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1、华电国际十里泉电厂140MW汽轮机,低压缸“双背压双转子互换”循环水供热 技术研发与应用,内容提要：,华电国际十里泉电厂#5机组（原125MW后经增容改造为140MW）于2011年经对低压缸及转子进行改造，实现了低压缸“双背压双转子互换”循环水供热，经一个冬季采暖期运行考验，其运行经济性和安全性均达到设计预期效果。通过热力试验验证：采暖供热期内发电煤耗率由纯凝工况时的353g/kWh,降至139g/kWh，降幅达214 g/kWh。由于汽轮机排汽冷源损失完全被利用，汽轮机热效率则由41%上升至97%。,一、循环水供热改造项目提出的背景,在国家节能减排政策的鞭策和推动下，我国西、北部广大采暖供热
2、区域城市周边地区具备供热条件的发电企业，普遍采用纯凝机组改供热的方式参与城市集中供热。改造方法一般是采用中低压缸连通管打孔抽汽来实现；在上世纪80年代后期，也有一些小型（一般容量在25MW以下）汽轮发电机组采用纯背压或高背压循环水供热的先例，但规模一般较小。,循环水供热改造项目提出的背景,2009年9月，山东某发电厂率先在150MW机组实现了高背压循环水供热改造，经09至10年采暖供热期运行实践证明，该项改造在冬季采暖供热工况下取得了显著的经济效益。但唯一不足的是，汽轮机低压缸及转子经一次性改造后，尽管冬季采暖供热期能够实现高背压循环水供热，而且具有显著经济性和安全性，但非采暖供热期机组运行工
3、况严重恶化，机组出力、运行经济性、安全性均无法恢复到原纯凝工况，致使全年运行经济性无明显改善。,循环水供热改造项目提出的背景,在认真总结和深刻分析了150MW汽轮机改造成功的经验及存在的问题后，一致认为：大中型汽轮机实现高背压循环水供热技术上是可行的，但期望通过对低压缸及转子进行一次性改造，即可实现冬季高背压循环水供热，又能保证非供热期仍具有良好的运行经济性，从技术上是不可能实现的。,、循环水供热改造项目提出的背景,基于上述分析，提出了汽轮机低压缸“双背压双转子互换”循环水供热的改造理念。所谓的低压缸“双背压双转子互换”循环水供热，即：在供热运行工况时，使用新设计的动静叶片级数相对减少的高背压
4、低压转子，凝汽器运行高背压（4045kPa），对应排汽温度提高至80左右，进行循环水供热；在非采暖期，再将原纯凝转子和末级、次末级隔板恢复，排汽背压恢复至原设计背压（4.9kPa），完全恢复至原纯凝机组运行工况。,二、高背压循环水供热改造应具备的技术条件,高背压循环水供热是在全部停用汽轮机冷端冷却设备（循环水泵、冷水塔），汽轮机排汽完全由城市热网循环水回水进行冷却而工作的，因此，城市热网循环水回水温度、流量及采暖热水管网总换热量是否满足汽轮机最大工况排汽冷却需要，是决定能否采用高背压循环水供热技术方案的先决条件。,高背压循环水供热改造应具备的技术条件,以140MW汽轮机为例，在高背压抽凝工况下
5、，汽轮机排汽量为195.25t/h；排汽总热量为142.727MW；再加中低压连通管抽汽通过热网加热器放出热量，热网循环水总吸热量可达207MW。 通过热平衡计算，140MW机组改高背压循环水供热应满足下列三个条件： 1、城市热网供热面积不小于460104 ； 2、热网循环水流量应大于7200 t/h； 3、热网循环水回水温度不大于60。,三、低压缸双背压双转子互换循环水供热改造的技术路线,在采暖供热前，汽轮机低压缸解体，更换24级高背压转子及隔板，原末级及次末级隔板安装位置加装导流环；将原凝汽器循环水切换为城市热网循环水。,低压缸双背压双转子互换循环水供热改造的技术路线,为尽可能满足一级热网
6、与二级热网的换热要求，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。,低压缸双背压双转子互换循环水供热改造的技术路线,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6000-9000t/h，凝汽器背
7、压由57 kPa左右升至4045kPa，低压缸排汽温度由3040升至7578（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60提升至7075（凝汽器端差3），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。系统简图如下：,低压缸双背压双转子互换循环水供热改造的技术路线,低压缸双背压双转子互换循环水供热改造的技术路线,机组在结束采暖供热后，退出热网循环泵及热网加热器运行，低压缸再次解体，将原26级纯凝转子复装，恢复原循环水泵及冷却塔运行，汽轮机运行方式完全恢复至原纯凝工况。,四、汽轮机本体部分改造范围,1、低压缸改造主要更换部件有： （1
8、）低压整锻转子； （2）全部24级隔板包括隔板汽封、围带汽封； （3）24级动叶片； （4）导流环2套； （5）前、后轴端汽封体及汽封圈； （6）中低、低发连轴器螺栓。,汽轮机本体部分改造范围,五、配合高背压循环水供热改造的其它技术措施,确保两条低压转子前后对轮具有良好互换性的技术措施 实现汽轮机低压缸“双转子双背压互换”的技术关键点就是保证两条转子具有良好的互换性，避免在转子更换时对轮螺孔重复铰孔。 十里泉电厂改造时采取的技术措施： 1、将汽轮机高中压转子、原纯凝低压转子、低发对轮全部运至汽轮机厂，对低压转子前后对轮螺孔进行标准化处理，确定对轮螺孔精确坐标。 2、制定严密的机加工工艺，利用高
9、精度数控镗床加工对轮螺孔。 3、对轮螺栓采用液压膨胀螺栓，弥补微小加工误差。 通过采用上述严密的加工技术措施后，成功实现了两条低压转子互换，避免了现场重复铰孔。,配合高背压循环水供热改造的其它技术措施,凝汽器改造 汽轮机经高背压循环水供热改造后，凝汽器运行工况将发生较大变化，一是汽轮机排汽温度由原来的3040提高到7580，凝汽器膨胀量变化；二是凝汽器铜管内工作水压由0.10.15MPa上升至0.550.6MPa； 十里泉电厂凝汽器改造方案： 1、更换凝汽器铜管及管束布置形式。原铜管改用TP304不锈钢管，管束布置形式由巨蟒型改为双山峰型。改造后确保供热工况具有足够的安全性，纯凝工况下有更好的
10、经济性。 2、考虑到TP304不锈钢管的线胀系数与凝汽器壳体材料线胀系数存在差异，避免凝汽器管板胀口承受附加应力，在凝汽器后水室管板内侧加装膨胀节。 3、凝汽器下部支撑弹簧高度进行适当调整。 4、凝汽器进排水管更换具有更大补偿能力的膨胀节。,配合高背压循环水供热改造的其它技术措施,开式水系统改进 供热期汽轮机冷端设备停用后，汽轮机辅机设备冷却水水源由临机提供，或加装小循环水泵提供。,配合高背压循环水供热改造的其它技术措施,汽轮机轴封冷却器进水加装板式换热器 汽轮机高背压循环水供热改造后，由于排汽温度较大幅度的提高，进入轴封冷却器的凝结水温度也同幅度升高，冷却能力降低，因此，在轴封冷却器凝结水进
11、口加装一台板式换热器，控制轴封冷却器进水温度，维持原有换热能力。,配合高背压循环水供热改造的其它技术措施,低压缸汽封调整 高背压供热工况运行时，由于汽轮机排汽温度的升高，低压缸下机座向上的膨胀量增大（约增大0.04），因此，在调整低压缸汽封（包括叶顶、隔板汽封）时，应充分考虑下部预留间隙，避免汽封摩擦。,配合高背压循环水供热改造的其它技术措施,低压缸末级、次末级隔板处加装导流环 低压缸安装24级高背压转子后，原末级和次末级叶轮、隔板处出现较大空挡，且与排汽导流板不衔接，此处易产生蒸汽涡流，影响低压缸效率，在改造中设计加装导流环，使汽流平滑过渡，从而达到保持低压缸较高效率的目的。,配合高背压循环
12、水供热改造的其它技术措施,排汽缸低负荷喷水 汽轮机低压缸高背压运行工况，低压末级处于过热与饱和交变区，运行工况稍有变化，极有可能进入过热区，排汽温度将大幅度上升，所以，低负荷喷水设计尤为重要，如喷水位置设计不当，排汽温度将难以控制。低负荷喷水合理安装位置应设在导流环出口处，及早与蒸汽混合，有利于控制排汽温度。,六、汽轮机低压缸“双背压双转子互换”循环水供热技术在十里泉电厂的应用情况,2010年8月，在完成150MW等级高背压循环水供热改造调研，在深入分析和认真总结了汽轮机低压缸通过一次性改造，实现高背压循环水供热改造的优缺点后，提出了汽轮机低压缸“双背压双转子互换”循环水供热的初步构想，经与上
13、汽、哈汽、东汽三大汽轮机厂及北京全四维动力公司进一步调研收资，充分肯定了改造思路技术上的可行性，同年11月完成了140MW汽轮机低压缸“双背压双转子互换”循环水供热可行性研究报告，并报华电国际、华电集团专家审查会及总经理办公会通过，列入2011年集团公司科技项目。,汽轮机低压缸“双背压双转子互换”循环水供热技术在十里泉电厂的应用情况,该工程于2011年11月10日采暖供热期前完成了整套启动调试，11月20日，正式投入运行。2012年3月8日，华电集团公司科技部对该项目组织验收，在验收中，各位专家对该项目给予高度评价，并列入华电集团科技推广项目。,（一）机组改造后整套启动调试情况,2011年11
14、月8日，改造工程结束，机组具备整套启动条件，机组启动，进行调试。 整套启动调试的范围及内容 #5机整套启动调试重点是针对“低压缸双背压双转子互换”高背压循环水供热改造而进行，因此，调试的范围侧重于低压缸启动中运行参数控制、振动测试、汽缸膨胀监测、凝汽器安全及供热性能调试。,（1）低压缸高背压启动性能测试,在凝汽器改用热网回水作为冷却水源，循环水流量6100t/h，在投用低负荷喷水，汽轮机3000r/min空载运行状态下，凝汽器背压41kPa；低压缸排汽温度77。 山东电科院汽机所振动专业对汽轮发电机组轴系振动进行全面检测，实测低压转子一阶临界值2224 r/min，符合设计要求（低压转子一阶临
15、界转速计算值为2221r/min）。实测汽轮机各轴系振动值均在合格范围。,（2）带负荷性能调试,在机组启动至3000r/min，空载运行完成电气大修后所有试验后，发电机并列运行然后机组解列，做完汽轮机超速试验，机组重新启动，接带负荷，进行带负荷性能调试。,1）高背压纯凝工况性能调试,在机组带负荷、停用低负荷喷水、不投中低压连通管抽汽运行方式下，测定热网循环水流量7070.6t/h、热网回水温度52.8，凝汽器出水温度76。测得该工况点下对应的机组最大电功率为112MW；,2）高背压抽凝工况性能调试,汽轮机中低压连通管抽汽流量56 t/h；凝汽器背压46,75kPa；热网循环水回收温度54.2；
16、凝汽器出水温度74.26；热网循环水流量7010 t/h；机组发电功率为106.1MW。,（二）机组改造后性能考核试验,2011年12月2426日，委托山东电力研究院对#5机组进行了改造后性能考核试验，试验结果如下： #5机组改造后，进行了三阀点104MW工况、VWO工况、顺序阀110MW工况、顺序阀95MW工况、顺序阀80MW工况、以及抽汽量75t/h、50t/h工况的试验。试验以实际测量的凝结水流量作为计算基准，计算得到3VWO工况、VWO工况、顺序阀110MW工况、95MW工况、80MW工况以及抽汽工况下，机组修正后的热耗率为3670-3780kJ/kW.h，平均值在3710 kJ/kW.h上下，由于机组实现高背压循环水供热，没有冷源损失，因此随工况变化，机组热耗率变化不大。机组高压缸效率在76.5-78.7%、中压缸效率在86.5-87.9%之间变化，低压缸效率约86.8-87%。,（三）高背压循环水供热改造经济效益分析,1、项目达到的主要经济技术指标 根据山东电力研究院十里泉电厂#5机高背压供热改
