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352017年06月 第3期 发电设计汽轮机高背压供热方案探讨汽轮机高背压供热方案探讨肖慧杰，张雪松(内蒙古电力勘测设计院有限责任公司，内蒙古呼和浩特010020)摘要：发电设备年利用小时数走低、热电矛盾的现状，和节能减排、上大压小的国策下，火电企业已面临盈亏临界，甚至生存危机。抽凝或纯凝式汽轮机切换为高背压式供热的新技术为火电行业注入生机。以两台200MW汽轮发电机组为例，提出利用冷源损失提高供热能力的高背压方案、高背压和背压组合方案、背压方案，并从技术、经济两方面剖析、论证三种方案均可行，且高背压供热优于背压供热。为已建或新建火电机组消除冷源损失实施高背压技术，在制定设计方案和明确各种方案的优先次序时提供借鉴。首次提出研发汽轮机低压转子集成工况模块的理念，通过模块调整和切换实现汽轮机抽凝或纯凝工况、高背压工况、背压工况高效运行的市场需求。关键词：火电机组；汽轮机；高背压；背压；技术经济。中图分类号：TM621文献标志码：B文章编号：1671-9913(2017)03-0035-05DiscussiononHeatSupplySchemeofHighBack-pressureSteamTurbineXIAOHui-jie,ZHANGXue-song(InnerMongoliaElectricPowerSurvey&DesignInstituteCo.,Ltd.,Hohhot010020,China)Abstract:Coal-firedpowerplantsarefacingthebreak-evenpoint,evensurvivalcrisisduetoshortavailabilityhours,contradictorystatusofheatingandpowergeneration,energysavingandemissionreductionaswellasthepolicyoffavoringlargescaleenterprises.Theswitchingtechnologyofcondensingorstraightcondensingturbinetohighbackpressureheatsupplybringsnewvigorandvitalityintocoal-firedpowergenerationenterprises.Basedoncasestudyoftwo200MWturbinegenerationunits,thispaperputsforwardthefollowingthreeschemes:highbackpressureschemetoincreaseheatsupplycapacitybyutilizinglossofturbinecoolingsource,combinedschemeofhighback-pressureandbackpressure,andbackpressure.Througheconomicandtechnologicalanalysis,itisconcludedthatallthethreeschemesarefeasibleandthehighbackpressureschemeissuperiortobackpressureheatsupply.Thisoffersreferenceforexistingandnewcoal-firedturbineunitstoreducelossofturbinecoolingsourceandadoptbackpressuretechnology.Besides,ithelpstomakedesignschemesandidentifyorderofprecedenceoftheseschemes.Thispaperproposesforthefirsttimetodevelopintegratedmodulesforlowpressureturbinerotorundervariousconditions.Throughadjustmentandreplacementofmodules,marketdemandforhigh-efficiencyoperationofsteamturbineunderextract-condensingorstraightcondensing,highbackpressureandbackpressureconditionscanbesatisfied.Keywords:coal-firedgenerationunits;steamturbine;highbackpressure;backpressure;tech-economic.*收稿日期：2016-02-24作者简介：肖慧杰(1980-)，女，河南安阳人，高级工程师，从事发电行业热机专业咨询、设计工作。经过10年抢、飞式发展，现阶段中国火电发电量超过总发电量的80%。电力是国民经济发展的基础，热电联产是实现国家节能减排的一项重要措施。近年来，“电产能过剩”、“窝电”已非新鲜词汇，北方“热电矛盾”尤为突出，火电这块蛋糕现状是：一方面火电建设进入超DOI:10.13500/j.cnki.11-4908/tk.2017.03.008362017年06月 第3期 超临界、百万千瓦汽轮发电机组时代，另一方面，环保节能成为我国电力工业结构调整的重要方向，火电行业在“上大压小”的政策导向下积极推进产业结构优化升级，加快淘汰单机容量200MW级及以下、设计寿命期满和不实施供热改造的常规燃煤火电机组，鼓励具备条件的地区建设背压式热电机组，目前背压式热电机组最大发电功率为50MW。我国能源利用率仅为33%，节能空间和潜力很大。改进热机技术以卡诺循环效率为最高标准，火力发电汽轮机乏热损失即冷源损失，约占总损失的50%～60%。这部分热量排入大气或水源，造成能源浪费、环境污染。依托运城关铝热电2×200MW工程改造实例探讨高背压技术设计方案。2工程概况运城关铝热电2×200MW机组于2008年投产，自然通风冷却塔，汽轮机为北京北重汽轮电机有限责任公司生产的超高压、中间再热、三缸两排汽、抽汽凝汽式汽轮机，第六级抽汽为采暖调整抽汽，型号为NC210-12.75/0.294/535/535。根据运城《供热规划》内容，2016年～2030年关铝热电厂规划供热的Ⅰ区、Ⅱ区新增面积1811×104m2。设定额定采暖抽汽量按250t/h(外供热负荷能力1200GJ/h)及配套热网站、2台58MW热水炉备用、综合采暖指标为40.1W/m2，一次热网循环水供回水温度为100℃/52℃，汽轮机额定高背压工况背压设计值为47.4kPa,在此基础上挖掘2台机组最经济的供热方案。火电机组高背压供热技术的核心是利用冷源损失，将这部分冷源损失回收用于民生供热，高背压供热发电标煤耗、机组热效率等技术经济指标优于常规背压式热电机组，经过逐渐研究和实施，未来几年将得到迅速发展。高背压方案，采用减少、更换低压转子次末级、末级叶片等方法提高低压缸排汽参数，从而提高循环水出水温度用以供热；背压方案的低压转子也称光轴转子，常采用中低压缸连通管打孔抽汽的方法，将大部分中压缸排汽用作采暖抽汽，仅留10t/h蒸汽作为低压转子通风冷却备用汽源，光轴方案较高背压方案更简单易行，经济性较高背压方案略差；采用低压缸双转子，通过转子互换实现抽凝或纯凝、高背压或背压工况的高效运行。拟定三个供热方案：仅1号机组改造为高背压(以下简称方案一)、1号机组改造为高背压+2号机组改造为背压(以下简称方案二)、2台机组均改造为背压(以下简称方案三)。还有一种方案就是2台机组同时改造为高背压，此方案若将每台机组的450t/h排汽热量全部送出，在供回水温度75℃/52℃的条件下需要的热网循环水量约22000t/h，现有热网循环水最大流量为11300t/h，原热网系统需进行颠覆性改造。这种低温供热方式，循环水大流量、能耗高、经济性差、外网匹配困难，所以不推荐此方案。4高背压供热主机4.1高背压供热额定工况单台汽轮发电机组额定抽汽工况(简称抽凝)、高背压供热无抽汽工况(简称高背)、背压供热工况(简称背压)主要参数见表1。从表中数据可见，相同主蒸汽流量条件下，机组发电功率由高到低依次为高背、抽凝、背压，而供热能力由高到低依次为背压、高背、抽凝。表1汽轮机典型工况类别抽凝高背背压主蒸汽额定流量/(t/h)610610610发电功率/MW167.8179.2139.1额定抽汽/(t/h)2500481抽汽压力/MPa0.294/0.294抽汽温度/℃269/269低压缸进汽/(t/h209450.310排汽压力/kPa.a4.947.44.14.2高背压供热改造高背压机组改造：主机改造范围集中在低压缸转子及其附属连接件，见图1。将现有低压转子返回主机厂加工为高背压转子，用于采暖期机组高背压工况运行，改造前后低压转子见发电设计汽轮机高背压供热方案探讨372017年06月 第3期 图2、图3。根据电厂需求可采购新纯凝转子，用于非采暖期机组纯凝工况运行。辅机改造主要有凝汽器、低压缸喷水、轴封加热器等。发电设计汽轮机高背压供热方案探讨背压机组改造：购买新的光轴转子用于采暖期机组背压工况运行。将现有低压转子返回主机厂进行互换性改造，用于非采暖期机组纯凝工况运行。辅机改造主要有低压缸喷水、轴封加热器、凝结水泵等。5马心猿高背压供热系统5.1热网主要设备加热站主要设备有加热器、循环水泵、疏水泵、滤水器，各方案设备见表2。从表中可见方案三新增设备数量最多，相应加热站内设备投资最高。表2热网加热站设备设备名称规格及规范现有设备新增台数方案一方案二方案三加热器面积1600m²5///加热器面积700m²//11循环水泵2450t/h，0.8MPa4/11疏水泵300t/h，1.4MPa3//2滤水器DN1200/111注：循环水泵未设备用，疏水泵公共备用1台。5.2主要系统5.2.1热网循环水系统方案一、方案二原凝汽器循环水管道隔断，双流程改为四流程。从热网加热站引接热网循环水，进入凝汽器经四流程加热后，经热网循环水泵升压、热网加热器加热后送向外网。热网加热器前、后供水母管之间设置连通管。5.2.2热网加热蒸汽系统高背压方案热网蒸汽系统无变动。背压方案，抽汽量由原有250t/h增加为480t/h，每台图1低压转子改造范围图2老低压转子图3新低压转子汽轮机可从中低压连通管打孔增设抽汽管路至热网蒸汽母管，替换母管管径。5.2.3开式冷却水系统(高)背压方案自然通风冷却塔停用，在冷却塔集水池内完成循环水冷却，增设冷却水泵及机组间连通管路。6供热能力和供热安全性6.1改造前抽凝机组供热能力两台200MW机组额定抽汽量为250t/h，对应供热能力333MW，可供采暖面积831×104m2。6.2方案一供热能力1号机组改造为高背压运行，主蒸汽进汽量为630t/h，排汽量为360t/h，可将8560t/h循环水从52℃加热到75℃，且从高背压机组抽汽115.2t/h，可将8560t/h循环水从75℃加热到83℃。1号机组最大供热能力按306MW设计，热网循环水量按8560t/h设计。2号机组采暖期仍然按照抽汽供热方式运行，机组额定抽汽量为250t/h，最大抽汽量为300t/h。2号机组额定供热能力为167MW，可将热网循环水从83℃加热到100℃。改造后两台机组总供热能力为473MW，两台机组可以满足1177.6×104m2的供热需要。6.3方案二供热能力1号机组改造为高背压运行，主蒸汽进汽量为638t/h计算，可以将11300t/h的循环水从52℃加热到75℃，向外网提供热量为302MW。1号机组最大供热能力按302MW382017年06月 第3期 设计，热网循环水量按11300t/h设计，充分利用机组冷源损失。2号机组改造为背压运行，主蒸汽进汽量为610t/h，额定抽汽量为480t/h，供热能力为320MW，可将热网循环水