（吉林电力股份有限公司 吉林长春 130022）
摘要：汽轮机冷源损失全部得到利用，将大大提高企业综合能源利用效率和经济效益。针对机组高背压改造，从设计关键要点、安全措施及经济效益多方面进行研究，提出技术改造方案，现场应用后取得较好效果。
关键词：高背压供热双转子技术改造节能减排
目前火电600MW、1000MW的机组在不断革新，300MW以下的机组在逐步淘汰，在东北地区，诸多200MW、100MW的机组以供热的形势存在，在国家节能减排政策的鼓励和推动下，100MW供热机组技改高背压机组成必然的趋势，改造后供热能力提升，节能降耗效果突出。
1项目背景及概述
公司7号汽轮机是哈尔滨汽轮机厂制造的N100-8.83/535型、高温、高压、双缸、双排汽、单轴冲动凝汽式汽轮机，机组分别在1999年和2003年实施了低压导管打孔抽汽和通流部分改造项目，机组主要技术规范如下：
7号机组为两个汽缸的分缸式结构，包括一个高压缸和一个双排汽的低压缸。整机共25级，其中高压缸包括一个双列调节级和14个压力级，低压缸为对置分流的双排汽低压缸，有2×5压力级，低压末级采用4叉叶根的665mm叶片。高压转子为组合式转子，调节级和前10压力级为整锻式，末四级为套装叶轮结构，低压转子为套装转子。
1.1供热需求
公司主要承担通化市区供热任务，目前在运行的两台200MW机组和两台100MW机组共计4台机组均在连通管打孔抽汽，通过二级热网向通化市供热，换热方式为汽、水、水换热方式，供热温度105℃，供热压力1.4MPa，供热距离15公里。
1.2供热能力
公司4台机组中，200MW机组抽汽压力0.39Mpa、抽汽温度289.9℃、最大抽汽流量400t/h；100MW机组抽汽压力0.196Mpa、抽汽温度120℃、最大抽汽流量230t/h。四台机组目前总供热面积约1000万平方米，目前基本可满足采暖供热需求。
1.3高背压供热改造的必要性
按照目前的供热能力，3年之后已经无法满足最大采暖热负荷的需求，为了应对未来不断增长的供热需求，公司对7号机组实施高背压供热改造以提高供热能力。
2可行性及特点
2.17号机组改造的可行性
从目前运行的热电联产机组的供热型式分析，50MW以下机组一般普遍采用可调抽汽或背压机组供热。100MW及以上机组基本全部采用抽凝式供热型式。抽凝式供热机组与背压式机组其供热运行工况下的运行经济性相距甚远。根据华能烟台电厂150MW机组高背压循环水供热改造经验，在冬季采暖供热工况下，其发电煤耗率可达到150g/kW.h以下，而同容量抽凝供热机组最好水平也在240g/kW.h以上。背压式机组或低真空循环水供热机组与抽凝式机组相比，其供热经济性根本的差异就在于：背压（或高背压循环水供热）机组在供热工况下运行时，其冷源损失全部被利用，而抽凝式机组只有部分抽汽被用于供热，汽轮机排汽份额有所减少，但仍存在较大冷源损失。
迄今为止，国内在高背压供热改造方面包括汽轮机本体、凝汽器和系统的改造设计及工程实施方面都积累了比较丰富的经验。高背压循环水供热改造后的运行表明：
（1）高背压循环水供热改造实现了冬季供热期间汽轮机排汽余热完全被利用，消除了冷源损失，发电煤耗率降至150g/kW.h以下。
（2）机组改造后低压缸、转子、凝汽器等各部件膨胀正常，轴系振动、低压缸排汽温度、凝汽器背压等技术指标基本控制在设计范围内，整机运行正常。
2.2低压缸双背压双转子互换循环水供热改造的技术路线
在采暖供热期间高背压循环水供热工况运行时，机组纯凝工况下所需要的冷水塔及循环水泵退出运行，将凝汽器的循环水系统切换至热网循环泵建立起来的热水管网循环水回路，形成新的“热-水”交换系统。循环水回路切换完成后，进入凝汽器的水流量降至5000-8000t/h，凝汽器背压由5～7kPa左右升至30～43.6kPa，低压缸排汽温度由30～40℃升至69～78℃（背压对应的饱和温度）。经过凝汽器的第一次加热，热网循环水回水温度由约55℃提升至66～75℃（凝汽器端差3℃），然后经热网循环泵升压后送入首站热网加热器，将热网供水温度进一步加热后供向一次热网。
2.3改造范围
低压缸改造主要更换部件有：低压整锻转子；全部2×3级隔板包括隔板汽封、围带汽封；2×3级动叶片；导流环2套；前、后轴端汽封体及汽封圈；中低、低发连轴器螺栓；DCS供热控制逻辑改造。
3常规高背压循环水供热改造存在的问题
3.1常规高背压循环水供热改造采取的方式为低压缸通流部分一次性改造，即通过减少低压通流级数，更换低压缸隔板、末级叶片、转子等部件，使汽轮机具备在较高背压下连续安全运行的能力，由此带来的问题是采暖供热工况下运行经济性好，非供热期运行经济性差甚至于出力不足。
3.1.1非采暖供热期纯凝工况热耗率远大于设计值
在纯凝工况下的机组热耗率设计值为8661.85kJ/kW.h，而改造后性能考核试验额定工况下修正后热耗率为9435kJ/kW.h，偏差773.15kJ/kW.h。
3.1.2低压缸相对内效率比设计值偏低较多
低压缸效率设计值77.157%，实测计算值为60.331%，比设计值低了16.8个百分点。
3.2双背压双转子互换方案实施的关键
在冬季供热期使用新低压转子，非供热期使用旧转子，必须保证新、旧转子具备完全互换性以满足轴系对转子的联接要求一致，由此带来主要的问题是如何保证联轴器销孔一致性。
3.2.1.对旧高中压转子、旧低压转子及新低压转子的对轮螺栓孔进行标准化加工，即三根转子上的对轮螺栓孔具有相同的位置度、尺寸精度及公差。
3.2.2.采用液压膨胀连轴器螺栓，通过连轴器销孔的精确定位，保证锥套与连轴器销孔的间隙要求在0.03mm以内，经过液压工具拉伸、锥套膨胀达到对轮螺栓安装要求。
4.项目改造效果
改造后7号机增大了供热能力，除了正常的供电收益外还增加了供热收益。进行双转子互换高背压高背压循环水供热改造后，每年可节约标煤约20240吨；增加供热量收益约1302万元。随着东北地区供热用户的持续增长，供热和发电矛盾突出，高背压改造除节能降耗效果明显还能有效的适当缓解供热和发电矛盾，值得推广。
作者简介：
曹国庆（1980-）毕业于华北水利水电学院热能与动力工程专业，工程师。
论文作者:曹国庆
论文发表刊物:《电力设备》2017年第33期
论文发表时间:2018/4/17
标签：机组论文; 转子论文; 低压论文; 凝汽器论文; 工况论文; 汽轮机论文; 采暖论文; 《电力设备》2017年第33期论文;