下载文档原格式
140MW供热机组高背压技术改造分析一、引言随着社会的不断发展和能源需求的不断增长，供热行业在我国的能源结构中占据着重要地位。
供热机组的运行情况直接关系到人们的生活质量和工业生产的正常运转，因此提高供热机组的效率和降低运行成本是供热行业的重要课题。
140MW供热机组高背压技术改造就是为了提高供热机组的效率和降低运行成本而进行的一项重要工作。
1. 能源利用效率的提高目前我国供热机组大部分采用的是低背压技术，这样虽然可以降低机组的投资成本，但是其能源利用效率却相对较低。
采用高背压技术进行改造可以有效提高供热机组的能源利用效率，减少资源的浪费。
2. 环境保护的需要低背压技术往往会导致大量的烟气排放，对环境造成较大的污染。
而采用高背压技术可以有效减少烟气排放，对环境保护起到积极的作用。
3. 经济效益的提高高背压技术改造虽然需要一定的投资，但是可以通过提高供热机组的效率和降低运行成本来获取更大的经济效益。
在当前能源价格不断上涨的情况下，提高供热机组的经济效益意义重大。
1. 高效节能的锅炉系统通过对锅炉系统进行优化、改进和调整，提高系统的热效率和燃料利用率，达到节能降耗的目的。
这需要对锅炉燃烧系统、给水系统、汽水系统等进行技术改造。
1. 技术改造过程中需要对现有设备进行必要的改造、加装和调整，要求对机组的结构和性能进行深入了解，确保改造后机组的正常运行。
3. 需要对改造后机组的供热效果、经济效益、环境效益等进行全面考量，确保改造后机组的运行成本得到有效控制。
五、结语140MW供热机组高背压技术改造是一项复杂的工作，需要各方面的技术支持和重视。
通过对供热机组进行高背压技术改造，可以有效提高机组的能源利用效率，减少排放污染，降低运行成本，实现经济效益和环境效益的双重提升。
希望有关部门和企业能够重视这项工作，为我国的供热行业发展做出积极贡献。
300MW机组超高背压供热分析随着国家经济的发展和人民生活水平的提高，电力和热力的需求日趋增长。
而在电站中，发电的过程中会产生很多的余热，这些余热如果不能充分利用，将会造成能源的浪费。
因此，超高背压供热技术应运而生，该技术不仅能够减少能源浪费，还能够将余热转化成热能，实现“电热联产”，以此实现节能减排，保护环境的目的。
在超高背压供热技术中，高压区的供热更好地利用了余热，提高了整个电站的整体效率。
其核心部件是高压蒸汽锅炉和背压机。
高压蒸汽锅炉的功用就是将锅炉排放的高温高压蒸汽作为加热介质送往用户，并将用户的低温低压蒸汽返回锅炉，通过这种方式实现了高低温蒸汽的循环利用。
背压机是利用高压蒸汽发电时发生的焦炭余热加压，使其达到用户所需的高温高压状态，再将其送至用户进行供热。
在背压机内部，则是通过旋转叶片将高温低压蒸汽加压至高温高压状态，以实现对供热回路的加压作用。
将高温高压蒸汽发送给用户后，用户处的热负荷会使蒸汽的温度和压力降低。
这时，低温低压的蒸汽会返回到高压蒸汽锅炉中，通过回收提高了整个系统的效率。
在回收过程中，由于回收的低温低压蒸汽需要加热，所以需要少量的外部热源供给。
同时，低温低压蒸汽回收后的热水也可被用于加热建筑物，实现一定的供暖效果。
在使用超高背压供热系统时，需要注意保证系统的安全运行。
系统的安全性问题包括高压区和用户区的防爆、防燃、防漏；高压区和用户区的设备运行状态监控和维护；系统的自动控制、监视和报警等等。
因此，在系统的运行过程中需要加强管理和维护，以确保系统的安全运行。
总之，超高背压供热技术是一项节能、环保的技术，其核心部件包括高压蒸汽锅炉和背压机。
采用超高背压供热技术可以充分利用电站产生的余热，实现“电热联产”，既节省了能源又保护了环境。
在使用超高背压供热系统时，需注意保证系统的安全运行。
为了实现更好的效果，也需要在设计和运行中不断进行优化和升级。
大型超超临界直流机组直供热技术应用介绍摘要：供热工程是关乎国计民生的基础产业。
随着新能源电力的发展，特别是风电机组容量的增加，火电厂在冬季单机供热的情况越来越普遍，为了保证冬季供热的稳定性，对大型发电机组进行直供热改造，是实现大型超超临界直流锅炉在电气设备出现故时仍然能满足供热需求的有效手段。
关键词：大型超超临界；直流机组直供热技术；应用介绍一、大型超超临界直流机组直供热改造基本内容（一）直供热改造基本原理如图1-1所示，汽轮机停止运行后，关闭高压主汽阀，打开高压旁路阀，主蒸汽通过高压旁路进入锅炉再热器。
关闭中压联合汽阀，打开低压旁路阀，关闭1手动蝶阀，打开2电动蝶阀，再热蒸汽通过低压旁路进入热网供汽管道。
锅炉蒸汽不经过汽轮机，直接进入供汽管道，真正实现了停机不停热。
另外，锅炉直接供热方式还具有投运快的优势。
大型超超临界直流机组一般为单元式双机组，即使单机供热时，运行机组出现故障被迫停炉，备运机组可在约10个小时左右投入直供热，避免长时间供热中断。
图 1-1二、应用实例分析（一）系统概述河北蔚州能源综合开发有限公司锅炉为哈尔滨锅炉公司制造，型号为HG-1988/29.3-YM5型。
型式为高效超超临界参数、前后墙对冲燃烧、一次中间再热、单炉膛平衡通风、紧身封闭、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、∏型布置的660MW等级变压运行直流炉。
锅炉设计过热器出口蒸汽压力29.3MPa，最大连续蒸发量为1988.0t/h，额定蒸发量1892.8t/h，额定过热蒸汽温度605℃，额定再热蒸汽温度623℃，再热器设置有尾部烟道挡板调节汽温；锅炉点火启动方式为微油点火方式，单只油枪额定出力130～300kg/h，锅炉设计最低不投油稳燃负荷35%BMCR，200MW以下给水流量低于293t/h时锅炉触发MFT主保护。
锅炉的启动系统为内置式不带再循环泵的大气扩容式系统。
锅炉负荷小于30%BMCR直流负荷时，分离器起汽水分离作用，分离出的蒸汽进入过热器系统，水则通过连接管进入贮水箱，经溢流管路排入疏水扩容器中，经底部连接管进入下部的冷凝水箱，水质合格时可通过启动疏水泵回收至汽机排气装置，水质不合格时可通过溢流管或者启动疏水泵排至工业废水池。
300MW机组超高背压供热分析
随着工业生产和城市发展对蒸汽供热需求的持续增长，建设大型火力发电机组作为能源系统能够为多个蒸汽系统提供自耗电协调服务，同时降低了现有能源供应能力方面的障碍。
在这种情况下，建设300MW火力发电厂界定了极高的电网质量标准，并要求当负荷作出大规模变化时发电机组应用的振荡模式能够响应现有能源系统的变化。
首先，电力公司可以通过采用超高备用背压方案优化发电机组的控制，通过预先建立的功率因数的控制来提高稳定性。
当电厂加载能力发生变化时，可以采取功率因数控制策略，并且可以将备用背压调整到合适的位置，以增强系统的稳定性。
另外，在300MW火力发电机组超高背压供热分析中，电力公司可以采取“浮动-调节-调速”的模式进行控制，其中，浮动的模式可以用于处理电力公司的突发负荷变化，具有较高的控制精度和安全性；调节模式可以实现在特定转换点发生溢出时能量有效地释放；而调速模式则是非常重要的技术手段，可以有效地控制蒸汽压力。
此外，考虑到全息式发电机负荷特性，可以划分负荷，使负荷分布按照预定义的发电机模型分布，以减少进入系统内的能量失衡。
最后，在300MW火力发电机组超高背压供热分析过程中，可以采用技术手段，如稳定器参数设置、紧急机组投**等，以确保负荷的稳定性。
此外，还可以在电力传输过程中用多台发电机分而加载，以减少发电厂的能耗，降低负荷的变化率，有效避免不必要的电力损耗。
总之，在300MW火力发电机组超高背压供热分析中，可以采用多种技术手段，有效地提高负荷稳定性，实现对发电机组的控制，有效降低整体电力能耗，为蒸汽供热系统提供安全、可靠、经济的能源保障服务。
㊀第３８卷ꎬ总第２２３期２０２０年９月ꎬ第５期«节能技术»ＥＮＥＲＧＹＣＯＮＳＥＲＶＡＴＩＯＮＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹＶｏｌ ３８ꎬＳｕｍ Ｎｏ ２２３Ｓｅｐ ２０２０ꎬＮｏ ５㊀高背压供热在空冷机组的典型应用鹿㊀丹(中煤西安设计工程有限责任公司ꎬ陕西㊀西安㊀７１００５４)摘㊀要:为进一步指导高背压供热工程的实施ꎬ本文结合３００ＭＷ空冷机组高背压改造实例ꎬ在对供热能力进行核算的基础上ꎬ分析了高背压＋超高背压供热的分配情况ꎬ介绍了主要的系统设计ꎬ结合工期及财务指标ꎬ说明了高背压供热能够实现企业社会和经济效益的全面提高ꎮ同时高背压改造实例的研究过程也为今后电厂供热改造应用提供了有益的借鉴ꎮ关键词:热电厂ꎻ空冷机组ꎻ高背压ꎻ供热改造ꎻ余热利用中图分类号:ＴＫ１１５㊀㊀文献标识码:Ａ㊀㊀文章编号:１００２－６３３９(２０２０)０５－０４２２－０５ＴｙｐｉｃａｌＡｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆＨｉｇｈＢａｃｋＰｒｅｓｓｕｒｅＨｅａｔｉｎｇｉｎＡｉｒＣｏｏｌｉｎｇＵｎｉｔＬＵＤａｎ(ＣｈｉｎａＣｏａｌＸｉ'ａｎＤｅｓｉｇｎＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＣｏ.ꎬＬｔｄ.ꎬＸｉ ａｎ７１００５４ꎬＣｈｉｎａ)Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ｉｎｏｒｄｅｒｔｏｆｕｒｔｈｅｒｇｕｉｄｅｔｈｅｉｍｐｌｅｍｅｎｔａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｈｉｇｈｂａｃｋｐｒｅｓｓｕｒｅｈｅａｔｉｎｇｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇꎬｃｏｍｂｉｎｅｄｗｉｔｈｔｈｅｅｘａｍｐｌｅｏｆ３００ＭＷａｉｒ－ｃｏｏｌｅｄｕｎｉｔ'ｓｈｉｇｈｂａｃｋｐｒｅｓｓｕｒｅｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎꎬａｎｄｂａｓｅｄｏｎｔｈｅｃａｌｃｕｌａｔｉｏｎｏｆｈｅａｔｓｕｐｐｌｙｃａｐａｃｉｔｙꎬｔｈｉｓｐａｐｅｒａｎａｌｙｚｅｓｔｈｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｈｅａｔｓｕｐｐｌｙｗｉｔｈｈｉｇｈｂａｃｋｐｒｅｓｓｕｒｅ＋ｕｌｔｒａ－ｈｉｇｈｂａｃｋｐｒｅｓｓｕｒｅꎬｉｎｔｒｏｄｕｃｅｓｔｈｅｍａｉｎｓｙｓｔｅｍｄｅｓｉｇｎꎬｃｏｍｂｉｎｉｎｇｗｉｔｈｔｈｅｃｏｎ￣ｓｔｒｕｃｔｉｏｎｐｅｒｉｏｄａｎｄｆｉｎａｎｃｉａｌｉｎｄｉｃａｔｏｒｓꎬａｎｄｓｈｏｗｓｔｈａｔｈｉｇｈｂａｃｋｐｒｅｓｓｕｒｅｈｅａｔｉｎｇｃａｎａｃｈｉｅｖｅｔｈｅｏｖｅｒ￣ａｌｌｉｍｐｒｏｖｅｍｅｎｔｏｆｓｏｃｉａｌａｎｄｅｃｏｎｏｍｉｃｂｅｎｅｆｉｔｓｏｆｔｈｅｅｎｔｅｒｐｒｉｓｅ.Ａｔｔｈｅｓａｍｅｔｉｍｅꎬｔｈｅｒｅｓｅａｒｃｈｐｒｏｃｅｓｓｏｆｈｉｇｈｂａｃｋｐｒｅｓｓｕｒｅｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎａｌｓｏｐｒｏｖｉｄｅｓｕｓｅｆｕｌｒｅｆｅｒｅｎｃｅｆｏｒｔｈｅａｐｐｌｉｃａｔｉｏｎｏｆｈｅａｔｓｕｐｐｌｙｔｒａｎｓ￣ｆｏｒｍａｔｉｏｎｉｎｐｏｗｅｒｐｌａｎｔｓｉｎｔｈｅｆｕｔｕｒｅ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:ｔｈｅｒｍａｌｐｏｗｅｒｐｌａｎｔꎻａｉｒｃｏｏｌｉｎｇｕｎｉｔꎻｈｉｇｈｂａｃｋｐｒｅｓｓｕｒｅꎻｈｅａｔｉｎｇｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎꎻｗａｓｔｅｈｅａｔｕｔｉｌｉｚａｔｉｏｎ收稿日期㊀２０２０－０３－２５㊀㊀修订稿日期㊀２０２０－０４－１９作者简介:鹿丹(１９８５~)ꎬ男ꎬ学士ꎬ工程师ꎬ长期从事火力发电和集中供热的设计咨询工作ꎮ０㊀引言近年来ꎬ随着环保形势的严峻和产能过剩问题的突出ꎬ国家出台了一系列政策对传统火力发电行业进行调整和优化ꎮ而随着人民生活水平的不断提高ꎬ在 煤电去产能 等政策推进的同时ꎬ 热电联产 ㊁ 集中供热 的重要性也与日俱增ꎮ对各类中小型电厂ꎬ乃至部分大电厂ꎬ在煤价不断增高ꎬ发电小时数不断减少的形势下ꎬ进行供热改造㊁实行热电联产也就成为了其扭亏减亏㊁持续发展的最优选择[１－３]ꎮ随着山西古交兴能电厂等大型供热改造项目的顺利实施[４]ꎬ国内燃煤机组热电联产迈入了新阶段ꎮ在传统打孔抽汽供热方式外ꎬ 低压缸光轴 [５]㊁ 低压缸零出力 [６]等供热技术不断取得发展和突破ꎻ而高背压供热技术更以其特有的优势获２２４得广泛的应用ꎮ１㊀供热改造方式火电机组传统供热技术主要是指汽轮机抽汽供热ꎬ利用汽轮机抽汽进入热网加热器来加热热网循环水至相应温度ꎬ抽汽汽源一般是汽轮机中压缸排汽ꎮ近年来为增加机组供热能力㊁降低机组能耗指标ꎬ主要开展了非调整打孔抽汽技术㊁高背压供热技术[７]㊁吸收式热泵技术[８]等常用的供热改造技术的研究和应用ꎮ１.１㊀非调整打孔抽汽非调整抽汽供热改造指在汽轮机再热冷段㊁再热热段管道或中低压连通管的相应位置打孔抽汽ꎬ其供热抽汽参数随机组电负荷变化ꎮ因居民集中供热要求的抽汽压力较低ꎬ一般凝汽式汽轮机进行打孔抽汽时多采用在中低压连通管上增设抽汽三通(或四通)以及供热蝶阀ꎬ抽汽压力０.３到０.６ＭＰａ左右ꎬ在新增抽汽管道上增设逆止阀㊁快关阀㊁安全阀㊁关断阀等阀门以满足供热工况的运行要求ꎮ连通管抽汽供热系统和结构较为简单ꎬ汽机本体无需进行大的改造ꎬ同时供热抽汽量大ꎬ能够满足大热量用户的要求ꎮ近两年在其基础上又发展出低压缸零出力技术ꎬ除通过新增小旁路用很少的冷却蒸汽带走低压转子鼓风热量外ꎬ其它中排蒸汽全部外供ꎬ进一步提高机组的供热能力ꎮ１.２㊀吸收式热泵技术吸收式热泵(即增热型热泵)技术基于吸收式制冷机的基本原理ꎬ以蒸汽或废热水为驱动热源ꎬ把低温热源的热量提高到中/高温ꎬ提高能源的品质和利用效率ꎻ其应用在供热改造中一般以汽轮机抽汽为驱动能源Ｑ１ꎬ回收汽轮机乏汽余热Ｑ２ꎬ来加热热网回水ꎮ得到的有用热量(热网供热量)为消耗的蒸汽热量与回收的乏汽余热量之和Ｑ１＋Ｑ２ꎮ吸收式热泵技术可以有效回收乏汽余热ꎬ其供热量始终大于消耗的高品位热源的热量ꎬ具有较显著的节能优势ꎻ但其也存在投资相对较高的问题ꎬ一般可配合其它供热技术使用ꎮ１.３㊀高背压供热改造高背压供热技术是指热网循环回水先进入凝汽器加热ꎬ利用汽轮机排汽的汽化潜热加热循环水(热网回水温度一般在５０~６０ħ之间)ꎬ形成机组高背压供热ꎮ高背压改造后汽轮机背压一般控制在５４ｋＰａ以下ꎬ需要对汽机低压缸进行改造ꎬ其改造方式主要有通用单转子技术和高低背压双转子技术两种ꎮ对于湿冷机组ꎬ为实现采暖季高背压下机组安全可靠运行ꎬ汽轮机一般采用特制的高背压供热低压转子或拆除部分叶片ꎬ由热网循环水充当凝汽器循环冷却水ꎻ在非采暖季为保证机组发电效率和能力ꎬ汽轮机低压转子更换为纯凝转子或重装叶片ꎬ凝汽器循环水切换到原循环冷却水状态ꎬ汽轮机恢复原纯凝工况运行ꎮ湿冷机组高背压同时还需要对凝汽器㊁凝结水系统及给水泵汽轮机(电动给水泵除外)进行适应性改造ꎮ相对于湿冷机组ꎬ空冷机组进行高背压供热改造具有一定优势ꎬ在热网负荷不高的情况下ꎬ利用空冷机组可以高背压运行(一般在３５ｋＰａ以下)的特点ꎬ除增设热网凝汽器系统ꎬ汽轮机本体及其附属系统均无需进行改造ꎬ厂内热网系统也仅为适应性改造ꎻ而新增供热量较大ꎬ需要提高背压(５４ｋＰａ以下)对汽机低压缸改造时ꎬ也可选择总体较为便捷和经济的通用单转子方案ꎮ空冷机组高背压供热主要需要关注空冷凝汽器的防冻问题ꎬ空冷岛各列配汽管道的阀门严密性较为关键ꎮ下面我们以山西南部某电厂(下文简称该电厂)为例介绍３００ＭＷ空冷机组高背压供热改造的典型应用实例ꎮ２㊀供热能力核算２.１㊀改造前供热能力该电厂一期建设２ˑ３００ＭＷ空冷供热机组ꎮ汽轮机由上海汽轮机厂(下文简称上汽)制造ꎬ型号为ＣＺＫ３００－１６.７/０.４/５３８/５３８ꎬ型式为亚临界㊁一次再热㊁双缸双排汽㊁直接空冷㊁抽汽凝汽式汽轮机ꎮ表１㊀供热工况汽机设计参数供热工况汽轮机出力/ＭＷ进汽流量/ｔ ｈ－１抽汽流量/ｔ ｈ－１额定供热工况２４６.７８４１０２４.８８５５００最大供热工况２３１.２３８６００㊀㊀根据采暖季机组实际运行情况ꎬ中压缸采暖抽汽量最大为４４０ｔ/ｈ(受上下缸温差限制)ꎻ热网加热器蒸汽进口焓值２９４６.３３ｋＪ/ｋｇꎬ疏水焓值５０３.９２ｋＪ/ｋｇꎻ实际采暖热指标４３.５１Ｗ/ｍ２ꎮ改造前最大供热量为:２ˑ４４０ˑ(２９４６.３３－５０３.９２)/３６００＝５９７ＭＷꎬ合１３７２０ｋｍ２ꎮ实际该电厂近年供热面积在１１０００ｋｍ２左右ꎮ２.２㊀改造后供热能力根据该电厂所在城市政府部门的规划ꎬ同时伴随城市内部分小锅炉的关停ꎬ主城区将出现约１００００ｋｍ２的供热缺口ꎮ由于高背压供热改造能够３２４增加利用汽轮机排汽的汽化潜热ꎬ故供热能力将大幅提高ꎮ改造后最大供热量为:{[３９０ˑ(２９５９.２－５０３.９２)＋２９８.７４９ˑ(２６６３.２－３０４.３３)]＋[３５０ˑ(２９５２.３－５０３.９２)＋３５２.６６４ˑ(２６６２.８－３４８.６７)]}/３６００＝９２６ＭＷꎬ合２１２８０ｋｍ２ꎮ除已有的１１０００ｋｍ２供热面积外ꎬ该电厂还能够额外增加１００００ｋｍ２以上的供热面积ꎮ表２㊀高背压工况汽机设计参数机组背压/ｋＰａ中排最大抽汽量/ｔ ｈ－１＆焓值/ｋＪ ｋｇ－１低压缸排汽量/ｔ ｈ－１＆焓值/ｋＪ ｋｇ－１发电量/ＭＷ低压缸改造３５３９０＆２９５９.２２９８.７４９＆２６６３.２２４７否５４３５０＆２９５２.３３５２.６６４＆２６６２.８２５１.９是㊀㊀注:饱和水焓ꎬ３５ｋＰａ~３０４.３３ｋＪ/ｋｇꎻ５４ｋＰａ~３４８.６７ｋＪ/ｋｇ３㊀高背压供热系统设计３.１㊀抽汽、排汽供热分配方案根据采暖季实际运行情况ꎬ热网供水设计温度为１００ħꎬ热网回水设计温度为５７ħꎮ最大采暖热负荷为:２１００ˑ４５/１００＝９４５ＭＷ则热网循环水总量为:０.８６ˑ９４５ˑ１０００/(１００－５７)＝１８９００ｔ/ｈ热网循环水加热采用分级加热方式ꎬ热网回水先通过低压缸排汽加热ꎬ再经过中排抽汽加热后外供ꎮ两台汽轮机运行采用高背压(ɤ３５ｋＰａ)＋超高背压(ɤ５４ｋＰａ)方式通过低压缸排汽逐级加热热网回水[９]ꎮ图１㊀高背压＋超高背压供热工艺流程热网凝汽器设计换热端差取１~１.５ħꎻ实际运行时两台机组的排汽压力应根据热量分配需要进行调整ꎮ热网循环回水首先通过１＃机组低压缸排汽加热ꎬ排汽压力在１３到２８ｋＰａ之间进行调整ꎬ热网凝汽器可将热网循环水加热至４８.９~６５.８ħꎻ再由２＃机组低压缸排汽加热ꎬ排汽压力在４１到５４ｋＰａ之间进行调整ꎬ热网凝汽器可将热网循环水加热至７５~８２ħꎬ最后由中压缸排汽加热至设计温度１００ħꎬ满足对外供热要求ꎮ在供热初期和末期ꎬ热网循环水供回水温度较低(７５/４７ħ)时ꎬ主要采用低压缸排汽加热ꎬ减少中压缸排汽量ꎬ增加发电量ꎬ运行中根据回水温度对三级加热进行调节ꎮ该运行方式最大供热面积为:９２１.３７ˑ１００/４３.５１＝２１１８０ｋｍ２３.２㊀低压缸改造方式根据表３的供热运行方式ꎬ１＃机组最高运行排汽压力２８ｋＰａꎬ无需进行改造ꎻ２＃机组最高运行排汽压力５４ｋＰａꎬ需要对低压缸进行改造ꎮ通用单转子和高低背压双转子两种低压缸改造方式都能够达到该电厂高背压供热改造的要求ꎮ(１)高低背压双转子在供热期前后均需更换转子ꎬ每次更换时间约一个月ꎬ两次共需要两个月时间ꎬ大大降低了机组的可利用小时数ꎻ同时安装㊁维护㊁试验㊁调试费用较高ꎬ每年２次更换转子共需１１２０万元左右ꎮ在初投资上ꎬ高低背压双转子是３７００万元ꎬ通用转子只需３０００万元ꎮ通用转子运行时的特点是ꎬ高背压运行时(采暖季)排汽压力和高背压转子相当ꎬ但低背压运行时(非采暖季)的排汽压力要显著高于低背压转子ꎮ(２)该电厂设计全年利用小时数５５００ｈꎬ采暖季为２８８０ｈꎬ非采暖季为２６２０ｈꎮ根据电厂运行情况ꎬ低压缸进汽量约７０３ｔ/ｈꎻ售电价取０.３３元ꎻ同时将非采暖季利用小时数平摊到各个月份ꎬ其中３月至４月中旬㊁１０月至１１月中旬作为更换转子的检修时间不计入运行时间ꎮ通用转子非采暖季的额定运行背压约２０ｋＰａꎻ以下按照非采暖季ꎬ２＃机组分别使用通用转子和低背压转子进行经济性比较ꎮ(３)根据以上的技术经济比较情况ꎬ通用转子改造方式的投资更低(少７００万元)ꎬ经济性更好(总体年运行费用约少１９７万元/年)ꎬ检修时间更短(约少２个月/年)ꎬ既提高了机组的可利用小时数ꎬ同时降低了安全风险ꎮ故采用通用单转子改造方式ꎮ４２４表３㊀高背压＋超高背压供热平衡表采暖热负荷机组/ＭＷ９４５(最大值)６８２.３１(平均值)４８３(最小值)２＃机组１＃机组２＃机组１＃机组２＃机组１＃机组循环水供水温度/ħ１００９０.２９７５循环水回水温度/ħ５７５３.６８４７循环水量/ｔ ｈ－１１８９００１８９００１６０２８１６０２８１４８３５１４８３５中压缸抽汽供热量/ＭＷ２３７.４６２６４.５９０.００１５９.３５０.０００.００汽轮机中压缸抽汽量/ｔ ｈ－１３５０.００３９０.０００.００１０８.１１０.０００.００高背压排汽供热量/ＭＷ２２５.２６１９４.０５４４０.９６８２.００４５０.９２３２.２６低压缸供热排汽量/ｔ ｈ－１３５２.５４２９８.６７７０１.０８１３４.５４７０１.２７５２.３１汽轮机低压缸排汽压力/温度/ｋＰａ(ａ) ħ－１４３/７７.６２８/６７.５５４/８３.３１９/５９.０４１/７６.５１３/５１.１热网凝汽器循环水进出水温/ħ ħ－１６５.８３/７６.２５７/６５.８３５８.１/８１.７６５３.７/５８.１４８.８７/７５４７/４８.８７热网首站进出口水温/ħ ħ－１７６.２/１００８１.８/９０.２９７５/７５高背压排汽供热占总供热量比例/[％]４５.５１７６.６５１００.００总供热量/[％]９２１.３７６８２.３１４８３.００总供热量占热负荷比例/[％]９７.５０１００.００１００.００表４㊀非采暖季通用转子和低背压转子经济性比较表时间低背压转子与通用转子额定背压/ｋＰａ及焓差/ｋＪ ｋｇ－１设计运行小时/ｈ单位小时发电量收益/万ｋＷｈ低背压转子收益/万元４月㊀㊀９.９０/２０６３㊀㊀２１８.５㊀㊀１.１１㊀９２.０２５月１２.５４/２０５４４３６.５０.９５１５７.５８６月１２.４６/２０５７４３６.５１.００１６６.３３７月１４.６７/２０３９４３６.５０.６９１１３.８１８月１３.８６/２０４９４３６.５０.８６１４２.９９９月１１.４４/２０５７４３６.５１.００１６６.３３１０月１１.４４/２０５７２１９１.００８３.４５合计２６２０６.６１９２２.５０表５㊀低压缸改造方式比较表项目通用转子高低背压双转子初投资/万元３０００３７００供货周期/月１２检修维护费用较低约１１２０万元/年更换转子大修时间无约２个月/年采暖季运行收益基本相同非采暖季运行收益通用转子比双转子约少９２３万元/年㊀㊀(４)通用单转子改造方案(上汽实施)为尽可能利用原有设备ꎬ减少改造工作量ꎬ汽轮机本体通流改造时ꎬ各管道接口位置ꎬ汽轮机与发电机连接方式和位置ꎬ现有的汽轮机基础ꎬ高中压外缸ꎬ低压外缸ꎬ汽轮机各轴承座ꎬ高㊁中压进汽阀门及进汽管道等不发生变化ꎮ该电厂机组轴承座为落地式ꎬ低压通流级数为六级ꎬ无低压静叶持环ꎬ通流部分低压隔板均为直接安装在内缸上ꎮ改造后同时兼顾供热工况及夏季工况ꎬ采用重新设计的通流及叶片ꎬ对相应部套进行优化改进ꎻ合理设置内部静子部件的结构㊁通流部分的长度㊁抽排汽位置和开档㊁排汽末端的型线等ꎮ同时系统部分需对汽封减温装置喷水量㊁汽封冷却器面积㊁低压缸喷水系统㊁轴承等进行重新核算[１０]ꎮ２＃机低压缸改造后ꎬ最高稳定运行背压将达到５４ｋＰａꎻ最大供热工况发电量２５１.９ＭＷꎬ低压缸效率８８.４％ꎻ纯凝工况下ꎬ低压缸最大排汽量７０１.１ｔ/ｈꎬ发电量２８８.４ＭＷꎬ低压缸效率９０.６％ꎮ３.３㊀供热系统改造(１)新建热网首站系统该电厂已建成的热网首站供热能力为１１０００ｋｍ２ꎬ不能满足新增的供热需求ꎮ因此需扩建一个热网首站ꎬ(市热力公司同时配套建设热力管网ꎬ)扩建热网首站可供采暖面积１００００ｋｍ２ꎮ采暖热指标取４５Ｗ/ｍ２ꎮ扩建热网首站总供热量３２０ＭＷꎬ钢筋混凝土５２４框架结构(四层布置ꎬ４５ｍˑ２２ｍˑ２５ｍ)ꎮ市政一级热网５７ħ回水经汽机低压缸排汽加热至７５ħ以上后ꎬ再分别经原热网首站和新建首站加热至设计值ꎬ送至市政一级供水热网ꎮ扩建热网首站设置４台热网加热器(汽源引自原有供热抽汽母管)㊁４台热网循环泵(２大２小)㊁６台热网疏水泵(４用２备)㊁３台补水定压泵(２小１大)㊁１台疏水扩容器㊁２台补水箱㊁２台软水器ꎮ(２)热网凝汽器系统低压缸排汽供热改造需由空冷排汽母管接出排汽管道至新增的热网凝汽器系统ꎮ为运行安全考虑ꎬ每台机组设置２台热网凝汽器ꎮ１＃/２＃机组单台热网凝汽器换热面积分别为６８００ｍ２和９６００ｍ２ꎬ进汽管道装设真空关断蝶阀ꎬ出口凝结水管道接入相应机组排汽装置热井内ꎮ２＃机组背压提高后凝结水温度上升至８０ħꎬ为保证精处理系统正常运行ꎬ在凝结水泵出口增设凝结水冷却器ꎬ冷却水取自热网循环水ꎮ增设热网凝汽器后ꎬ热网循环水管网阻力比改造前提高１４ｍ左右ꎬ需要对原有热网首站循环泵进行扬程提高改造ꎮ同时为避免空冷岛冻结ꎬ便于空冷岛和凝汽器间的切换ꎬ在空冷岛蒸汽分配管上增设真空关断蝶阀ꎮ３.４㊀供热改造稳定性为保证供热安全及可靠性ꎬ预防机组事故时供热负荷的大幅度降低ꎬ增设一套减压减温器系统ꎬ当其中一台汽轮机发生故障时ꎬ在该机组检修期间ꎬ使用对应锅炉的再热热段蒸汽ꎬ经减压减温后进入原有或新建的热网加热器ꎬ配合另一台正常工作的机组进行临时性供热ꎮ事故减压减温器单台出力２１０ｔ/ｈꎬ共设置３台(２用１备)ꎻ提供总蒸汽量４２０ｔ/ｈꎬ供热能力合２８０ＭＷꎮ同时根据表３的计算ꎬ单台机组供热能力为４６０ＭＷꎮ故单台机组事故时ꎬ最大供热量达到７４０ＭＷꎬ占最大采暖热负荷９４５ＭＷ的７８.３％ꎬ满足规范中７５％以上的要求ꎮ４㊀供热改造实施及投资４.１㊀实施工期由于汽轮机转子制造周期较长(约１２个月)ꎬ为保证电厂机组在供热改造期间稳定运行ꎬ工程实施阶段分为两步:第一步ꎬ在第一年采暖季前主要完成新建热网首站㊁２＃机组热网凝汽器系统及厂区主要管网工程等ꎬ配合热力公司新增３０００ｋｍ２以上供热面积ꎻ第二步ꎬ在第二年采暖季前完成汽轮机本体及其它系统的相应改造工程ꎬ完成增加１００００ｋｍ２供热面积的目标ꎮ４.２㊀投资及经济性(１)该工程总投资约１.５亿ꎬ２０％为自有资金ꎬ８０％为银行贷款ꎮ(２)供热改造后该电厂增加年销售收入约１亿元ꎬ年均税后利润约３７００万元ꎮ部分税后财务指标:内部收益率约３０％ꎬ财务净现值(Ｉｃ＝５％)约３.７亿ꎬ静态投资回收期约５年ꎮ５㊀结语在供热期利用空冷机组能够高背压运行的技术特点ꎬ采用低压缸排汽加热热网循环水ꎬ实现蒸汽热量的大部或全部利用ꎬ变蒸汽废热为供热热量ꎬ使汽轮机的冷源损失大量减少ꎮ高背压改造后一方面大幅降低供热期发电煤耗ꎬ另一方面增加机组供热能力ꎻ在提高收益的同时ꎬ达到节能减排的目标ꎬ实现经济和社会效益的全面提高ꎮ参考文献[１]戈志华ꎬ孙诗梦ꎬ万燕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.[２]孔繁荣.太钢空冷乏汽供热及尖峰冷却应用[Ｃ].２０１４年全国冶金能源环保生产技术会论文集ꎬ２０１４:１８７－１９１.[３]王志峰ꎬ阎维平.小容量高参数燃煤热电联供机组的经济性探讨[Ｊ].节能技术ꎬ２０１８ꎬ３６(６):５０５－５０９. [４]卫永杰.山西兴能发电有限责任公司供热工程项目主机改造及运行情况[Ｃ].热电联产远距离低能耗集中供热技术研讨会论文集.２０１８:１－３０.[５]王明军.利用汽轮机进行供热的方法探究[Ｊ].热力透平ꎬ２０１４ꎬ４３(２):１２４－１２６.[６]韩立ꎬ郭涛.３５０ＭＷ供热机组低压缸零出力经济运行研究[Ｊ].节能技术ꎬ２０１９ꎬ３７(１):５９－６１ꎬ８３. [７]吕瑞庭.火电３００ＭＷ机组高背压供热改造分析[Ｄ].北京:华北电力大学ꎬ２０１７.[８]武进猛.吸收式热泵和高背压双转子供热技术在３００ＭＷ湿冷机组的应用[Ｊ].东北电力技术ꎬ２０１８ꎬ３９(８):３１－３３ꎬ４３.[９]肖慧杰ꎬ张雪松.汽轮机高背压供热方案探讨[Ｊ].电力勘测设计ꎬ２０１７(３):３５－３９ꎬ５７.[１０]王力ꎬ陈永辉ꎬ李波ꎬ等.３００ＭＷ供热机组高背压供热改造方案分析[Ｊ].节能技术ꎬ２０１８ꎬ３６(５):４４０－４４３.６２４。
140MW供热机组高背压技术改造分析1. 引言1.1 研究背景研究背景：随着社会经济的快速发展和人民生活水平的提高，供热系统在城市建设中的重要性日益凸显。
供热机组作为供热系统中的核心设备，发挥着至关重要的作用。
在实际运行中，一些供热机组存在着背压过高的问题，导致了能效低下、设备损耗加剧、运行费用增加等一系列问题。
对供热机组高背压技术进行改造提升已成为当前供热领域的热点问题之一。
随着工业技术的不断发展，高背压技术改造已经成为供热系统优化调整的重要手段之一，可以有效降低系统的运行成本、提高供热效率和设备的稳定性。
尤其在今天大环境下，节能减排已经成为国家的重要政策导向，对于供热系统而言，降低能耗、减少二氧化碳排放已经成为不可忽视的问题。
对供热机组高背压技术改造进行深入研究，旨在为提升供热系统的运行效率、降低运行成本提供技术支撑和理论指导。
同时也为相关领域的后续研究和实践提供经验借鉴和参考。
1.2 研究目的研究目的是通过对140MW供热机组进行高背压技术改造，提高供热系统的效率和稳定性，降低运行成本，减少能耗和环境污染。
具体目的包括：1. 提升供热机组的发电效率，实现能源的合理利用；2. 改善供热系统的供暖效果，提高用户满意度；3. 减少系统的故障率，提高设备可靠性和运行稳定性；4. 减少能源消耗，降低运行成本，提高经济效益；5. 减少排放物的排放，保护环境，实现可持续发展。
通过对供热机组进行高背压技术改造，可以有效地实现以上目的，提升供热系统的整体性能，为城市提供更高质量的供热服务，同时在节能减排方面也取得显著成效。
本研究旨在通过深入分析和系统实验，评估供热机组高背压技术改造的可行性和效果，为相关供热系统的技术改进和发展提供参考和借鉴。
1.3 研究意义研究供热机组高背压技术改造的意义主要体现在以下几个方面：通过对供热机组高背压技术改造的研究，可以提高供热系统的效率和稳定性，从而减少能源消耗，降低运行成本。
300MW机组超高背压供热分析1. 引言1.1 背景介绍目前，关于300MW机组超高背压供热系统的研究还比较有限，特别是在模拟计算与实际数据对比分析以及能源利用分析方面尚存在较大的空白。
本文旨在通过对300MW机组超高背压供热系统设计的详细介绍，结合模拟计算与实际数据对比分析，评估供热效果和能源利用情况，提出运行优化建议，探讨超高背压供热系统的可行性，并为优化方案的实施提出建议，以及展望未来的研究方向，从而为相关领域的研究和实践提供一定的参考和借鉴。
1.2 研究目的本文旨在通过对300MW机组超高背压供热系统的分析研究，探讨其在能源利用和供热效果方面的优势和可行性。
具体研究目的包括：1. 分析超高背压供热系统设计的合理性和优势，探讨其在提高热电联产效率和减少能源消耗方面的潜力；2. 对超高背压供热系统的模拟计算与实际数据进行对比分析，验证其在实际运行中的可靠性和效率；3. 评估超高背压供热系统的供热效果，包括热能传递效率和供热范围等方面的情况；4. 进行能源利用分析，比较超高背压供热系统与传统供热系统的能源利用效率和成本情况；5. 提出超高背压供热系统运行优化建议，为实际运行中的改进提供参考和指导。
通过以上研究，旨在为超高背压供热系统的实际应用提供科学依据和技术支持，促进热电联产技术在能源领域的进一步发展和应用。
1.3 研究方法研究方法是指研究者在进行研究过程中所采取的行为和方法。
本研究将采用实地调研、数值模拟以及实际数据采集与分析相结合的方法，以全面深入地探讨300MW机组超高背压供热系统的设计和运行情况。
研究团队将对现有300MW机组超高背压供热系统的设计进行深入分析，包括系统结构、热力循环、传热与传质等关键参数。
通过对系统原理和工艺流程的了解，可以为后续的模拟计算和实际数据对比提供必要支撑。
研究团队将运用计算流体力学（CFD）软件对超高背压供热系统进行模拟计算，以得到系统在不同工况下的性能特征。
300MW机组超高背压供热分析发布时间：2022-10-08T08:03:12.558Z 来源：《新型城镇化》2022年19期作者：张华[导读] 通过300MW机组超高背压供热分析，在不同负荷和中压缸抽汽工况下调整乏汽与抽汽占比降低机组热耗率，提高机组热效率保证机组安全经济运行满足晋城市供热需求。
张华中煤华晋集团有限公司晋城热电分公司山西晋城 048000摘要：通过300MW机组超高背压供热分析，在不同负荷和中压缸抽汽工况下调整乏汽与抽汽占比降低机组热耗率，提高机组热效率保证机组安全经济运行满足晋城市供热需求。
关键词：热耗率、热效率、乏汽、抽汽根据环保部门加强环境保护、加快取缔小锅炉的进展情况，恒光热电、热力公司锅炉目前承担的约1000万平方米的供热面积就出现缺口，晋城市政府希望国投晋城公司热电厂开展供热改造，以填补晋城市近期供热缺口、满足供热需求，届时国投晋城公司热电厂将承担约2200万平方米的供热面积。
1 机组设备概况某2×300MW空冷供热机组锅炉采用北京巴布科克·威尔科克斯有限公司生产的B&WB-1065/ 17.5-M型单炉膛、平衡通风、中间一次再热、亚临界参数、自然循环单汽包锅炉；采用四台双进双出钢球磨正压直吹式制粉系统，“W”形火焰燃烧方式，锅炉燃用煤质属于低挥发分、高热值无烟煤。
汽轮机采用上海汽轮机有限公司生产的CZK300-16.7/0.4/538/538型亚临界、一次再热、双缸双排汽、直接空冷、抽汽凝汽式汽轮机。
高背压供热机组，使用热网循环水作为热网凝汽器的冷却水，由于热网循环水代替了空冷风机，所以机组背压对热网循环水回水温度和流量的变化比较明显。
机组背压上升时有效的处理办法，迅速启动备用空冷风机运行同时降低机组负荷。
背压较高且低压缸排汽量较少时，会造成容积流量减少叶片动应力增加，造成效率的大幅下降并产生鼓风，使排汽温度过高，影响机组安全运行。
#1机组背压不允许超过32Pa，低压缸排汽温度不允许超过79℃，#2机组背压不允许超过54KPa，低压缸排汽温度不超过93℃。
300MW机组超高背压供热分析近年来，随着能源需求的不断增长和环境保护意识的加强，供热系统的能效和环保性能成为人们关注的焦点。
而超高背压供热技术正是在这样的背景下应运而生，其能够提高锅炉的热力发电效率，并充分利用余热进行供热，是一种节能环保的供热方式。
本文将以300MW机组超高背压供热系统为研究对象，进行深入分析和探讨。
一、超高背压供热技术的原理及特点超高背压供热技术是在常规锅炉发电的基础上，通过增加汽轮机的进汽量，同时减少汽轮机的出口等级，使汽轮机的蒸汽参数得到提高，从而提高汽轮机的热力发电效率，减少低温余热的损失。
还可以在锅炉的锅筒和烟气侧设置余热锅炉和余热回收器，使余热得以充分利用，用于供暖和热水等。
具体来说，超高背压供热技术的主要特点包括：1. 提高热力发电效率：通过提高汽轮机的进汽量，减少汽轮机的出口等级，使汽轮机的蒸汽参数得到提高，从而提高汽轮机的热力发电效率，使供热系统的能效得到提升。
2. 充分利用余热：通过设置余热锅炉和余热回收器，使锅炉的余热得以充分利用，用于供暖和热水等，实现能源的再生利用，达到节能减排的目的。
3. 灵活性强：超高背压供热系统可以根据季节和能源需求的变化，调整进出口蒸汽参数和余热回收水温，以满足供热和热力发电的需求，具有很强的灵活性和适应性。
1. 超高背压供热系统结构示意图为了更好地理解300MW机组超高背压供热系统，下面我们将通过结构示意图来进行详细分析。
如图1所示，300MW机组超高背压供热系统主要包括锅炉、汽轮机、余热锅炉和余热回收器等组成。
在300MW机组超高背压供热系统中，首先是燃气锅炉产生高温高压的蒸汽，然后将蒸汽送至汽轮机进行发电；在汽轮机的出口设有超高背压装置，将高温高压的蒸汽再次送至余热锅炉和余热回收器中，经过余热锅炉和余热回收器的冷却，使蒸汽的温度下降，同时释放出大量的热能，最终将余热蒸汽送至供热系统中，用于供暖和热水等。
2. 分析超高背压供热系统的热力发电效率热力发电效率=（汽轮机净发电/锅炉燃料热值）*100%汽轮机净发电指的是汽轮机产生的净电功率，锅炉燃料热值则是指燃料燃烧后所产生的热能。
300MW机组超高背压供热分析
为了满足城市不断增长的供热需求，300MW机组超高背压供热系统应运而生。
其主要原理是将机组发电过程中的余热汇聚起来，通过热交换器将余热转化为热能，向城市供应热力。
超高背压供热系统具有多个优点。
首先，该系统充分利用了机组的余热，减少了环境的污染，保护了生态环境。
其次，该系统的热源充足，能够满足城市冬季供热高峰期的需求。
最后，该系统的建设成本相对较低，能够极大程度上降低市政府的采购成本。
但是，超高背压供热系统也存在一些问题。
首先，该系统的出力受到机组的运行情况和天气等因素的影响。
当机组的负荷较低或天气温度较高时，供热能力也会相应下降。
其次，该系统的建设与运维需要专业技术人员的支持，对市政府的管理带来一定的挑战。
总之，300MW机组超高背压供热系统是一种有潜力的供热技术。
在未来的发展中，需要继续完善技术和管理，实现可持续发展。
通过不断优化设备运行和维护方案，可以最大限度地发挥系统的效益，为城市提供更加稳定和可靠的供热服务。
超临界间冷机组高背压供热技术的应用分析【摘要】：高背压供热作为一种高效供热形式，能够最大限度的回收汽轮机的冷源损失。
本文介绍了高背压供热的原理，并以喀什热电2X350MW超临界间接空冷机组高背压改造为例，介绍了高背压改造的主要内容，同时现场进行了各主要工况试验，并依据试验数据对机组效益进行分析，证明高背压供热能够有效减低机组发电煤耗，具有较大推广价值。
【关键词】：超临界机组；间接空冷；高背压；供热0引言我国自进入“十二五”以来，经济发展迅猛，以煤炭为燃料的热-电联产企业在此期间也得到了长足的发展。
然而，面对严峻的生存环境的压力，节能降耗政策的深入推进，能源互联网、高效、清洁能源利用技术将成为国家“十三五”期间的重点发展方向。
随着电力工业矛盾的日益突出，关闭高能耗、重污染的小火电机组需求迫切。
高背压供热改造技术是近年来发展起来的新兴供热技术，是在原有抽汽供热机组的基础上对主、辅设备及热网系统进行改造，以达到部分甚至全部利用汽轮机的冷源损失的目的。
同时，供热机组的供热能力得到较大的提升，热电联产机组的热耗及发电煤耗得到大幅降低。
随着此项技术的深入推进，间接高背压供热改造的技术关键点及适合本地区的改造技术路线日益凸显。
1高背压供热系统的原理1.1 纯凝机组高背压供热目前，汽轮机按照排汽压力分为凝汽式汽轮机与背压式汽轮机。
北方大部分的机组采用抽凝式汽轮机，机组夏季采用纯凝工况运行，冬季供热采用抽汽供热运行。
抽凝式机组无论运行在任何工况，低压缸做功后的乏汽均需要循环水系统的冷却，乏汽凝结后排入机组凝结水系统。
在此过程中，低压缸排汽余热大量损失，造成机组综合热效率下降。
抽凝机组高背压供热改造是将热网循环水引入抽凝机组的循环水系统，冬季供热期间，利用凝汽器作为热网循环水的基本加热器，充分利用凝汽式机组排汽的汽化潜热来加热热网循环水，再利用本机或邻机的抽汽作为热网循环水的二次加热汽源，将热网循环水加热至热源点所需的温度向用户供热。
夏季非供热期间，机组仍旧纯凝工况运行，真空恢复至纯凝供热设计值。
1.2 空冷机组高背压供热空冷机组分为直接空冷机组和间接空冷机组。
直接空冷机组为汽轮机低压缸排汽直接引入空冷岛翅片管束，在管束中与空气换热冷凝成水。
直接空冷机组的总热效率较低，其中通过空冷岛排放到大气的能量约占总能量的50%以上，大量余热未被利用；间接空冷类似纯凝机组，保留有凝汽器，乏汽在凝汽器中冷凝，冷却介质为循环水，通过空冷塔换热，其中循环水为闭式循环。
1.2.1直接空冷机组高背压供热改造高背压供热改造不改变机组空冷岛现状，汽轮机及原抽汽不做任何更改，但需增设1台高背压凝汽器，回收汽轮机排汽余热对热网循环回水进行初级加热。
低压缸排汽至空冷岛进汽总管中引出一路蒸汽至高背压凝汽器，通过调整空冷岛背压和低压缸进汽量，调节高背压凝汽器进汽量。
高背压凝汽器抽真空管路接入主机抽真空管路，供热凝汽器的凝结水回收至主机排汽装置。
高背压供热凝汽器与原热网加热器采用串联布置方式。
热网循环回水首先进入高背压凝汽器进行初级加热，然后进入热网循环泵升压，送至热网加热器入口母管。
热网循环水回水经高背压凝汽器初级加热，水温由55℃加热至68℃左右（依机组背压确定），然后经热网循环水泵进入原热网加热器对热网循环水进行二级加热，向用户供热。
1.2.2 间接空冷机组高背压供热喀什公司2×350MW超临界间接空冷热电联产机组，采用高背压循环水供热技术进行供热节能改造。
该项目采用双机并联，背压供热模式，根据供热需求，回收汽轮机低压缸排汽余热。
对凝汽器进行改造，开发双温区凝汽器供热技术，即一侧进入主机闭式循环水，另一侧进入热网循环水，在不影响凝汽器安全运行和冬季空冷塔防冻的条件下，尽量增大热网循环水流量，减小主机循环水流量，充分利用乏汽余热，在凝汽器中对热网循环水进行一级加热后通过热网循环水泵升压进入热网加热器系统进行二次加热，满足供热需求温度。
2高背压供热的改造实施2.1 凝汽器双温区的改造根据喀什公司超临界间接空冷机组的特点，制定双温区凝汽器供热技术方案及在线切换方案。
间接空冷机组抽凝工况运行时，凝汽器采用循环水冷却低压缸排汽，循环水通过间冷塔冷却；高背压供热工况时凝汽器切换为双温区运行模式，即凝汽器采用两路独立冷却水源，各半侧换热，一侧通入热网循环水，通过热网循环水和低压缸排汽的有效换热，充分吸收热力，冷却低压缸排汽，同时实现热网循环水的一级加热，然后通过热网加热器二级加热后实现对外供热；凝汽器另半侧通入常规冷却循环水，作为机组的事故保安冷却水源，保证在热网水事故工况时快速切换至常规循环水冷却，避免影响机组发电。
2.2 空冷塔循环水系统的改造喀什公司#5机组和#6机组供热改造后，为了保持循环水系统供水能力、适应热网循环水量变化及保证机组运行的安全性，根据机组实际运行工况（一台机组高背压工况运行，一台机组抽凝工况运行），两台机组增设1台公用的小流量变频循环水泵，当机组在高背压供热工况下运行时，可根据需要只开启增设的小流量变频循环水泵，水泵流量根据机组负荷及热网循环水量采用变频调节进行控制。
并通过新增 DN1200 循环水管道分别与原#5、#6机组主循环水管道进水管道连接，出水管道接至#5、6机组循环水泵联络管上。
即在#5机高背压工况运行时，新增变频循环水泵进、出口管道均与#5、6机循环水管道连接。
为实现凝汽器双温区改造及运行切换需要，凝汽器进、出口与热网水连接口处增设电动蝶阀，实现热网水与循环水根据工况需求自动切换。
2.3 凝结水系统的改造供热机组在采暖期以高背压工况运行时，凝结水在热井出口的温度，高于凝结水精处理的正常运行温度，原凝结水精处理装置采用常规树脂，凝结水温度高时，使得凝结水精处理装置性能难以保证，不能正常安全运行。
改造增加一套换热器系统，通过热网循环回水冷却凝结水，使得凝结水温度保持在65℃以下，满足凝结水精处理装置的水温要求，同时可充分吸收系统放热量，避免热量损失。
3 汽轮机经济性分析3.1 机组试验改造完成后，对机组进行试验分析，分别在机组无抽汽全背压工况、高背压工况、寒冷天气高背压工况时进行试验，测定机组的发电能力、供热能力和机组性能。
各工况下试验条件如下：表1各工况试验条件试验工况全背压高背压寒冷天气热网水流量12000~12500t/h 热网水流量14000~14500t/h 热网水流量14000~14500t/h回水温度≤50℃回水温度=50℃回水温度=55℃试验条件背压稳定在33kPa 背压为33~34kPa 背压为33~34kPa供热抽汽流量=0 供热抽汽流量=300 t/h 供热抽汽流量=300 t/h凝汽器主机循环水侧流量≈0 锅炉蒸发量为：1134±5t/h 锅炉蒸发量为：1134±5t/h凝结水温度≤65℃间冷塔扇区全部隔离各工况下试验方法为：1)热力系统严格按照系统隔离清单仔细隔离，并进行检查、确认；2)向系统补水，调整除氧器水箱水位、热井水位至较高值，维持各加热器水位正常、稳定，停止补水。
试验期间，除氧器水箱水位、热井水位稳定变化，避免出现剧烈波动；3)调整锅炉燃烧，并于试验持续时间内保持稳定。
试验期间，如无意外，不对机炉运行状况进行与试验无关的操作；4)调整运行参数，使之满足试验要求，并维持参数稳定，参数的偏差及波动值符合试验规程要求；5)调整高压主汽调节阀的开度满足试验要求，并记录各调门的开度；6)关闭取样门等；7)确认DCS测点工作正常，试验记录人员进入指定位置；8)按统一时间开始试验并记录；9)试验期间，无法隔离的热力系统的明漏量由人工用容积法测量。
3.2 汽轮机经济性分析本文主要针对各工况下汽轮机热耗率、发电煤耗、高压缸效率和中压缸效率进行对比分析。
其中汽轮机效率为根据热平衡图计算。
表2各工况试验结果试验工况汽轮机热耗（kJ/kWh）汽轮机热耗设计值（kJ/kWh）发电煤耗（g/kWh）发电煤耗设计值（g/kWh）高压缸效率（%）中压缸效率（%）全背压供热（175MW）9326.656 4169.45 155.921 343.423 81.975 88.553 全背压供热（200MW）9171.600 3760.597 140.632 343.699 78.173 87.986 全背压供热（250MW）9125.297 4301.867 160.873 341.534 79.221 88.477 供热末期（220MW）8929.361 3958.566 147.458 342.359 80.697 89.825 供热末期（180MW）9170.702 4125.233 153.400 341.765 77.453 88.133 高背压额定供热工况7139.301 3862.211 148.287 266.533 82.265 89.473 寒冷天气（300MW）7171.355 4737.359 177.159 266.533 80.697 89.229表2表明，提升机组背压后，由于汽轮机乏汽热量被热网有效利用后，机组发电煤耗显著下降，200MW左右发电煤耗最低；当提升机组背压后，同时中压缸抽部分采暖蒸汽时，供热末期（220MW）发电煤耗低于不抽采暖蒸汽时供热末期（180MW）的发电煤耗；数据表明汽轮机乏汽热量吸收可有效降低机组煤耗，采暖抽汽越多，机组煤耗下降越多。
高背压额定供热工况和寒冷天气（300MW）对比表明，相同工况下，热网回水温度越低，机组煤耗越低，因此充分利用热网供水热量，有效降低热网回水温度，对机组的发电煤耗影响较大。
对比汽轮机实际热耗值和设计热耗值、发电煤耗实际值和发电煤耗设计值，为了更直观分析，作出如下差值对比图，其中汽轮机热耗差值=汽轮机实际热耗-汽轮机设计热耗，发电煤耗差值=发电煤耗设计值-发电煤耗实际值。
图1 汽轮机实际热耗与汽轮机设计热耗差值图2 发电煤耗实际值与发电煤耗设计值的差值对比所有工况下机组发电煤耗试验结果可以看出：改造后汽轮机发电煤耗有了明显下降，节能效果显著。
在考核试验工况下机组发电煤耗下降了118.246g/kWh ，完全达到了节能降耗的预期目的。
同时通过综合对比分析，高背压改造后机组折算总供热量为513.16MW ，增加了189.32MW 的供热量，增加可供热面积378.58万m 2，超过了“增加供热量186.53MW ”的预期目标；经过折算，整个供热期可以节约标煤55882.09t ，经济效益显著提高。
4总结采用双温区凝汽器高背压供热技术后，机组供热能力有所提高，能够满足供热负荷增加需求，同时，可以实现纯凝、抽汽供热、高背压供热三种运行方式的切换，使供热机组能够连续运行，增加了机组调节的灵活性。
