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1.3高背压供热改造的必要性
按照目前的供热能力,3年之后已经无法满足最大采暖热负荷的需求,为了应对未来不断增长的供热需求,公司对7号机组实施高背压供热改造以提高供热能力。对100MW等级机组来说,由于受低压缸最小冷却流量的限制,中低压连通管抽汽最大只能提供150MW左右的供热量,低于高背压供热改造所能提供的供热量(180MW以上),且热效率要比高背压供热低40%以上。因此非常有必要对7号机组进行低压缸双背压双转子互换循环水供热改造,以提高公司的供热能力。
2可行性及特点
2.17号机组改造的可行性
从目前运行的热电联产机组的供热型式分析,50MW以下机组一般普遍采用可调抽汽或背压机组供热。100MW及以上机组基本全部采用抽凝式供热型式。抽凝式供热机组与背压式机组其供热运行工况下的运行经济性相距甚远。根据华能烟台电厂150MW机组高背压循环水供热改造经验,在冬季采暖供热工况下,其发电煤耗率可达到150g/kW.h以下,而同容量抽凝供热机组最好水平也在240g/kW.h以上。背压式机组或低真空循环水供热机组与抽凝式机组相比,其供热经济性根本的差异就在于:背压(或高背压循环水供热)机组在供热工况下运行时,其冷源损失全部被利用,而抽凝式机组只有部分抽汽被用于供热,汽轮机排汽份额有所减少,但仍存在较大冷源损失。
高背压、低真空循环水供热机组是近年为适应北方采暖供热而出现的改造型机组,大都是由纯凝或抽凝式机组经改造而成。该供热方式于上世纪80年代最早出现在我国东北地区,而后逐步发展到华北地区。从20世纪80年代起,东北地区如沈阳发电厂、长春发电厂等供热企业就开始进行低真空循环水供热技术的尝试,机组容量等级涵盖6MW~50MW,机型涉及纯凝、抽凝式,经过高背压供热改造后已运行多年,机组运行情况稳定。
山东电力研究院最初在上世纪90年代在黄台电厂#1机组(50MW)率先进行了高背压循环水供热改造和应用。而后于2009年,华能烟台电厂与哈尔滨汽轮机厂合作,首次在容量为150MW机组上进行了高背压循环水供热改造,并取得了一些成功的经验,为超高压135~150MW等级机组的高背压循环水供热改造进行了有益的探索。
目前国内已有华电十里泉电厂#5机组、华电章丘电厂#2机组(135MW等级机组)均已成功实施双转子互换的高背压循环水供热改造,华电青岛电厂也正在实施300MW等级机组的高背压循环水供热改造。高背压循环水供热改造的机组容量已扩展到135~300MW等级机组。迄今为止,国内在高背压供热改造方面包括汽轮机本体、凝汽器和系统的改造设计及工程实施方面都积累了比较丰富的经验。高背压循环水供热改造后的运行表明:
(1)高背压循环水供热改造实现了冬季供热期间汽轮机排汽余热完全被利用,消除了冷源损失,发电煤耗率降至150g/kW.h以下。
(2)机组改造后低压缸、转子、凝汽器等各部件膨胀正常,轴系振动、低压缸排汽温度、凝汽器背压等技术指标基本控制在设计范围内,整机运行正常。
综合各型机组高背压循环水供热改造的实施与运行经验,7号机高背压循环水供热改造是可行的。
2.2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与二级热网的换热要求,高背压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。
在采暖供热期间高背压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5000-8000t/h,凝汽器背压由5~7kPa左右升至30~43.6kPa,低压缸排汽温度由30~40℃升至69~78℃(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约55℃提升至66~75℃(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:
2.3改造范围
低压缸改造主要更换部件有:低压整锻转子;全部2×3级隔板包括隔板汽封、围带汽封;2×3级动叶片;导流环2套;前、后轴端汽封体及汽封圈;中低、低发连轴器螺栓;DCS供热控制逻辑改造。
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