300MW热电联产机组热电联调能力的试验研究

300MW机组高背压供热改造及运行优化研究高背压供热将汽轮机组凝汽器内压力提高,提升汽轮机排汽压力和温度,使凝汽器成为供热系统中的热网加热器,直接对热网循环水进行加热,充分地利用了汽轮机排汽的汽化潜热,将散失到环境中冷源损失降低为零,大大提高了机组的热效率。

在能源紧缺和环保压力的双重作用下,北方城市的很多热电联产机组正在逐渐向高背压供热方式转型改造机组的容量级别也在探索中不断增大,努力做到更加得高效环保。

研究主要以300MW湿冷机组高背压供热为研究对象,研究纯凝机组高背压改造技术,结合机组的实际运行参数,对机组的热经济性能进行了理论的计算与分析,得出高背压改造后机组的经济参数,进而找出最佳运行方式方法。

研究以华电青岛公司的#2机组高背压供热改造项目为案例,介绍了机组的改造方案,并选取机组运行的典型工况参数进行热经济性的计算分析,结合公司供热实际,对不同外界供热条件下的运行方式进行了优化研究,得到不同气候条件下的最佳运行方式。

同时还从能量利用的角度进行了优化研究,通过运用总能系统理论,努力减少换热过程中高品位能量的(火用)损失。

㊀收稿日期:２０１８￣０５￣３０㊀㊀㊀㊀㊀㊀基金项目:国家电力投资集团公司科技项目(２０１８－００９－ＫＪ－ＤＢＧＳ)ꎮ㊀作者简介:王㊀力(１９６７￣)ꎬ男ꎬ辽宁盘锦人ꎬ高级工程师ꎬ工学硕士ꎮ主要从事火力电节能及环保技术研究ꎮ３００ＭＷ机组高背压供热改造方案及试验分析王㊀力１ꎬ陈永辉２ꎬ李㊀波３ꎬ陈晓利２ꎬ孔德奇１ꎬ王云龙３ꎬ高继录２ꎬ祝海义４(１国家电投东北电力有限公司ꎬ沈阳１１０１８１ꎻ２中电投东北节能技术有限公司ꎬ沈阳１１０１７９ꎻ３国家电投抚顺热电分公司ꎬ抚顺１１３０００ꎻ４哈尔滨汽轮机厂有限责任公司ꎬ哈尔滨１５００４６)摘要:针对某３００ＭＷ供热机组的汽轮机特性以及其所在热电厂的供热背景ꎬ分析了高背压改造存在的关键技术问题ꎬ提出了汽轮机本体及主要辅机的改造方案ꎬ并通过改造后的热力性能试验分析了高背压改造对机组性能的影响ꎮ分析得出ꎬ所采用的改造方案是可行性的ꎬ改造后机组节能降耗效果显著ꎮ机组供电煤耗由改造前的２８９.４８ｇ/(ｋＷ ｈ)降至１５１.０４ｇ/(ｋＷ ｈ)ꎬ降低了４７.８２％ꎮ关键词:３００ＭＷ供热机组ꎻ高背压ꎻ汽轮机ꎻ改造方案ꎻ供电煤耗分类号:ＴＫ２６７㊀㊀㊀文献标识码:Ａ㊀㊀㊀文章编号:１００１￣５８８４(２０１８)０５￣０３８５￣０４ＲｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎＳｃｈｅｍｅａｎｄＴｅｓｔＡｎａｌｙｓｉｓｆｏｒＨｅａｔｉｎｇＳｕｐｐｌｙｗｉｔｈＨｉｇｈＢａｃｋＰｒｅｓｓｕｒｅｏｆａ３００ＭＷＵｎｉｔＷＡＮＧＬｉ１ꎬＣＨＥＮＹｏｎｇ￣ｈｕｉ２ꎬＬＩＵＢｏ３ꎬＣＨＥＮＸｉａｏ￣ｌｉ２ꎬＫＯＮＧＤｅ￣ｑｉ１ꎬＷＡＮＧＹｕｎ￣ｌｏｎｇ３ꎬＧＡＯＪＩ￣ｌｕ２ꎬＺＨＵＨａｉ￣Ｙｉ４(１ＳＰＩＣＮｏｒｔｈｅａｓｔＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＣｏｍｐａｎｙＬｉｍｉｔｅｄꎬＳｈｅｎｙａｎｇ１１０１８１ꎬＣｈｉｎａꎻ２ＣＰＩＮｏｒｔｈｅａｓｔＥｎｅｒｇｙＳａｖｉｎｇＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＣｏｍｐａｎｙＬｉｍｉｔｅｄꎬＳｈｅｎｙａｎｇ１１０１７９ꎬＣｈｉｎａꎻ３ＳＰＩＣＦｕｓｈｕｎＴｈｅｒｍｏｅｌｅｃｔｒｉｃＰａｒｅｎｔ￣ＣｏｍｐａｎｙꎬＦｕｓｈｕｎ１１３０００ꎬＣｈｉｎａꎻ４ＨａｒｂｉｎＴｕｒｂｉｎｅＣｏｍｐａｎｙＬｉｍｉｔｅｄꎬＨａｒｂｉｎ１５００４６ꎬＣｈｉｎａ)Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ｉｎｔｈｉｓｐａｐｅｒꎬａｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｔｈｅｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅｏｆａ３００ＭＷｈｅａｔｉｎｇｕｎｉｔａｎｄｔｈｅｈｅａｔｉｎｇｂａｃｋｇｒｏｕｎｄｏｆｔｈｅｔｈｅｒｍａｌｐｏｗｅｒｐｌａｎｔｗｈｅｒｅｉｔｉｓｌｏｃａｔｅｄꎬｔｈｅｋｅｙｔｅｃｈｎｉｃａｌｐｒｏｂｌｅｍｓｉｎｔｈｅｈｉｇｈ￣ｐｒｅｓｓｕｒｅｒｅｆｏｒｍａｔｉｏｎａｒｅａｎａｌｙｚｅｄꎬａｎｄｔｈｅｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎｐｌａｎｏｆｔｈｅｔｕｒｂｉｎｅｂｏｄｙａｎｄｔｈｅｍａｉｎａｕｘｉｌｉａｒｙｅｑｕｉｐｍｅｎｔｉｓｐｒｏｐｏｓｅｄꎬａｎｄｔｈｅｈｅａｔｅｎｅｒｇｙａｆｔｅｒｔｈｅｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎｉｓｐｒｏｐｏｓｅｄ.Ｔｈｅｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｔｅｓｔａｎａｌｙｚｅｓｔｈｅｅｆｆｅｃｔｏｆｈｉｇｈｂａｃｋｐｒｅｓｓｕｒｅｒｅｆｏｒｍａｔｉｏｎｏｎｕｎｉｔｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅ.Ｔｈｅａｎａｌｙｓｉｓｓｈｏｗｓｔｈａｔｔｈｅｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｓｃｈｅｍｅａｄｏｐｔｅｄｉｎｔｈｉｓｐａｐｅｒｉｓｆｅａｓｉｂｌｅꎬａｎｄｔｈｅｅｎｅｒｇｙｓａｖｉｎｇａｎｄｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎｒｅｄｕｃｔｉｏｎｅｆｆｅｃｔｏｆｔｈｅｕｎｉｔａｆｔｅｒｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎｉｓｓｉｇｎｉｆｉｃａｎｔ.Ｔｈｅｎｅｔｃｏａｌｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎｏｆｔｈｅｕｎｉｔｒｅｄｕｃｅｄｆｒｏｍ２８９.４８ｇ/(ｋＷ ｈ)ｂｅｆｏｒｅｔｈｅｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎｔｏ１５１.０４ｇ/(ｋＷ ｈ)ꎬａｄｅｃｒｅａｓｅｏｆ４７.８２％.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:３００ＭＷｈｅａｔｉｎｇｕｎｉｔꎻｈｉｇｈｂａｃｋｐｒｅｓｓｕｒｅꎻｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅꎻｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｓｃｈｅｍｅꎻｎｅｔｃｏａｌｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎ０㊀前㊀言近年来ꎬ随着用热需求的持续增加ꎬ我国的热电联产机组规模不断扩大ꎬ现有的热电联产机组中ꎬ大多数为３００ＭＷ及以上容量的大型机组ꎬ供热方式主要是在汽轮机中压缸后抽汽ꎮ该供热方式抽汽参数过高ꎬ与用户侧热负荷需求参数不匹配ꎬ造成高品位能的损失ꎬ并且汽轮机排汽余热通过循环水系统排放到环境中ꎬ造成能量的极大浪费ꎬ使热电厂效率提升有限[１－４]ꎮ为此ꎬ各发电企业为增加供热能力ꎬ提高供热运行经济性ꎬ相继开展了高背压供热技术改造ꎮ高背压汽轮机供热机组是为了适应北方采暖供热而出现的改造型机组ꎬ大都是由纯凝或抽凝式机组经改造而成ꎬ通过将凝汽器中乏汽的压力提高ꎬ即降低凝汽器的真空度ꎬ提高冷却水温ꎬ将凝汽器改为供热系统的热网加热器ꎬ而冷却水直接用作热网的循环水ꎬ充分利用凝汽式机组排汽的汽化潜热加热循环水ꎬ将冷源损失降低为零ꎬ从而提高机组的循环热效率[５－８]ꎮ采用该方法供热是在不增加机组发电容量的前提下ꎬ减小了供热抽汽量ꎬ增大了供热面积ꎬ又加上其施工周期短㊁经济效益显著ꎬ因此ꎬ在供热企业中多有应用[９ꎬ１０]ꎮ国内各大发电公司在高背压供热改造方面ꎬ特别是汽轮机本体改造方面都积累了比较丰富的经验ꎬ但是由于各发电公司所具有的供热背景和所选择的技术改造路线各有不同ꎬ因此ꎬ改造后的汽轮机机组的性能指标和运行状态也存在很大差别ꎮ本文基于某３００ＭＷ汽轮机所在热电厂的供热背景ꎬ详细分析了高背压供热改造存在的关键技术问题ꎬ提出了汽轮机本体及主要辅助设备的改造方案ꎬ并分析了改造后对机组性能的影响ꎮ１㊀汽轮机机组概况和供热背景分析１.１㊀汽轮机机组概况第６０卷第５期汽㊀轮㊀机㊀技㊀术Ｖｏｌ.６０Ｎｏ.５２０１８年１０月ＴＵＲＢＩＮＥＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹＯｃｔ.２０１８㊀㊀表１机组主要设计参数项目额定功率ＭＷ最大功率ＭＷ额定转速ｒ/ｍｉｎ新汽压力ＭＰａ新汽温度ħ再热温度ħ额定进汽量ｔ/ｈ最大进汽量ｔ/ｈ改造前３００.００３３６.６１３０００１６.６７５３７５３７８８６.２８１０２５改造后２４５.０４２６９.３５３０００１６.６７５３７５３７９００.００１０２５项目额定背压ｋＰａ(ａ)加热器数给水温度ħ热耗率ｋＪ/(ｋＷ ｈ)循环水流量ｔ/ｈ采暖抽汽量ｔ/ｈ改造前４.９３高加＋１除氧器＋４低加２６８.５０７８５０.３１２０００３４０改造后４６３高加＋１除氧器＋４低加２７６.４２３６６９.４９０００１４８㊀㊀某３００ＭＷ供热机组为亚临界㊁一次中间再热㊁两缸两排汽㊁抽汽凝汽式汽轮机ꎮ机组设计参数见表１ꎮ汽轮机为两缸结构ꎬ高中压合缸ꎬ一个双分流的低压缸ꎻ高压通流由一个调节级和１２个压力级构成ꎻ中压通流由１１个压力级构成ꎻ两个低压通流均由６个压力级构成ꎮ汽轮机机组具有一个８级抽汽回热系统ꎬ其中ꎬ第１㊁２㊁３级抽汽分别供给３台高压加热器ꎬ第３级抽汽还具有不小于５０ｔ/ｈ的工业抽汽能力ꎬ第４级抽汽供给除氧器ꎬ第５㊁６㊁７㊁８级抽汽分别供给４台低压加热器ꎮ第５级抽汽在采暖期供热网加热器ꎮ汽轮机机组设置了两台５０％容量汽动调速给水泵和一台３０％电动调速给水泵ꎮ１.２㊀供热背景分析某热电厂由两台３００ＭＷ机组承担热电联产ꎬ拥有的供热面积约为９００万ｍ２~１０００万ｍ２ꎮ单台汽轮机机组设计最大供热能力约为３５０ＭＷꎬ按照５５Ｗ/ｍ２的平均供热指标计算ꎬ单台汽轮机组最大供热面积可达６３６万ｍ２ꎮ两台机组同时运行才能满足供热需求ꎮ但抽凝式机组只有部分抽汽被用于供热ꎬ汽轮机排汽份额有所减少ꎬ但仍存在较大冷源损失ꎮ为减少冷源损失ꎬ提高供热能力和供热经济性ꎬ需进行高背压技术改造ꎮ２㊀高背压供热改造关键技术及改造方案通过对现有高背压改造技术路线的对比分析ꎬ某３００ＭＷ供热机组选用双转子互换技术进行高背压改造ꎮ为实现采暖供热期高背压和非采暖供热期常规纯凝低背压运行功能ꎬ在汽轮机的改造设计过程中ꎬ需综合考虑汽轮机本体及通流㊁辅助及回热系统㊁控制系统及其它方面存在的主要问题ꎬ并进行相应的改造或改进ꎮ本文重点针对汽轮机本体㊁凝汽器及凝结水系统㊁小汽机㊁汽封冷却器以及热网系统等部件和系统的改造方案进行详细分析ꎮ２.１㊀汽轮机本体改造方案由于原汽轮机低压转子按常规纯凝背压进行设计ꎬ叶片的级数和末级叶片强度不能满足高背压工况需求ꎬ否则将引起叶片的颤振及背压不可控地提高ꎬ同时由于需要实现汽轮机采暖供热期和非采暖供热期的反复切换运行功能ꎬ且两种工况下汽轮机的通流结构大小及形式差别较大ꎬ故需考虑重新设计通流ꎮ对某３００ＭＷ供热机组汽轮机低压缸进行改造ꎬ重新设计低压缸通流ꎬ使低压一体化内缸通用于供热和非供热工况ꎮ在供热工况ꎬ汽轮机采用２ˑ４级新低压转子ꎻ在非供热工况ꎬ汽轮机采用２ˑ６级旧低压转子ꎮ具体改造方案如下:(１)利用旧转子改造用于高背压供热运行工况的低压转子主轴ꎬ末级及次末级拆除原动叶并安装假叶根ꎬ优化前４级动叶ꎻ拆除末级㊁次末级隔板更换为导流环ꎮ新设计低压隔板套㊁２ˑ４级隔板㊁隔板汽封㊁叶顶汽封ꎬ低压缸改造部件如图１所示ꎮ图１㊀低压缸高背压改造更换部件示意图(２)新设计用于非供热期纯凝工况的低压转子主轴ꎬ优化１~６级动叶ꎻ新设计低压隔板套㊁２ˑ６级隔板㊁隔板汽封㊁叶顶汽封ꎻ新设计连通管短节用于纯凝工况替代蝶阀ꎮ(３)新设计１号机组高背压㊁纯凝工况通用的整体铸造低压内缸㊁低压内缸隔热罩㊁低压内缸对中装置㊁排汽导流环㊁联轴器液压螺栓(电㊁调)㊁低压轴端汽封圈ꎮ２.２㊀凝汽器及凝结水系统改造方案高背压供热改造后ꎬ排汽压力㊁温度相应升高ꎬ排汽压力由４.９ｋＰａ提高到４６ｋＰａꎬ凝汽器出口的凝结水温度由３５ħ上升到７９.３ħꎬ凝汽器壳体及管束膨胀量均有变化ꎬ并且管束内部循环水压力㊁温度都有较大提高ꎮ某３００ＭＷ供热机组的凝汽器材质为不锈钢ＴＰ３１６Ｌꎬ凝汽器设计水室压力为０.２９４ＭＰａꎬ凝汽器循环水量为３６２１１ｔ/ｈꎻ热网回水压力实际运行值为０.２２ＭＰａꎬ热网流量在８０００ｔ/ｈ~９０００ｔ/ｈꎬ因此ꎬ满足高背压改造条件ꎮ由于高背压供热运行时循环水温度升高ꎬ一般药剂很难满足高水温的要求ꎬ造成凝汽器结垢㊁腐蚀严重ꎬ需要选择合适的缓蚀阻垢剂ꎬ且定期对凝汽器进行切换冲洗ꎬ以满足采暖和纯凝工况下的长期运行需要ꎮ此外ꎬ高背压供热运行时凝汽器温度升高ꎬ防腐设计采取电化学防腐方法ꎬ如阴极保护ꎮ机组高背压改造后ꎬ低压缸背压提高至４６ｋＰａꎬ凝汽器出口的凝结水温度由３５ħ上升到７９.３ħꎬ超过了凝结水精处理的最高运行温度６０ħꎬ需要在凝结水管道上增加换热器ꎬ采用热网循环水将凝结水冷却至５８.９ħꎮ同时ꎬ由于改造后凝结水温度升高ꎬ原有轴封冷却器已无法满足冬季供热工况ꎮ经核算ꎬ需要新增１台高背压工况轴封冷却器ꎬ替换原有轴封加热器ꎬ来满足高背压供热和纯凝两种工况需求ꎮ６８３汽㊀轮㊀机㊀技㊀术㊀㊀第６０卷机组改造后ꎬ冬季供热工况下的排汽背压使低压排汽缸的控制温度点相应提高ꎬ原有配置无法满足供热工况的要求ꎬ需重新核定排汽缸控制温度并增加低压缸喷水量ꎮ改造设置两组低压缸排汽导流环及喷水调节阀ꎬ第一组喷水为原有配置ꎬ第二组喷水加装在导流板(隔板槽保护用)上ꎬ通过雾化喷嘴喷射到蒸汽排出区ꎮ供热高背压运行时ꎬ喷水由两组完成ꎬ全部冷却水的设计流量通过雾化喷嘴喷射到蒸汽排出区ꎬ当汽轮机带负荷后或汽轮机停机后ꎬ喷水结束ꎮ纯凝低背压运行时ꎬ原有一组配置即可满足要求ꎮ２.３㊀小汽轮机改造方案原设计小汽轮机排汽接入大机凝汽器ꎬ在高背压供热运行时ꎬ凝汽器背压达到４３.６ｋＰａꎬ考虑小汽轮机排汽压损后ꎬ小汽机实际运行背压已接近４８ｋＰａꎬ达到了小机排汽压力保护值ꎮ对小汽轮机高背压运行工况进行估算ꎬ在背压３０ｋＰａ下末级焓降为零ꎬ叶片已处在鼓风状态ꎬ小汽机功率比设计背压下功率降低２０％以上ꎮ从运行安全性考虑ꎬ原机组小汽轮机已不适合在高背压供热工况下运行ꎬ需针对高背压运行工况ꎬ兼顾纯凝正常背压运行工况ꎬ对给水泵汽轮机进行改造设计ꎬ以同时满足供热期㊁非供热期运行工况的要求ꎮ对某３００ＭＷ供热机组小汽轮机进行改造ꎬ在保证原小汽机基础及辅助系统保留的情况下ꎬ需对小汽机通流部分的转子㊁动静叶片㊁隔板及所有汽封进行更换ꎮ通流部分转子动叶片扭转角和高度变化ꎬ隔板静叶片扭转角和高度以及隔板板体部分改变ꎬ同时对导流环以及喷嘴进行更改ꎮ给水泵汽轮机高背压及通流改造更换部件如图２所示ꎬ具体改造方案如下:图２㊀给水泵汽轮机及通流改造更换部件示意图(１)配汽机构不动ꎬ重新设计调节级及喷嘴ꎬ在保证喷嘴数量不变的情况下ꎬ增加喷嘴高度ꎬ出口面积由原来的１０５.５ｃｍ２增加到１２１.５８ｃｍ２ꎮ(２)根据机组改后工况ꎬ重新设计压力级２到７级ꎬ保证机组在高背压时末级有一定焓降ꎬ并且低背压时末级马赫数在要求范围内ꎮ末叶片根据参数调整ꎬ在最低的背压运行时ꎬ进汽量会有所增加ꎬ部分扩容会在后汽缸ꎬ而在高背压时(背压为４７.５ｋＰａ)末级叶片也能有一部分焓降ꎬ兼顾了高背压与低背压运行的特点ꎮ(３)通流部分转子动叶片扭转角和高度根据计算进行更改ꎮ(４)隔板静叶片扭转角和高度根据动叶片数据进行相应改变ꎬ同时隔板内围带㊁外围带㊁外板体等均需要重新定做ꎮ(５)保证冬季高背压安全稳定运行ꎬ夏季工况效率做到尽可能地高ꎮ(６)导流环与二级隔板为整体结构ꎮ防止出现汽缸部分进水㊁导流环膨胀不均匀造成导流环与转子碰摩的现象ꎮ(７)重新调节阀口直径及调门重叠度ꎬ保证机组运行时不会产生扰动ꎮ２.４㊀汽封冷却器全新设计一台同时适用于高背压工况和纯凝工况的汽封冷却器ꎮ新设计的汽封冷却器面积按高背压最高温度设计ꎬ换热管选用不锈钢ＴＰ３０４ꎮ新的汽封冷却器配有两台１００％容量的立式电动排气风机ꎬ用以排出汽封冷却器内的不凝结气体ꎮ两台电动排气风机互为备用ꎮ风机入口设置蝶阀ꎬ出口设置有逆止作用的门板ꎮ２.５㊀热网系统改造方案高背压供热采用串联式两级加热系统ꎬ热网循环水回水首先经过凝汽器进行第一次加热ꎬ吸收低压缸排汽余热ꎬ然后经过热网首站的热网加热器完成第二次加热ꎬ生成高温热水ꎬ送至热水管网通过二级换热站(厂外配热站)与二级热网循环水进行换热ꎬ高温热水冷却后再回到机组凝汽器ꎬ构成一个完整的循环水路ꎬ热网首站加热蒸汽来源为机组采暖抽汽ꎮ对某３００ＭＷ供热机组的热网系统改造方案如图３所示ꎮ图３㊀高背压供热系统简图在采暖供热期间高背压供热工况运行时ꎬ机组纯凝工况下所需要的冷水塔及循环水泵退出运行ꎬ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ꎬ形成新的 热－水 交换系统ꎮ循环水回路切换完成后ꎬ进入凝汽器的水流量降至７５００ｔ/ｈ~９０００ｔ/ｈꎬ凝汽器背压由５ｋＰａ~７ｋＰａ左右升至３０ｋＰａ~４５ｋＰａꎬ低压缸排汽温度由３０ħ~４５ħ升至６９ħ~７８ħ(背压对应的饱和温度)ꎮ经过凝汽器的第一次加热ꎬ热网循环水回水温度由５５ħ提升至６６ħ~７５ħ(凝汽器端差３ħ)ꎬ然后经热网循环泵升压后送入首站热网加热器ꎬ由本机联通管抽汽或者相邻机组的抽汽将热网供水温度进一步加热后供向一次热网ꎮ机组在非采暖期工况运行时ꎬ１号机组停运ꎬ作为备用发电机组ꎮ３㊀改造后机组性能分析某３００ＭＷ供热机组于２０１７年完成高背压改造ꎬ机组运行稳定ꎮ为充分了解不同供热工况下机组的供热能力和经济指标ꎬ于２０１７年１２月进行了不同供热工况下的热力性能试验ꎬ试验结果见表２ꎮ由表２可知ꎬ高背压改造后ꎬ机组在高背压带采暖抽汽工况下运行ꎬ汽轮机供热能力增加巨大ꎬ热经济性大幅提升ꎬ机组热耗水平大幅降低ꎮ不同供热工况下的机组供电煤耗最低可降至１５１.０４ｇ/(ｋＷ ｈ)ꎮ机组冷７８３第５期王㊀力等:３００ＭＷ机组高背压供热改造方案及试验分析㊀㊀㊀㊀表２３００ＭＷ机组高背压供热运行试验结果数据项目机组负荷ＭＷ供热量ＧＪ循环水入水温度ħ循环水出水温度ħ循环水流量ｔ/ｈ采暖抽汽量ｔ/ｈ工况１２４８.８４１５４３.８３５２.４０７７.９８８９８６.６１２２３.２０工况２２４０.２７１４７０.０３５２.１５７６.０３９０９１.２３２１５.９０工况３２２０.８５１５４５.４６４７.５５７５.６０８５２１.６０２０７.９０工况４１８０.８２１１５６.３２５０.８８７４.０７９４９０.８１８５.９０项目高压缸效率％中压缸效率％热耗率ｋＪ/(ｋＷ ｈ)发电煤耗ｇ/(ｋＷ ｈ)供电煤耗ｇ/(ｋＷ ｈ)供热煤耗ｋｇ/ＧＪ热电比％工况１８３.５５９１.６８３７３９.８８１４１.６７１５１.０４３６.７０１８３.７４工况２８３.４１９１.６６３７６１.５８１４２.３３１５１.９５３６.７４１８１.４４工况３８２.５１９１.４６３７５９.９６１４０.３０１５０.８２３６.７８２０８.９５工况４７８.４５９１.２２３８２６.４５１４４.０３１５４.７２３６.５３１９０.８１源损失为零ꎬ理论热耗率可以达到３６６９.４ｋＪ/(ｋＷ ｈ)ꎬ实际热耗率最低可以达到３７３９.８８ｋＪ/(ｋＷ ｈ)ꎬ热电比高到１８０％以上ꎮꎬ机组额定工况下的供电煤耗由改造前的２８９.４８ｇ/(ｋＷ ｈ)降至１５１.０４ｇ/(ｋＷ ｈ)ꎬ降低了１３８.４４ｇ/(ｋＷ ｈ)ꎻ热电比由改造前的４１.３１％提高到１８３.７４％ꎬ提高了１４２.４３％ꎬ机组节能降耗效果显著ꎮ４㊀结㊀论本文基于某３００ＭＷ供热机组概况和供热背景ꎬ详细分析了高背压供热改造存在的关键技术问题ꎬ提出了汽轮机本体及主要辅助设备的改造方案ꎬ并通过改造后的热力性能试验分析了高背压改造对机组性能的影响ꎮ结论如下: (１)某３００ＭＷ供热机组采用双转子互换高背压供热改造项目的成功实施及投运后的安全稳定经济运行ꎬ证实了汽轮机高背压改造方案的可行性ꎮ(２)机组额定工况下的供电煤耗由改造前的２８９.４８ｇ/(ｋＷ ｈ)降至１５１.０４ｇ/(ｋＷ ｈ)ꎬ降低了４７.８２％ꎻ实际热耗率最低可达３７３９.８８ｋＪ/(ｋＷ ｈ)ꎬ热电比由改造前的４１.３１％提高到１８３.７４％ꎬ机组节能降耗效果显著ꎮ参考文献[１]㊀戈志华ꎬ孙诗梦ꎬ万㊀燕ꎬ等.大型汽轮机组高背压供热改造适用性分析[Ｊ].中国电机工程学报ꎬ２０１７ꎬ３７(１１):３２１６－３２２２. 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[１０]㊀栾㊀俊ꎬ蒋建平ꎬ高㊀鹏.给水泵汽轮机高背压供热改造技术研究及应用[Ｊ].华电技术ꎬ２０１７ꎬ３９(３):１６－１８.(上接第３８４页)㊀㊀(２)计算过程中参数的选取会直接影响稳定性计算的准确度ꎬ甚至是计算结果的对错ꎬ后期要根据机组的运行情况进行不断地修正和总结ꎬ为后续机组积累相关经验ꎮ(３)９瓦过临界振动大ꎬ主要原因是励磁机转子的不平衡响应敏感ꎬ并且励磁机转子存在一定的一阶不平衡量ꎬ建议在适当的时候通过配重的方式来降低一阶不平衡质量ꎬ保证９瓦在机组启停过程中振动在合格范围内ꎮ(４)机组带负荷运行时２号㊁３号瓦振动基础值较大ꎬ同时伴有波动和跳变ꎬ轴瓦可能有松动情况ꎬ考虑到机组轴系单支撑的结构对轴瓦的安装要求较高ꎬ建议后续机组计划停运检修时检查轴瓦与瓦枕的接触是否良好ꎬ着重对３号瓦进行检查ꎮ检查轴瓦并处理后根据再次起机时机组振动情况决定是否采需要做动平衡ꎮ参考文献[１]㊀张游祖ꎬ施维新.汽轮发电机组振动及转子找平衡[Ｍ].北京:水利电力出版社ꎬ１９８６.[２]㊀张学延.汽轮发电机组振动诊断[Ｍ].北京:中国电力出版社ꎬ２００８.[３]㊀杨㊀灵ꎬ等.岭澳１０００ＭＷ核电汽轮机轴系稳定性计算分析[Ｊ].东方电气评论ꎬ２００３ꎬ１７(１):２７－２９.[４]㊀何国安ꎬ等.１０００ＭＷ汽轮机低压缸动静碰磨分析与处理[Ｊ].热力透平ꎬ２０１３ꎬ４２(７):５８－６１.[５]㊀马运翔ꎬ等.１０００＋ＭＷ二次再热超超临界汽轮机组摩擦故障分析与处理[Ｊ].电力工程技术ꎬ２０１７ꎬ３６(１):１１３－１１６. [６]㊀张学延ꎬ等.西门子技术１０００ＭＷ超超临界机组轴系振动问题[Ｊ].中国电力ꎬ２０１２ꎬ４５(５):６７－７２.８８３汽㊀轮㊀机㊀技㊀术㊀㊀第６０卷。