300mw机组高背压供热改造方案简介

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1、山东火力发电节能技术研究中心 宋涛 主任 教授联系电话13006593693 2012年4月,300MW机组循环水供热改造简介,Company Logo,2,1.问 题 的 提 出,目前电力系统的节能降耗是我国的节能减排的重要组成部分;为了加快节能步伐,热电联产是节能的重要途径之一,热电联产又一背压供热节能效果最为显著.目前小机组纯凝改背压的实例很多,目前改造成功最大机组为140MW机组，供电煤耗都在140克以下。对于300MW的机组主要是给水泵运行方式没有很好的运行方式，所以限制了300MW机组的背压改造的步伐。目前这一问题已经得到了很好的解决办法，所以300MW机组的背压改造已经提到议事日

2、程。.,Company Logo,3,2. 目前流行背压供热方式,100MW以下机组背压供热：常常采用低真空循环水供热，机组一般可把真空值从10KPa，提高到22-23KPa，循环水出水温度达到60度。机组几乎不作大的改动。 2. 100以上300MW以下机组背压供热：由于机组较大，供热面积大，热网都有二级站，需要的热水温度在90-110度之间，热网回水温度在55度左右，仅仅把背压提到20几个千帕，温度达不到要求。常用方式有以下4种：串联加热技术 ：把背压提到28KPa以下，排气温度不超过70度，循环热水出水在67度以下，然后利用抽气加热加热到要求的温度（根据平衡图计算）。 优点：改造工作量小

3、，可以达到冷源损失为零。 缺点：往往出口温度达不到要求，需要另外机组抽气加热。如果想达到要求的温度，必须用中排门调节排入低压缸的流量，虽然抽汽能达到要求的温度，但是排气温度会升高很多，不易控制。容易引发末级叶片颤振。,Company Logo,4,2. 目前流行背压供热方式,低压转子互换技术 ：为了解决排气温度高和叶片颤振，采用供热期用专门设计的供热低压转子，供热结束后换回到纯凝低压转子。 优点：在设计工况下排气温度不高，不会产生颤振。安全性高。 缺点：投资偏大，变工况时，温度略有增加（85度左右），本身抽汽量达不到要求的温度，需要其它几组抽汽提温。每年需要例行更换转子一次。 采用溴化锂热泵技

4、术：在二级站增加大量的溴化锂制冷机，动力来自热水，加热通往用户的热水，冷却热网的回水。使回水温度达到35度以下，利用凝汽器加热到55度，然后利用抽汽加热到115度以上。供热网用户和溴化锂机组使用。达到冷源损失为零。 优点：电厂内部改造工作量少，供热温差差大，循环水量可以大大减少。 缺点：溴化锂制冷机量大，分散。投资巨大。溴化锂制冷机相对寿命较短，维护工作量较大。,Company Logo,5,2. 目前流行背压供热方式,低压转子更换成光轴技术：把低压转子更换成光轴，仅仅起到与发电机连接作用，把中压排气全部供热用户使用，对于排汽压力低的，可以直接进入首站加热循环水，对于压力高的（大于0.25MP

5、a)可以考虑增加后置机，然后排汽到较低的压力（0.1MPa左右），进入首站加热循环水至用户。 优点：安全性高，资金投入不大（对于中排压力高的机组，不太适合） 缺点：经济性稍差，影响发电量较多。采用3S靠背轮脱开技术：适用于新建机组，把发电机放在汽机的前部，低压缸与高压缸连接采用3S靠背轮（可自动连接与脱开），供热期中压排汽全部到首站，低压缸不进汽，靠背轮脱开，纯凝方式可自动连接。 优点：调节灵活，安全性高。 缺点：发电量受影响较多，排汽参数偏高，不太适合于现场改造。,Company Logo,6,3. 300MW机组循环水供热改造,所谓低压缸双背压双转子互换，即：供热期间使用动静叶片级数相对减

6、少，效率较高的低压转子，机组高背压运行；非供热期恢复至原纯凝工况运行。如果不换转子效率下降很多，发电量少，排气温度上升很多，叶片容易产生颤振，影响安全。,综合考虑，认为我们认为采用低压转子互换技术，综合性能会更好些，为此我们较为详细的介绍此技术。,Company Logo,7,3. 300MW机组循环水供热改造,以某厂300MW机组为例进行说明： 一：机组简介：改造机组型号为：NC330/260-16.7/0.8/537/537型 ，机组有两台50%MCR汽动给水泵。机组最大工况为主汽量1049.3吨/小时，中排最大抽汽400吨/小时，抽汽参数可以分别为0.9/0.8/0.65MPa。在主汽量

7、和抽汽量不变时，分别可以发电249.7、254.1、261.0MW。二：达到的目标值为：在锅炉蒸发量为1047.3吨/小时情况下，机组发电煤耗降低到到140克/千瓦时以内，煤耗降低170克/千瓦时，机组热耗达到3750kj/kwh以下。排汽冷源损失降至为零。一台机组300MW机组供热量达到513MW以上，按每平方米45瓦计算，供热面积可达到1140万平方米以上。满足热网要求温度的基础上，尽可能提高机组效率，燃煤量不变时尽量多发电。三：循环水供热温度保证：极冷天气：100度-110度之间 ；一般冷天气：99度-93度之间；暖和天气： 90度-93度之间；,Company Logo,8,3. 30

8、0MW机组循环水供热改造,四：在300MW循环水供热改造中需要解决的技术内容： 低压缸通流改造 ： 转子改造或更换 隔板更换或不动 叶片强度计算 制造导流套2套 轴瓦稳定性改进，可更换成旋转式可倾瓦（我们的专利） 强冷系统（防止低压外缸变形措施）（我们的专利） 雾化冷却系统（降低排气温度） 连锁保护和报警系统进入DCS系统，及相关设备与元件。 连通管系统与调节阀，包含首站换热器和相应设备（含首站内的全部设备），首站已经存的可以取消此项。 更换转子时，靠背轮连接问题（不得每次铰孔）,Company Logo,9,3. 300MW机组循环水供热改造,热力系统改造 轴加改进，防止凝结水温度高，轴封冒

9、汽 真空泵系统（由于循环水系统停用，需要接入冷却水系统） 给水泵汽轮机疏水系统（建立自身和独立的冷却系统和疏水系统） 汽液转换器疏水系统（回收小汽机的排气热量，建立真空）（专利） 抽汽加热器疏水系统（抽汽进一步提升热网水出水温度） 热网防水锤系统（双保险：竖井系统和逆止阀系统） 热网补水系统自控系统（在首站内） 热负荷与电负荷自动调节系统（减少误操作而设立的，自控或提醒功能） 冷却系统（含凝汽器） 凝汽器水室强度改造（水压提高到0.5MPa后强度不够） 凝汽器管板改造伸缩节，及管板部分。（热膨胀吸收作用） 凝汽器与低压缸连接伸缩节（热膨胀吸收作用）,Company Logo,10,与循环水管伸

10、缩节（热膨胀吸收作用） 循环水管系统改造和极冷天气升温系统，及暖和天气的循环水短路系统与防水锤系统。（防止水泵骤停后，水锤对系统的破坏） 冷却水系统改造（含冷水器，冷油器，轴加，真空泵，强冷冷却器等用水） 备用循环式系统（紧急备用） 给水泵汽轮机系统改造：包括（两套，每个给水泵汽轮机个独立一套。禁止联络，）： 排汽系统改进两套（排汽管走向改动，移到合适的位置） 汽液转换器装置两套（安装两套装置，有合适的位置，可能在室外） 排汽疏水系统取主系统连接水泵和连锁等两套。 蒸汽调节系统（保证疏水系统的温度达到要求，同时热网水温达到技术要求）,3. 300MW机组循环水供热改造,Company Logo

11、,11,3. 300MW机组循环水供热改造,热水输送泵两套（控制流量达到要求温度后疏往首站加热或进入低压缸喷水） 疏水泵两套（疏水至轴加前回收工质，并防止轴加冒汽，必要时主凝结水短路轴加，） 连锁保护（电泵，汽泵，真空，汽液转换器，蒸汽调节，热水输送等系统），DCS系统 五：系统分析：根据电厂#8机组的供热平衡图；按照锅炉蒸发量1049.3吨/小时，抽汽压力0.65MPa,最大抽汽400吨/小时为基础，重新计算了供热平衡图如下：从计算的平衡图中可以看出如下参数： 改造后蒸发量为1049吨/小时，可以发电23万，总供热热量可达到为513MW。凝汽器排汽289.3吨/小时，放热量为：192MW 。

12、机组的排气压力为45KPa，进水55度时，出水75.7度。然后用自身抽汽，在首站加热至98.72度，用汽量为320.8吨/小时，放热量为235MW。,Company Logo,12,3. 300MW机组循环水供热改造,Company Logo,13,3. 300MW机组循环水供热改造,给水泵汽轮机真空为9KPa,对系统放热量86MW，需要蒸汽72.3吨/小时。 中压缸排汽压力保持0.65MPa时，调节门后压力只能为0.377MPa。各个位置用汽量为：除氧器46吨/小时；给水泵汽轮机：49.吨/小时；汽液转换器用汽：72.吨/小时；加热器提升循环水温度321吨/小时；低压缸进气量331吨/小时。

13、中压缸排汽量为819吨/小时。 机组低压缸效率只有75%以下，此时的排气温度可达到119度，需要雾化喷水，才能达到80度以下。 循环水流量在设计工况下为10100吨/小时，此时在进水温度55度情况下，最终出水温度可达到98.72度。当天气极冷状态时，系统可以把循环热水在其它几组抽汽继续加热至110度（大约需要再抽汽近200吨/小时） 机组热耗为3746.91kj/kwh。 锅炉效率为0.92时，发电煤耗为：138.89克/千瓦时。,Company Logo,14,3. 300MW机组循环水供热改造,六：技术要点和关键点： （1）低压缸通流改造： 如果原有的低压转子是低效的；可以加工一套新低压转

14、子（含隔板）。原有转子进行改造。 如果低压转子是新改造的，可以制造一套全新的高效供热转子（含隔板）。以上两种方案选择其一。 如果更换全新的纯凝低压转子（含隔板），我们可负责在旧转子上进行改进，我们需要进行强度校核，根据气动计算结果确定去掉几级动叶片，以及是否更换叶片。组装结束后进行全速动平衡。（我们可以承接计算与组装，电厂也可以自行找制造厂进行，价格基本相同，在济南进行可能更便宜些。）。 对高背压运行的低压缸通流部分进行重新优化设计：在低压缸内部增加强制冷却系统和自动雾化喷水降温系统，保证机组的安全。因为从理论上计算，此时的排气温度已经不在湿气区，如果低压缸末级效率很低时（实际上证明，理论算不

15、准确，实际就是很低）造成低压缸超温。为此必须重视和有足够的能力进行降温，以保证安全。,Company Logo,15,3. 300MW机组循环水供热改造,（2）预防轴瓦位移造成瓦温高或轴瓦稳定差的问题： 由于转子的轴瓦在缸上，会造成低压缸的变形和移位造成轴瓦温度高或振动加大，轴瓦适应性和稳定性变差，为了适应双转子互换的要求，有必要把目前的椭圆瓦更换成稳定性极佳的比可倾瓦灵活性更高的的球型支撑可倾瓦，也能有效防止由于供热转子变轻造成有可能出现涡动的危险。（一般可倾瓦只能左右搬动，不能前后摆动和沿瓦块旋转，为了解决此问题，已经设计并已经安装在机组上运行，瓦块摆动自如，稳定性良好。此瓦块已经在鲁北电

16、厂330MW的#1和#2机组上使用，效果良好。轴振动23-35m，瓦温82-78度之间。解决了轴瓦过份位移造成的瓦温高的问题）,Company Logo,16,3. 300MW机组循环水供热改造,（3）保证双转子互换时靠背轮的螺栓对中问题： 为保证双转子具有良好的互换性，靠背轮连接采取了液压拉伸螺栓、靠背轮螺孔镶嵌内衬套、高精度钻模等工艺措施； （4）针对排汽温度大幅提高造成低压缸中心上移问题： 采取相应的强制冷却措施；凝汽器伸缩节加工技术；基础弹簧重新调整等适应供热工况又同时适应纯凝工况的技术措施。 （5）针对排汽温度高造成推力过大问题： 排汽温度大幅提高造成凝汽器膨胀量增大对低压缸产生附加

17、应力的问题，需对凝汽器支撑方式进行重新校核计算调整；,Company Logo,17,3. 300MW机组循环水供热改造,（6）针对温度高造成凝汽器铜管和壳体膨胀不一致问题：凝汽器充分考虑高背压运行工况时凝汽器管束膨胀量发生变化时的补偿措施；采用伸缩节式管板。 （7）热力系统问题： 根据经验真空泵、轴加、冷却水系统出现的问题应以重视，高背压改造后凝汽器抽气设备抽气能力降低的问题采取相应的应对措施；轴加工况的运行方式改变相应措施，循环水停用后的冷却水系统改造措施等。 （8）针对低压缸温度高产生差帐变化采取的措施： 确定高背压改造技术方案时，充分考虑到低压差胀变化幅度较大，在对通流部分进行设计时和安装时，对其轴向间隙进行重新设计和新的要求；并根据设计值实施调整差帐报警和要求值。,