（华能新疆阜康热电有限责任公司 新疆阜康市 831500）
摘要：通过对汽轮机的高背压改造，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。针对华能新疆阜康热电有限责任公司1号机组高背压改造，从改造必要性、改造过程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：抽凝汽轮机；高背压供热；技术改造；节能减排
1 机组概况
华能阜康热电厂1号机组系国产135MW燃煤汽轮发电机组，于2010年11月投产发电。锅炉为华西能源工业股份有限公司生产的超高压自然循环锅炉；汽轮机是上海汽轮机有限公司生产的135MW 超高压、中间再热、双缸双排汽、单轴、抽汽凝汽式汽轮机。2011年10月热网首站建成并投入运行，采暖抽汽为调整抽汽，来自汽轮机五段抽汽。采暖抽汽参数：P=0.35MPa，T=275.2℃，额定采暖工况采暖抽汽流量160t/h，最大采暖工况采暖抽汽流量235t/h。
汽轮机的特点是供暖抽汽蝶阀直接布置在中压排汽缸上方，结构简单、操作方便，高、供暖抽汽管道布置在中压缸下方，同时它又是高、中压汽缸合并,流通部分反向布置，新蒸汽及再热蒸汽集中在高、中压汽缸中部，以降低前后轴承的工作温度和减小转子、汽缸的热应力,低压缸为径向扩压双排汽，目的是在缩短机组轴向尺寸的同时又最大限度的降低排汽阻力。低压缸为双流双排汽，低压缸内有第六级和第七级抽汽口，分别送往3号低压加热器及在凝结器内的4号低压加热器(内置式)。
通过对1号机组低压缸进行高背压循环水供热改造，将低压缸排汽压力提高，排汽温度提高，充分利用凝汽式机组排汽的汽化潜热加热循环水，将冷源损失降低为0，从而提高机组的循环热效率。
2 汽轮机高背压改造的必要性
华能阜康热电厂主要承担阜康市区供热任务，采用热水供热系统，循环水供热一级管网管道设计压力为0.6～0.8MPa，流量5000t/h，凝汽器出水温度为 70-75℃，凝汽器进水压力0.15～0.2MPa，供热外网供、回水温度90-105/55-60℃。
随着城市快速发展，热网设计面积已不能满足日益扩大供热市场的需要，2015年阜康市供热面积390万m2，2016年阜康市现有供热面积480万m2、2020年预计将达到610万m2，所需热负荷达到292.8MW。按单台135MW正常供热能力（约130MW），两台机组可达到260MW，虽能满足2016年的供热面积，但已无法满足2020年规划面积的要求。到2020年热网面积缺口将超过150万m2，因此华能阜康热电厂拟计划对1号机组进行低真空循环水供热改造，可扩大对外供热量，满足热网需求。
综上所述，华能阜康热电厂1号机组高背压供热改造有利于提高机组热效率，提高企业的经济效益，不仅符合国家能源综合升级改造的政策，体现以热定电、热电联产、综合利用的原则；而且有利于城市的环境保护，提高城市居民的生活质量，为城市集中供热、节约能源和改善环境作出贡献，因此本项目建设是完全必要的。
3 汽轮机高背压改造技术方案
（1）低压部分改造
低压通流设计工况为排汽压力44kPa下，低真空供热+连通管最大抽汽工况，重新调整低压通流面积以降低中低压连通管抽汽的节流压损，确保低压缸排汽温度在较大负荷范围内不超温，各级效率进一步提高。
（2）末级叶片
与常规湿冷机组相比，汽轮机在低真空供热时，其运行背压要远高于湿冷机组，高背压使得末级的蒸汽干度增大，在低真空供热时末级已经处于过渡区。在高背压、小负荷时，末级叶片焓降减小，相对容积流量小，容易产生鼓风损失，对叶片产生扰动力，使叶片的交变动态应力明显增加。采用根部高反动度设计，并控制反动度沿叶高缓慢变化，保证在规定运行范围内叶片出口不发生回流，避免因叶片根部回流导致的叶片出汽边根部水蚀和高背压工况下大面积分离的发生，使其具有良好的气动性能；通过适当的叶片材料选择、叶片型线设计以及叶片连接型式，使其能够承受小容积流量下可能发生脱流、倒流等引发的交变动应力。选取较低的运行背压作为末级叶片的危险工况来校核叶片强度，以保证末级叶片在低真空供热运行时具有足够的安全裕度。
（3）转子、轴系稳定性
用于低真空供热的低压转子为2×4级，整锻无中心孔。新低压转子与旧转子相比减少两级叶轮，通过调整无叶轮侧转子直径，可实现新设计低压转子重量与旧转子挠度相当，保持低压轴承载荷的稳定性。对低压转子临界转速进行优化，使低压转子临界转速在原有设计转速范围内，保证轴系稳定性。机组原低压前后轴承采用落地轴承箱，排汽温度升高对轴系标高影响较小。
（4）转子、汽缸膨胀
排汽温度升高后，低压转子膨胀量明显增大，背压在较大范围内变化使汽缸沿径向的膨胀量变化明显，为避免膨胀引起的动静碰磨，新加装一套汽封以保证低真空供热工况下的运行安全性。此外，新加装低压缸喷水减温装置，以减小排汽温度升高对低压缸中心变化的影响。
（5）凝汽器加固
低真空供热改造后，排汽压力、温度均相应升高，凝汽器壳体及不锈钢管膨胀量均有较大变化，并且管束内部循环水压力、温度都有较大提高，对于凝汽器管束的胀口强度、运行寿命等都有很大影响，因此对凝汽器进行加固改造。管板更换加厚钢板，壳体、水室加固，进出管道加装金属膨胀节，满足凝结器高背压安全经济性运行，相应改造供热管网的循环水管道与凝结器进行对接。
4 汽轮机高背压改造运行分析
在采暖季前对1号机组原低压转子更换为供热转子，循环水供热外网管道设计压力为：0.6～0.8MPa，流量5000t/h，凝汽器出水温度为 70-75℃，凝汽器进水压力 0.15～0.2MPa，供热外网供、回水温度 90-105/55-60℃，当循环水流量不足时，可先通过中低压连通管增加抽汽量对循环水进行二次提温的方法控制排汽温度。当结束采暖供热后，低压转子恢复成纯凝转子，即完全恢复至纯凝机组原设计状态，汽轮机排汽背压同时恢复至4.9kPa。
低真空循环水供热是将汽轮机原凝汽器循环冷却水出、入口直接接入供热系统，由热网循环水充当凝汽器冷却水。低真空循环水供热采用串联式两级加热系统，热网循环水首先经过凝汽器进行第一次加热，吸收低压缸排汽余热，然后再经过供热首站蒸汽加热器完成第二次加热，生成高温热水，送至热水管网通过二级换热站与二级热网循环水进行换热，高温热水冷却后再回到机组凝汽器，构成一个完整的循环水路，供热首站蒸汽来源为机组中低压联通管抽汽。
在采暖供热期间低真空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5000t/h，凝汽器背压升高，低压缸排汽温度由30～40℃升至75～80℃(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50℃提升至70～75℃，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。
5 节能效果分析
1）按照改造前后节煤核算
参照同类型机组改造经验以及核算等，1号机组高背压循环水供热改造完成后，100MW工况下，纯凝额定进汽量供热工况下热耗保证值至少为3600kJ/kWh，改前纯凝额定进汽量供热工况下热耗为6811kJ/kWh。因此，供热季高背压运行按 144天计算，则项目实施后每年节煤量为41389万吨标煤。
按标煤价格170元/吨计算，年节约人民币41389×170=703万元，本项目总投资1653.6万元。
2)冷却塔节水量核算
冷却塔补水量按照150t/h，水价按2.4元/吨计算：
节约循环水量： 150×24×144=51.8万吨
节约水费：51.8×2.4=124.4万元
3）循环水泵节电
原循环水泵冬季循环泵泵低速运行，轴功率500KW（此处取450，上网电价按0.2元/KWh）
节约用电：450×24×144=155.5万kWh
折合电费：155.5×0.2=31.1万元
4）改造后少发电量
根据1号机2015年度全年发电量44434.65万千瓦时，机组利用小时3291小时，由于我公司发电负荷率低，1号机组负荷可移至2号机组，减少发电量可不考虑。
5）综合分析
1号机组高背压改造后，机组需检修天数为40天，因此此处对机组发电量基本不造成影响，转子更换时间对发电量影响不预考虑。每年更换低压转子两次，每次费用35万元，合计70万元。综合效益为改造后的节煤＋节水＋节电-更换费用，合计：703+124.4+31.1-70=788.5万元。
6）投资回收期（按不增加供热面积核算）
按照1号机改造工程投资1653.6万元计算，投资回收期为2.1个采暖季，但随着供热面积的增大，机组负荷逐年提高，投资回收期逐渐缩短。
6 结语
华能阜康热电厂1号机组低真空循环水供热改造完成后，经过2016-2017供暖季运行稳定，各运行参数正常，总体运行状况良好。同时，改造后，减少了冷源损失，节约了能源，机组供热能力得到提高，新增供热面积200万平方米，年节约标煤41389 吨，减少烟尘排放 999吨，减少二氧化硫排放633吨，减少氮氧化物排放403吨，减少二氧化碳排放99654吨，减少灰、渣排放量17221吨，具有显著的节能减排效。在保证机组安全经济运行的情况下供热效果良好，其经济效益和社会效益十分可观。
参考文献：
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[3]高炜，蒋建平，王宏伟．汽轮机高背压改造在火电机组的应用[J]．山东电力技术．2013(1):p.59-61.
作者简介
张海军，男，大学热能与动力工程专业，工程硕士，工程师，从事火力发电厂生产技术管理工作
论文作者:张海军
论文发表刊物:《电力设备》2017年第25期
论文发表时间:2017/12/20
标签：机组论文; 低压论文; 凝汽器论文; 转子论文; 汽轮机论文; 阜康论文; 工况论文; 《电力设备》2017年第25期论文;