低压缸“双背压双转子互换”循环水供热 技术研发与应用
300MW机组低压缸双背压双转子互换装置[实用新型专利]
![300MW机组低压缸双背压双转子互换装置[实用新型专利]](https://img.taocdn.com/s3/m/02290a100242a8956bece4eb.png)
专利名称：300MW机组低压缸双背压双转子互换装置
专利类型：实用新型专利
发明人：段君寨,刘克军,苏振勇,成渫畏,宋涛,姜维军,胡赛群申请号：CN201320013166.8
申请日：20130111
公开号：CN203114352U
公开日：
20130807
专利内容由知识产权出版社提供
摘要：本实用新型涉及热电厂节能技术领域，特别公开了一种300MW机组低压缸双背压双转子互换装置。
该300MW机组低压缸双背压双转子互换装置，包括内部安装低压转子的低压内缸，低压内缸上安装有隔板，其特征在于：所述低压内缸为整体内缸结构，低压转子为2×7级低压转子，隔板为纯凝隔板或是低压转子为2×5级低压转子，隔板为供热隔板。
本实用新型结构简单，使用方便，设计合理，应用灵活，方便拆装隔板，减少更换周期，增加机组运行时间，适于广泛推广应用。
申请人：华电青岛发电有限公司,山东泓奥电力科技有限公司
地址：266000 山东省青岛市四方区兴隆一路6号
国籍：CN
代理机构：济南泉城专利商标事务所
代理人：张贵宾
更多信息请下载全文后查看。
140MW凝汽机组“双背压双转子互换”供热改造技术分析
（ Ｊ ． ｓ ｔ ｙ Ｐ ｒ ｏ ｄ ｕ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ Ｄ ｅ ｐ ａ ｒ ｔ ｍｅ ｎ ｔ ｏ ｆＳ ｈ ａ ｎ ｄ ｏ ｎ ｇ Ｂ ｒ ａ ｎ ｃ ｈ ， Ｈｕ ａ ｄ ｉ ａ ｎ Ｐ ｏ ｗｅ ｒ Ｉ ｎ ｔ ｅ ｒ ｎ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ａ ｌ Ｃ ｏ ｒ ｐ ｏ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｌ ｉ ｍ ｉ ｔ ｅ ｄ ，Ｊ ｉ ｎ ａ ｎ ２ ５ ０ ０ １ ４ ， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ；
ｉ ｎ ｔ ｅ ｒ ｃ ｈ ａ ｎ ｇ ｅ ａ ｂ ｌ ｅ ｏｒ ｆ ｔ ｈ ｅ ｏ ｌ ｄ ａ ｎ ｄ ｎ ｅ ｗ ｒ ｏ ｔ ｏ ｒ ． Ａ ｔ ｆ ｅ ｒ ｔ ｒ ａ ｎ ｓ ｆ ｏ ｒ ｍａ ｔ ｉ ｏ ｎ， ｔ ｈ ｅ ｕ ｎ ｉ ｔ ｈ ａ ｓ ｇ ｏ ｏ ｄ ｈ ｅ ａ ｒ ｒ ａ ｔ ｅ ａ ｎ ｄ ｃ ｏ ａ ｌ ｃ ｏ ｎ ｓ ｕ ｍｐ ｔ ｉ ｏ ｎ ｅ ｃ ｏ ｎ ｏ ｍｉ ｃ ｉ ｎ ｄ ｉ ｃ ａ ｔ ｏ ｒ ｓ ｉ ｎ ｈ ｉ ｇ ｈ ｂ ａ ｃ ｋ ｐ ｒ ｅ ｓ ｓ ｕ ｒ ｅ ｈ ｅ ａ ｔ ｉ ｎ ｇ ｃ ｏ ｎ ｄ ｉ ｔ ｉ ｏ ｎ ｓ ， ａ ｎ ｄ ｔ ｈ ｅ ａ ｎ ｎ ｕ ￣ｗ ｅ ｉ ｇ ｈ ｔ ｅ ｄ ａ ｖ ｅ ｒ ａ ｇ ｅ ｃ ｏ ａ ｌ ｃ ｏ ｎ ｓ ｕ ｍｐ ｔ ｉ ｏ ｎ ｉ ｓ ｂ ｅ ｔ ｔ ｅ ｒ ｔ ｈ ａ ｎ ｔ ｈ ｅ ｕ ｌ —
子 互换 ” 方 式对低 压缸 通 流部 分进 行 改造 。在 采 暖期使 用动静 叶 片级 数相 对较 少的低 压 转子 ， 使 凝 汽 器
高背压 运 行 ， 在 非采 暖 期使 用原设 计 配备 的低 压 转子 ， 使 凝 汽 器低 背 压运 行 ， 利 用液 压拉 伸 螺栓 实现 了
300MW汽轮机供热改造双低压转子互换技术应用
300MW汽轮机供热改造双低压转子互换技术应用摘要：本文以某汽轮机为例，讲解了汽轮机供热改造双低压转子互换技术，介绍了高背压循环水供热改造，对低压结构进行了优化，调整了机组辅助系统，经过改造，大大提高了机组供热能力，让汽轮机运行更加安全可靠。
关键词：汽轮机；供热改造；互换技术在电力系统中，常常采用的节能降耗方法主要有热电联产，其供热主要是汽轮机抽汽产生的。
背压供热具有很强的节能功效，在汽轮机的改造中运用非常广泛，就现阶段来看，对汽轮机的改造过程中，已经实现的最大机组为135MW，为了进一步提高节能减排，就需要对300MW机组进行改造。
1改造技术概况改造技术分别对冬季和夏季采用不同的方案，在冬季时，运用特有的供热转子，实现冬季供热，在供热过程中，对其背压进行控制，标准压力为49KPa，可以运用汽轮机抽汽的方式对循环水进行加热，为用户提供热量；在夏季，可以运用固有的纯凝转子，以实现纯凝工况需要。
1.1高背压运行工况凝汽器将会为热网循环水加热，充分利用低压缸排汽余热，使其成为第一次加热的热源，将凝汽器背压控制在49KPa左右，低压缸所排出的汽体温度达到79度。
通过这次加热，热网循环水的温度将上升到75度，第二次加热，主要是借助于泵提升其压力，让其进入首站热网加热器，实现抽汽加热，让水温达到用户使用要求，用户使用完后，水温将会降低，于是再通过凝汽器进行加热，形成一个循环往复的工程系统[1]。
1.2机组特点（1）想要让机组在运行过程中，其发电量得到提升，且内部损失有所下降，需要对供热转子进行重新设计。
和原有的纯凝转子相比，新设计的供热转子，其流通面积有所降低，这样设计可以增加机组的安全可靠性。
这种设计方法，可以避免出现颤振，避免背压的上升，机组的安全性能会得到加强。
另外，在这种设计方式下，可完全放开中低压连通管调节阀，进而降低损耗，合理调节低压缸焓降，即使锅炉蒸发量未发生变化，也能够提升发电量，获得更好的经济效益[2]。
225MW机组双背压改造供热分析
第25卷 第3期2018年3月仪器仪表用户INSTRUMENTATIONVol.252018 No.3225MW机组双背压改造供热分析曹敬国，鲍教旗，张 鑫，贾国栋，徐 欢（华能曲阜热电有限公司，山东 曲阜 273100）摘 要：通过对 225MW 三缸三排汽机组低真空循环水单缸排汽供热首次改造尝试，在国内中大型汽轮机发电机组的节能改造中，迈出了关键的一步。
运用本次改造成功经验，大大降低了225MW机组发电煤耗，为满足节能减排要求奠定了基础。
关键词：低真空热网循环水；抽汽式热网供热；改造；经济性中图分类号：TM621 文献标志码：AAnalysis of Heat Supply by Double Back Pressure of225MW UnitCao Jingguo, Bao Jiaoqi, Zhang Xin, Jia Guodong, Xu Huan（Huaneng Qufu Thermal Power Co., Ltd., Shandong, Qufu, 273100, China）Abstract：Based on 225MW three cylinder exhaust steam unit low vacuum circulating water single cylinder exhaust steam heat-ing reform attempts, for the first time in domestic energy-saving reconstruction of large steam turbine generator set, took a key step. Using the successful experience in the, greatly reduces the 225 mw power generation coal consumption, which laid a foundation to meet the requirements of energy conservation and emissions reduction.Key words：low vacuum heat network circulating water；steam-drawn heating net；transformation；economic0 引言目前，国内大中型汽轮机已有部分进行了高背压改造，解决了以下问题：低真空降低机组的效率和出力；排汽缸及轴承座受热膨胀，对中心变化的影响；轴向推力增大；叶片过负荷；大型汽轮机末级的湿蒸汽区前移产生水蚀等隐患。
300MW汽轮机组双背压改造技术的研究及应用
300MW 汽轮机组双背压改造技术的研究及应用发布时间：2023-03-07T01:37:34.942Z 来源：《中国电业与能源》2022年第20期作者： 1万海超 2谭围红[导读] 本文简要介绍了300MW机组低压缸双背压双转子互换循1万海超 2谭围红1鹤壁鹤淇发电有限责任公司，河南省鹤壁市4580002鹤壁丰鹤发电有限责任公司，河南省鹤壁市458000摘要：本文简要介绍了300MW机组低压缸双背压双转子互换循环水供热工艺原理及国内外发展现状，论述了在双转子互换循环水供热工程实例中的专业技术和系统改造的研究，对工程实施后的运行状况进行了试验测试和分析。
对 300MW 纯凝机组改双背压供热机组技术的进一步推广、应用具有积极的意义。
1.某厂#2机高背压简述：1.1 #2机组高背压热网循环水供热，就是在我公司原有采暖供热（中压缸排汽打孔供热）运行的基础上，对#2机组“低压缸双背压双转子互换”供热改造，采取“以热定电”供热方式，以实现对城市热网水供热。
高背压供热设计背压：41 KPa～54KPa（真空-59 KPa～-46KPa），双转子互换是指在冬季高背压供热工况下，使用2×4级高背压供热的低压转子，在采暖供热结束后，协调“丰鹤电厂”退出热网循环水运行，#2汽轮机低压缸再次解体，将2×6级纯凝低压转子复装，恢复机组原循环水冷却系统，#2汽轮机运行方式完全恢复至纯凝工况。
1.2 #2机高背压供热特点高背压供热时，从“鹤热入安”城市热网循环水回水母管上设置一路水至盾安热泵热水换热器（设置有进、出及旁路），经盾安热泵吸热后的回水回至城市热网循环水回水母管，一起经过自动除污器后到#2机凝汽器热网循环进水母管，热网水采取双进双出运行方式冷却#2汽轮机低压缸排汽，做为“鹤热入安”热网首站的第一级加热，逐渐将#2机凝汽器热网循环水出水温度提高74℃左右，#2机凝汽器热网循环水出水送往（丰鹤电厂）“鹤热入安”热网首站，再经2套背压式汽轮发电机组的排汽冷凝器（丰鹤建）做为第二级加热，将热网循环水继续加热到约83℃，最后经“丰鹤电厂”#1，#2机组配套的热网加热器做为第三级加热，最终将出水温度提升至130℃送往安阳，我公司#2机组采用高背压供热能够充分降低汽轮机排汽的冷源损失，达到节能降低煤耗的目的。
科技成果——大型供热机组双背压双转子互换循环水供热技术
科技成果——大型供热机组双背压双转子互换循环水供热技术适用范围电力行业供热机组行业现状低真空供热是我国城镇一种效率较高的供热方式。
目前国内低真空循环水供热改造工作基本停留在对低压转子和对应的隔板进行一次性改造上，没有改变供热季效益非常好而非供热季效益非常差的两极分化的局面。
而通过对低压缸进行高背压改造实现机组低真空运行、循环水供热的技术，虽然在供热期内低真空循环水供热工况汽轮机排汽余热全部被利用，冷源损失降低为零，能够获得最大节能经济效益，但在非采暖期，纯凝运行工况下机组热耗率要高于纯凝工况，且机组出力不足，从而造成机组改造后全年综合经济效益指标没有明显改善。
目前该技术可实现节能量5万tce/a，减排约13万tCO2/a。
成果简介1、技术原理利用双背压双转子互换循环水供热技术，汽轮机在供热工况运行时，使用新设计的动静叶片级数相对减少的高背压低压转子，使凝汽器运行于高背压（30-45kPa）条件下，对应排汽温度可提高至80℃左右，利用循环水供热；而在非采暖期，再复装原低压转子，排汽背压恢复至4.9kPa，机组完全恢复至原纯凝正常背压运行工况。
机组全年综合经济效益指标得到明显改善。
2、关键技术（1）低压缸通流部分进行优化设计改造，主要包括：新低压转子采用的先进设计技术，低压整锻转子，全部2×4级隔板设计，三维扭叶片设计的低压转子动叶片，新型低压转子轴封设计等；（2）中低压缸联轴器、低压缸和发电机联轴器液压螺栓改造；（3）中低压缸连通管供热抽汽改造；（4）低压转子轴封优化设计；（5）中低、低发联轴器液压螺栓改造；（6）凝汽器部分优化改造，主要包括：新型蜗壳形状水室，凝汽器热补偿设计等。
3、工艺流程双背压双转子互换循环水供热工艺流程图在采暖供热期间，机组高背压工况运行，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。
浅谈两台300MW高背压机组的供热运行
浅谈两台300MW高背压机组的供热运行我国北方临近城市的火力发电厂大部分实现了热电联产，早期供热以抽汽供热为主，近年来，应用高背压供热方式回收凝汽余热逐渐受到重视。
采用双背压双转子互换技术对低压缸和凝汽器作结构改造，实现高背压供热。
原来凝汽器中蒸汽凝结释放的热量由循环水带走，通过凉水塔散失，由热网循环水完全吸收利用，用来供热，大大减少电厂冷源损失，使得机组煤耗降至150g/kWh左右，经济指标大幅提高。
但是高背压供热存在供水水温度偏低、调节能力差，并且停机更换转子期间无法供热的问题，所以多数电厂只是对一台一组进行了高背压改造。
华能黄台电厂开创了国内同一电厂两台300MW等级高背压供热机组同时运行之先河。
1 高背压供热机组运行中的问题（1）高背压供热机组对热网水质有较高的要求，水质合格直接会造成凝汽器堵塞、结垢，影响机组安全运行；（2）高背压供热供水水温度偏低，真空52.6kPa，对应的饱和温度为80℃，高背压机组供水上限基本为80℃，天气寒冷时，城市热网供水需提高至90℃～95℃，因此高背压供热机组同时配置蒸汽二次加热系统；（3）高背压供热机组，热网循环水的回水温度，直接影响机组真空，需要保持回水温度不大于53℃，否则影响电负荷，严重时影响机组安全运行，因此要有一定的预见性，并根据机组运行情况及回水温度情况进行调整；（4）高背压供热机组要求热网循环水流量稳定，由于供热面积大、区域广，容易发生施工等原因导致泄露，需要实时的监视手段、完善的应对措施；（5）由于供热系统流量大、区域广，大多采用二级换热，较大的二级换热站由于二级网循环水失电、泄露、跳闸等异常，一次水供回水门快速关闭，机组循环水流量会突降，一次水供回水门不能快速关闭，会造成回水温度快速升高，影响机组安全；（6）高背压供热机组供热量大，需停机更换转子，因此供热初期及晚期，需其他机组承担供热任务；（7）高背压供热机组供热量大，为了保证持续可靠供暖，需同时有足够的备用供热能力，保证高背压机组故障时不影响供热质量。
100MW凝汽式汽轮机低真空供热改造
100MW凝汽式汽轮机低真空供热改造
王春艳;李军
【期刊名称】《吉林电力》
【年(卷),期】2017(45)2
【摘要】针对某100MW机组经过通流部分和抽凝式供热改造后抽汽能力达不到原设计要求,为了满足日益增长的热负荷需求,提出该机组低真空改造技术方案.该方案采用低压缸双背压双转子互换循环水供热改造技术,在不同的进汽量下,选择不同的抽汽量以维持低压缸排汽流量基本不变,对应的运行背压为43.6 kPa,排汽温度不超过80℃,重新设计低压2×3级通流,选取合适的低压通流面积,以满足冬季高背压运行的要求.改造后该机组增大了供热能力,并降低了供电煤耗,每年可节约标煤约20670 t.
【总页数】4页(P51-54)
【作者】王春艳;李军
【作者单位】吉林电力股份有限公司白城发电公司,吉林白城 137000;吉林电力股份有限公司,长春 130022
【正文语种】中文
【中图分类】TM621.4
【相关文献】
1.纯凝汽式机组低真空运行循环水集中供热改造 [J], 李润国
2.凝汽式汽轮机低真空供热改造分析 [J], 李晓忠
3.小型凝汽式汽轮机低真空运行循环水供热改造 [J], 考芳
4.凝汽式汽轮机的低真空供热改造和存在的问题 [J], 滕志安
5.凝汽式汽轮机改为低真空供热式汽轮机的探讨 [J], 孙志;赵肃铭
因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
首台300MW汽轮机循环水供热改造技术与经济指标分析
首台300MW汽轮机循环水供热改造技术与经济指标分析成渫畏;王学栋;宋昂【摘要】介绍了首台亚临界300MW汽轮机高温循环水供热改造技术和改造内容，并阐述了与135MW等级机组改造的异同点。
在135MW等级机组双背压双转子互换改造技术的基础上，300Mw汽轮机解决了双层低压缸通用性改造、给水泵小汽轮机改造以及凝结水精处理系统改造等关键技术难题，成功实施了高温循环水直接供热技术改造。
由改造后性能考核试验结果得知，机组各项经济指标达到设计值，节能效果显著。
【期刊名称】《发电技术》【年(卷),期】2016(037)001【总页数】5页(P6-10)【关键词】300MW汽轮机;循环水供热;高背压改造;高背压供热;双转子互换【作者】成渫畏;王学栋;宋昂【作者单位】[1]华电国际山东分公司安生部,山东济南250014;[2]华电电力科学研究院山东分院,山东济南250014【正文语种】中文【中图分类】TK262汽轮机提高背压运行，凝汽器的排汽温度升高，提高了循环水出口温度。
将循环水接入采暖供热系统，循环水经凝汽器加热后，注入热网，满足用户采暖要求，冷却后的循环水再回到凝汽器进行加热。
高背压循环水供热将原来从冷却塔排入自然界的热量回收利用，达到了节约供热用蒸汽、提高汽轮机组热效率的目的[1～3]。
近几年，在山东区域电网，七台135MW及300MW等级汽轮机实施了低压缸“双背压双转子”互换改造技术，机组在供热期高背压运行，非供热期正常背压运行。
机组改造后，采暖季节利用高温循环水直接供热，满足了较大的热负荷需求，提高了城镇化发展迅速的城镇居民的采暖质量。
在135MW等级汽轮机“双背压双转子”互换改造技术的基础上，首台300MW汽轮机高温循环水供热改造解决了双层低压内缸通用性、座缸式轴承标高上移、汽动给水泵改造、凝结水精处理系统改造等技术难题。
此项目在国内300MW等级机组循环水供热技术改造方面获得了新的技术突破，为大容量机组供热改造开辟了新途径，具有很大的推广价值。
双背压双转子互换式驱动给水泵汽轮机运行方法[发明专利]
![双背压双转子互换式驱动给水泵汽轮机运行方法[发明专利]](https://img.taocdn.com/s3/m/22f44cf4a300a6c30d229f81.png)
专利名称：双背压双转子互换式驱动给水泵汽轮机运行方法专利类型：发明专利
发明人：董洋,王学同,王学栋,闫玉峰,康艳昌,牛庆良,袁芳伟申请号：CN202010821235.2
申请日：20200814
公开号：CN112177691A
公开日：
20210105
专利内容由知识产权出版社提供
摘要：本发明涉及一种双背压双转子互换式驱动给水泵汽轮机运行方法，该运行方法采用双背压双转子互换式驱动给水泵汽轮机运行系统进行实施，所述双背压双转子互换式驱动给水泵汽轮机运行系统包括相互配合工作的原给水泵汽轮机运行系统和高背压给水泵汽轮机运行系统；原给水泵汽轮机运行系统包括原给水泵汽轮机、一号低压缸、一号凝汽器、一号加热器、一号除氧器和一号汽动给水泵；高背压给水泵汽轮机运行系统包括高背压给水泵汽轮机、二号低压缸、二号凝汽器、二号加热器、二号除氧器和二号汽动给水泵；机组高背压运行时，启动高背压给水泵汽轮机运行系统；机组正常背压运行时，恢复运行改造前的原给水泵汽轮机运行系统。
申请人：华电电力科学研究院有限公司
地址：310030 浙江省杭州市西湖区西湖科技经济园西园一路10号
国籍：CN
代理机构：杭州天欣专利事务所(普通合伙)
代理人：梁斌
更多信息请下载全文后查看。
浅谈几种热电解耦技术改造
2018 年 9 月 Sep.2018
浅谈几种热电解耦技术改造
申景波
（神华国能天津大港发电厂有限公司，天津，300272）
摘 要： 为解决日益严重的弃风（光、水）问题，提高新能源的消纳能力，提高火电机组的运行灵活
性，实现供热机组热电解耦，已是迫在眉睫的任务。本文主要针对供热机组热电解耦技术改造如低真
作者简介：申景波（1986-），男，工程师，2009 年毕业于华北电力大学，现任职于神华国能天津大港发电厂有限公司生产技术处，主要从事汽轮 机专业管理工作。Tel：18526679303，E-mail：526567922@
·58·
申景波：浅谈几种热电解耦技术改造
第9期
压条供下的换热要求，同时解决凝汽器水室承压、温 度升高造成管束与壳体膨涨不均匀，以及与低压缸之 间的应力过大的问题。
机组进行低真空供热改造，基本避免了低压缸凝 结水大量的冷源损失，对降低煤耗有明显作用，符合 国家节能减排的需求。此种改造主要是通过增大改造 机组供热能力，减轻邻机供热负荷，从一定程度上增 强邻机热电解耦灵活性，但将限制改造机组深度调峰 能 力（300MW 等 级 机 组 改 造 后 最 低 发 电 负 荷 约 为 180MW）。同时为保证凝汽器冷却效果，需要较大量 的热网循环水以及较大的供热面积（300MW 等级机 组改造后需要至少 12000t/h 热网循环水量）。保证供 热面积和改造机组的发电负荷，是该项目可实施改造 的关键条件。
光轴设计计算时要保证重量与原低压转子相近，
1
2
2
图 2 光轴转子
使得低压轴承载荷不变，油温等参数满足机组安全运 行要求。光轴的转动惯量要和原转子尽量相同或相 近，质量分布要保证临界转速和扬度与原低压转子相 近，使得轴系的振动特性和安装特性不变，见图 2。 3.1.2 供热抽汽系统的 3 个改造方案
低压缸“双背压双转子互换”循环水供热 技术研发与应用
、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 减少的高背压低压转子，凝汽器运行高背压 （40～45kPa），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。
高背压循环水供热改造ห้องสมุดไป่ตู้具备的技 术条件
• 以140MW汽轮机为例，在高背压抽凝工况下，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460×104 ㎡； • 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℃。
（一）机组改造后整套启动调试情况
供热机组高背压技术改造分析
供热机组高背压技术改造分析李凯;王亚梅;张海峰;蔡磊;韦存海【摘要】为降低机组冷源损失,介绍河北华电石家庄裕华热电有限公司2号机组高背压改造,从低压通流及轴瓦、凝汽器、给水泵汽轮机、热网管道、润滑油系统、化学精处理、冷却水系统等方面分析改造方案和措施,由改造效果可知该技术改造可保证高背压机组的安全运行.【期刊名称】《河北电力技术》【年(卷),期】2016(035)003【总页数】3页(P33-35)【关键词】高背压;供热;机组改造;经济调整【作者】李凯;王亚梅;张海峰;蔡磊;韦存海【作者单位】河北华电石家庄裕华热电有限公司,石家庄 051430;河北华电石家庄裕华热电有限公司,石家庄 051430;河北华电石家庄裕华热电有限公司,石家庄051430;河北华电石家庄裕华热电有限公司,石家庄 051430;河北华电石家庄裕华热电有限公司,石家庄 051430【正文语种】中文【中图分类】TM621.4河北华电裕华热电有限公司(以下简称“裕华公司”)设计安装2台汽轮机，型号为亚临界、一次中间再热、凝汽式、双抽供热汽轮机，机组容量300 MW，于2009年初投产，单机额定供热抽汽流量为480 t/h，2台机组额定供热能力为640 MW。
供热能力由640 MW提高到800 MW，初步解决供热能力不足的问题。
为了进一步提高裕华公司供热的安全可靠性，同时提高公司的经济效益，于2014年结合2号机组检修，进行了双背压双转子互换循环水供热改造，改造后2号机组凝汽器供热工况下背压升至45 kPa，低压缸排汽温度升至78 ℃，凝汽器冷却水采用热网循环水，流量为13 000 t/h左右，经过凝汽器加热，热网循环水温度由48 ℃提升至75 ℃，供热能力由640 MW提高到800 MW，初步解决供热能力不足的问题。
2.1 低压缸双背压双转子互换供热期间使用动静叶片级数相对减少，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，安全性较高。
300 MW湿冷汽轮机双转子互换高背压供热改造应用
300 MW湿冷汽轮机双转子互换高背压供热改造应用邵建明;陈鹏帅;周勇【摘要】随着用户需求增加及国家节能减排政策要求,对亚临界300 MW湿冷汽轮机组进行高背压供热改造成为火力发电厂满足对外供热需求和提高机组效率的重要措施之一,而汽轮机在供热期和非供热期双低压转子互换是实现高背压供热改造一个行之有效的手段.以某电厂2号机300MW机组采用双低压转子互换技术进行高背压循环水供热改造为例,简述了汽轮机在改造过程中需要考虑的主要问题及相应的改造方案.【期刊名称】《能源研究与信息》【年(卷),期】2014(030)002【总页数】4页(P100-103)【关键词】双转子互换;高背压;供热改造;汽轮机【作者】邵建明;陈鹏帅;周勇【作者单位】上海电气电站集团,上海201108;上海电气电站服务公司,上海201612;上海电气电站服务公司,上海201612【正文语种】中文【中图分类】TK264.1随着国家能源政策的不断调整,对电厂的二氧化碳排放量及循环效率的要求不断提高,不但中小火电机组基本上失去了生存空间[1],而且以前属于大功率发电机组的亚临界300 MW湿冷机组面临越来越大的生存压力.而热电联产集中供热方式,不仅可以解决大中城市的供热问题,还可以大幅提高机组的热效率[2].因此300 MW湿冷机组只有进行供热改造,才能避免被越来越多的“上大压小”发电项目所替代.对于亚临界300 MW火电汽轮机的供热改造,近几年来学者和工程技术人员对供热改造的方法和存在的问题都进行了深入的研究.谭旭东[3]在理论上分析了典型亚临界纯冷凝300 MW汽轮机改造时可能采用的供热方式,并提出在改造后可能遇到的通流问题、系统调节问题和循环水问题.对于供热抽汽点的选择,在不同的工程实例中有不同的选择.许琦等[4]和林闽城[5]分别结合国电谏壁发电厂和温州发电厂的工程实例,在技术层面上对从高压排汽段进行供热改造方式的前期论证及具体实施情况进行了详细分析;胡万利[6]则讲述了通过加装蝶阀在连通管上进行供热改造的技术方案.而高背压供热改造,由于彻底改变了汽轮机的运行模式,技术难度大,一般150 MW以下机组采用得比较多[7].华电青岛发电有限公司为青岛市最大的热源基地,现有4台供热机组,其中:1号、2号机组为N300-16.7/538/538型纯冷凝式汽轮机,分别于1995年12月和1996年10月投产;3号、4号机组为C300-16.7/0.981/538/538抽汽凝汽式汽轮机,单台机组额定抽汽量400 t·h-1,分别于2005年12月和2006年7月投产.虽然1号、2号机组曾进行抽汽供热改造,但是由于青岛市的供热需求快速增长,抽汽供热方式已经不能满足需要.而高背压改造可以大幅提高热电联产的供热能力,节能效果也较为显著,因此华电青岛发电有限公司300 MW机组的高背压循环水供热改造应运而生.该公司300 MW机组高背压改造后供热系统如图1所示.热网循环水主要通过凝汽器的高背压首次加热和机组中低压连通管抽汽二次加热,成为供用户使用的高温热水,热网水释放热量后再回到机组凝汽器,构成一个完整的循环水路.图1 高背压供热系统示意图Fig.1 The schematic diagram of high back pressure heat supply system该公司300 MW机组高背压供热改造主要通过汽轮机双低压转子互换实现.汽轮机在采暖供热期使用叶片级数较少的低压转子实现高背压和非采暖供热期使用原纯凝转子低背压运行,实现采暖期对外高背压循环水供热和非采暖供热期常规纯凝运行.1 双转子互换高背压改造需考虑的主要问题及改造措施机组采用双转子互换技术进行高背压改造,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,在汽轮机的改造设计过程中,需综合考虑汽轮机通流、本体、轴系、辅助及回热系统、控制系统及其它方面存在的主要问题并进行相应的改造或改进.1.1 通流部分机组原低压转子叶片级数为2×7级,汽轮机常规纯凝额定背压为4.9 kPa.在采暖供热期,背压要求提高至54 kPa,由于原汽轮机低压转子按常规纯凝背压进行设计,叶片的级数和末级叶片强度不能满足高背压工况需求,否则将引起叶片的颤振及背压不可控的提高,故需考虑重新设计通流,选择合适的叶片级数及末级叶片长度.通过计算分析,新设计高背压转子为2×5级比较合适.同时,考虑到高背压工况中低压连通管位置需要进行大量抽汽对循环水进行二次加热及机组运行的安全性和经济性,新设计叶片及隔板需采用最新技术设计相对较小的通流.1.2 本体部分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,且两种工况下汽轮机的通流结构大小及形式差别较大,故考虑将采暖供热期的五级隔板(共五级)和非采暖供热期的前五级隔板(共七级)分别设置在现场可与低压内缸(采暖供热期和非采暖供热期共用)装配的对应的低压静叶持环中,为此,需重新设计采暖供热期和非采暖供热期的(前)五级的隔板和持环,同时非采暖供热期后两级隔板需要改造成现场可装配的结构形式.新设计的共用低压内缸也由双层内缸更换为整体内缸结构,首次安装时需要割除抽汽管道并重新焊接(今后无需对抽汽管道进行割除和焊接).高背压供热工况运行时,考虑到汽轮机排汽温度的升高,低压缸下机座向上的膨胀量增大,故在调整低压缸汽封(包括叶顶、隔板汽封)时,要充分考虑下部预留间隙,避免汽封摩擦.在首次采暖供热期,采用新设计的低压单层整体内缸替代原低压内缸,配套装配装有五级供热隔板的低压持环,在低压末两级隔板槽处安装带有隔板槽保护功能的导流板,同时采用新设计的高背压供热转子运行.之后再进入采暖供热期时,仅需更换静叶持环及隔板、导流板及转子即可.此外,需进行控制策略和保护的修改和增加.在非采暖供热期,拆除采暖供热期静叶持环及隔板、导流板及转子,采用新设计的装有五级纯凝隔板的静叶持环、末两级隔板及机组原纯凝转子即可,并恢复原纯凝运行的控制策略和保护.1.3 轴系部分由于高背压转子重新设计及排汽温度的升高,需考虑机组轴系的稳定性和标高变化的影响.1.3.1 轴系的稳定性改造后低压转子的结构与改造前相比,由于高背压工况全新设计的小通流低压转子由2×7级改为2×5级(转子的这一结构变化对转子的刚度分布和质量分布都会产生较大的影响),从而使得整个轴系的动力学特性发生一定变化,需对改造前后轴承油膜特性、轴系临界转速、稳定性及扭振性能进行对比分析.1.3.2 标高变化该机组低压转子采用的是座缸式轴承座,高背压改造后,低压轴承的标高将随着排汽温度的变化而变化,使得轴系中各轴承的负荷重新分配,从而影响整个轴系的稳定性,严重时可能导致轴承烧瓦或振动问题而不能稳定运行.为此,需对改造后温度对轴系标高的影响进行分析,确认低压转子合理的冷态标高预抬量,以使机组轴系在热态时有更为优良的、平滑的扬度曲线,利于机组安全运行.同时,需在标高变化区域对轴系稳定运行的影响进行分析及改造前、后轴系静态特性进行对比分析,进而在最小调整高中压标高和发电机标高的前提下确定改造后轴系标高的找中指导数据.通过对改造前、后转子轴系性能的变化以及现场的基础沉降情况等因素的综合考虑和分析,保证机组改造后的低压转子通流结构、轴系安装数据等调整方案合适和可实施,以确保机组的稳定运行.1.4 辅助及回热系统由于机组在采暖供热期和非采暖供热期反复切换,需对轴封系统、油系统及喷水系统的的适用性进行分析.1.4.1 轴封系统对于高背压工况,需重新核算汽封减温装置喷水量及轴封加热器面积.对于轴封加热器,由于换热效果发生变化,原设备不能满足高背压工况需求.轴封加热器采用一用一备形式:夏季工况采用原有配置,冬季工况将原有冷却器旁路的同时,启用备用冷却器.备用轴封加热器的冷却介质采用35 ℃左右的工业除盐水,此方案在不考虑热量回收前提下,能够大大改观风机排汽环境,保证风机安全可靠运行.1.4.2 油系统当低压缸排汽温度上升后,由于轴承座与低压缸连为一体,润滑油的温度也将受到影响而升高,导致轴承承载能力下降、轴瓦温度过高等问题,故对轴承座增加喷油冷却设计,达到降低轴瓦温度的目的.1.4.3 喷水系统相比纯凝工况,高背压工况下的排汽温度升高,设定喷水温度后对低压缸喷水量进行核算,需要设置2组低压缸排汽喷水调节阀.1.4.4 回热系统由于机组高背压工况下排汽压力为54 kPa,需切除末两级回热抽汽,仅需投入前两级低压加热器即可.1.5 控制系统为实现机组采暖供热期高背压供热及中低压连通管调整抽汽功能,需对控制策略和保护进行修改和增加.高背压工况需对机组部分保护定值进行修改或增加,主要为低压排汽压力、排汽温度的限制、及中压调整抽汽压力与温度的保护.此外,由于机组每年均需经历由供热采暖期到非采暖供热期和由非采暖供热期到采暖供热期的转换,故在机组的改造和重新设计中,除考虑机组安全性、经济性因素外,还需考虑机组低压缸相关部套拆卸的可重复性、方便性及部套的存放和防护.2 改造效果青岛电厂是国内首台300 MW机组高背压循环水供热改造项目,于2013年11月顺利完成启动后试验,供热参数、轴振、回油温度、热耗值均达到设计要求,机组运行稳定良好.机组进行高背压供热改造后,汽轮机供热能力增加巨大,热经济性大幅提升,机组热耗水平大幅降低.机组的发电煤耗降至140 g·(kWh)-1左右,冷源损失为零,理论热耗可以达到3 600 kJ·(kWh)-1,实际热耗可以达到3 750 kJ·(kWh)-1以下,机组节能降耗效果显著.图2给出了300 MW机组轴系示意图.在功率220 MW、背压48 kPa、中低压连通管抽汽流量123.8 t·h-1、循环水流量8 000～8 100 t·h-1、循环水回水温度46～48 ℃,循环水出水温度74 ℃工况下,机组采暖供热期轴系振动及瓦温情况分别如表1、表2所示.由表1可见,机组在该工况下振动情况优秀,X向轴振振幅值最大在2号轴承处,其值为0.055 mm;Y向轴振振幅值最大在5号轴承处,其值为0.072 mm,均小于机组正常运行允许值0.076 mm,远小于机组的振动报警值0.127 mm.由表2可见,机组推力轴承金属温度(前、后侧共四个测点)最大值为44.4 ℃,小于机组正常运行允许值90 ℃,远小于报警值99 ℃;径向推力轴承金属温度最大值在2号轴承处,最大值为75.6 ℃,小于机组正常允许值90.5 ℃,远小于报警值107 ℃.图2 300 MW机组轴系示意图Fig.2 Schematic of 300 MW unit shaftingsystem表1 机组采暖供热期轴系振动情况Tab.1 Shafting system vibration in heating period轴承7号6号5号4号3号2号1号X向振幅/mm0.0210.0400.0390.0490.0340.0550.042Y向振幅/mm0.0280.0350.0720.0480.0630.0490.045表2 机组采暖供热期瓦温情况Tab.2 Bearing temperature in heating period轴承7号6号5号4号3号2号1号推力轴承后侧推力轴承前侧测点1温度/℃62.665.668.273.455.075.555.244.442.3测点2温度/℃62.665.668.273.449.075.662.242.942.13 结论华电青岛发电有限公司2号机组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,证实了汽轮机改造方案的可行性、全面性和正确性.鉴于该方案巨大的社会和经济效益,改造技术具有较强的市场复制性和通用性,势必会引领电厂高背压供热改造市场进一步发展,可以在更大功率机组、空冷机组、更高背压及新建机组中推广应用.参考文献:[1] 潘永岳,罗松.中小火电机组的生存问题探讨[J].热力透平,2008,37(1):42-45.[2] 翟几中,蔡觉先,迟毅超.热电联产集中供热的经济性分析[J].中国高新技术企业,2008(10):52-53.[3] 谭旭东.火力发电厂大型纯凝汽式机组进行供热改造存在的问题与对策[C]∥山东电机工程学会第七届发电专业学术交流会论文集,济南2008:130-132.[4] 许琦,马骏驰,王小伟,等.国产300 MW机组高再抽汽供热改造[J].华东电力,2008,36(6):101-103.[5] 林闽城.300 MW纯凝机组供热改造技术可行性分析[J].浙江电力,2010(3):40-43.[6] 胡万利.300 MW凝汽式汽轮机供热改造[J].机械工程师,2010(6):175-176.[7] 常立宏.300 MW亚临界供热机组高背压供热改造的研究[J].黑龙江电力,2012,34(6):421-423.。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
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）低压整锻转子； • （2）全部2×4级隔板包括隔板汽封、围带
汽封； • （3）2×4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
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。
• 低压缸安装2×4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。
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。
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，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：
低压缸双背压双转子互换循环水供 热改造的技术路线
高
中
低
凝汽器
热网加热器
热网循环泵
热网供水 热网回水
冷却塔
循环水泵
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2×6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。
• 1、城市热网供热面积不小于460×104 ㎡； • 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 2×4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。
（一）机组改造后整套启动调试情况
• 2011年11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。
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，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。
• 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
• 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
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。
（1）低压缸高背压启动性能测试
• ①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℃。
• ②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。
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30～40℃提高到75～80℃，凝汽器膨 胀量变化；二是凝汽器铜管内工作水压由0.1～0.15MPa上升至 0.55～0.6MPa； • 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。
• #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36703780kJ/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86.887%。
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。
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。
（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机高背压供热改造后性能考核试
验报告》试验结论： • （1）机组改造后在高背压供热工况下，最高电负荷达到113MW，热
负荷最大达到202.97MW，符合设计要求。 • （2）高背压循环水供热工况时，汽轮机冷源设备退出运行，机组冷
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 压由5～7 kPa左右升至40～45kPa，低压缸排汽温度由 30～40℃升至75～78℃（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60℃提升 至70～75℃（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：
、循环水供热改造项目提出的背景