa，十里泉电厂5号机组为52.364kPa，因此在机组发电功率差别不大的前提，机组热耗率差别很大，最大差距为1315.6kJ/kWh。因此作为高背压供热机组，在进行改造前的设计时，优先选择合适的改造方案，然后统筹考虑热负荷、循环水流量、发电功率，使得机组改造后，在设计循环水流量和电负荷工况下运行，以保证机组运行经济指标最佳，对于中低压缸联通管带采暖抽汽的高背压供热机组，抽汽可以作为调整对外供水温度的手段，作为调整机组带电负荷能力、增加机组供热期调度灵活性的措施。

4 结语

山东区域电网有9台135MW等级的纯凝、抽凝机组进行了高背压供热技术改造，目前出现4种改造方案，文中列举了4种改造方案的特征与改造内容，并对机组改造后的经济指标进行了分析。采用方案2，对低压缸通流部分进行重新优化设计的十里泉电厂5号机、章丘电厂2号机改造后的低压缸效率为86.86%、85.54%，采用方案3，简单地去掉低压通流部分后两级的济宁电厂5号机，高背压改造后的低压缸效率为83.53%；采用方案4的临沂电厂5号机和聊城热电厂5号机，改造的技术路线与济宁电厂5号类似，高背压改造后的低压缸效率也接近。简单地去掉低压转子后两级的低压缸效率小于低压缸通流部分重新优化后的低压缸效率；采用方案1的烟台电厂7号机组由于特殊的改造方案，高背压运行的低压缸末两级做功能力低，同时通流部分极易产生涡流，影响了主汽流的正常流动，从而带来极大的流动损失，使得低压缸效率比其他任何改造方案都低。

机组供热改造后，高背压纯凝工况运行的热耗率小于抽汽工况，前者在3610-3720kJ/kW.h范围内，后者在3690-4050kJ/kW.h范围内。由于受热负荷、循环水流量以及改造方案的影响，临沂电厂5号机、聊城热电厂5号机、章丘电厂2号机、烟台电厂7号机等5台机组在改造后供热期内不能停止采暖抽汽运行，导致机组带电负荷能力下降，机组供热期试验热耗率上升。

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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

刘光耀（1983-），男，江西上饶人，工学硕士，工程师，主要从事发电厂经济运行及节能降耗技术研究工作。