高背压供热改造机组性能指标的分析与评价方法

高背压供热改造机组性能指标的分析与评价方法

摘要：本文首先介绍了高背压供热和高背压供热研究现状，然后分析了凝汽机组高背压供热改造，最后探讨了高背压供热机组性能评价方法。

关键词：高背压供热；改造；机组性能指标；评价方法

在常规凝汽式火力发电厂中，汽轮机排汽在凝汽器中被冷却而凝结成水，同时冷却水被加热，其热量通过冷却塔散发到大气中，产生冷源损失。这种冷源损失是造成汽轮机组循环热效率低的一个主要原因，如果将这部分冷源损失加以利用，会大大提高汽轮机组的循环热效率。汽轮机高背压循环水供热就是为了利用汽轮机的冷源损失而发展起来的一项节能环保技术。

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。将凝汽器循环水入口管和出口管接入采暖供热系统，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，达到节约供热用蒸汽、提高汽轮机组经济效益的目的。高背压循环水供热是将汽轮机组凝汽器的压力提高，即降低凝汽器的真空度，提高冷却水温，使凝汽器成为供热系统的热网加热器，而冷却水直接用作热网循环水，对外供热。高背压循环水供热充分利用凝汽式汽轮机排汽的汽化潜热加热循环水，将冷源损失降低为0，从而提高机组循环热效率。

高背压循环水供热汽轮机是近年为适应北方采暖供热而出现的改造型机组，大都由纯凝机组改造而成，大容量再热汽轮机进行高背压循环水供热改造是近几年的事情。目前超高压135～150 MW等级汽轮机组的高背压循环水供热改造出现两种方式，即低压转子一次性改造方式和低压缸“双背压双转子互换”改造方式。以上两种改造技术，改造方案还不完全成熟，改造后出现了一些问题，影响机组安全经济运行。但由于抽凝或纯凝式汽轮机组高背压供热改造后，在高背压供热工况下运行，用汽轮机排汽加热高温循环水，没有冷源损失，按照目前的汽轮机组性能计算方法，把高背压供热汽轮机作为供热机组考虑，循环水带走的热量全部供热网，计算得到的机组热效率相对较高，达到94%以上，即使汽轮机高、中、低压缸效率达不到设计值，也仅仅是降低了机组发电功率，机组的热电比发生变化，但热效率仍然较高，而且由于供热循环水流量和供热参数变化很大，对试验结果的影响也大，汽轮机初终参数和热力系统偏差对试验结果的修正量小，试验结果无法与设计值进行比较，汽轮机低压缸改造技术、改造部件存在的问题得不到暴露，因此按通常的供热机组的性能指标评价方法无法评价汽轮机高背压改造技术和改造后通流部分的性能。

1高背压供热

高背压供热(低真空循环水供热)是将汽轮机低压缸排汽压力提高，从而使排汽温度提高，加热进入汽轮机凝汽器的热网循环水，使其供热。也就是使凝汽器

成为供热系统的热网加热器，充分利用机组排汽的汽化潜热加热热网循环水，将冷源损失降为零，提高机组的循环热效率。采用该方法供热是在不增加机组规模的前提下，回收冷源损失，增加了供热量，增大了供热面积。

2 高背压供热研究现状

一般情况下，50MW以下的运行热电联产机组采用可调抽汽或背压机组供热，100MW及以上机组基本采用抽凝式供热。抽凝式供热机组与背压式机组在供热运行工况下的发电煤耗相差100 g左右。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在于：背压(或低真空循环水供热)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，但这部分排汽仍存在较大冷源损失。

高背压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20世纪80年代出现在我国东北地区，而后逐步发展到华北地区。机型涉及纯凝、抽凝式，机组容量等级涵盖6～150 MW。

3凝汽机组高背压供热改造

3.1 凝汽机组高背压改造前后技术规范

章丘电厂超高压135MW机组，采用低压缸“双背压双转子互换”改造方式，实施机组高背压供热改造。原低压转子为2×6级，在进入采暖期前更换为去掉两级动叶和隔板的2×4级低压转子，排汽背压提升至30～45 kPa；当采暖供热期结束后，再将原2×6级动叶的低压转子和相应两级隔板恢复，汽轮机排汽背压同时恢复至4.9 kPa，从而使机组完全恢复原设计状态运行。机组高背压运行工况，末一级低压加热器停运，只有三台低加和两台高加、除氧器运行。

3.2 机组高背压循环水供热系统运行方式

为满足供热管网的换热要求，机组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，供热首站蒸汽来源为机组中低压联通管抽汽。

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。循环水回路切换完成后，进入凝汽器的循环水流量由原来的11000～22000 t/h降至6000～9000t/h，凝汽器背压由5～7kPa左右升至30～45kPa，低压缸排汽温度由30～40℃升至69～78℃。经过凝汽器的第一次加热，热网循环水温度由60℃提升至66～75℃，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至85～90℃后供

向一次热网。

4高背压供热机组性能评价方法的分析

汽轮机高背压供热改造后，作为高背压供热机组，3个试验工况的试验热耗率平均值为3700.17 kJ/kW·h，修正后热耗率平均值为3699.87 kJ/kW·h，低于设计值3776.6kJ/kW·h，机组热效率平均值为97.3%，但低压缸效率为86.876%，低于设计值91.34%。而将该机组作为高背压工况运行的凝汽机组，以上3个相同试验工况的试验热耗率平均值为10302.38 kJ/kW·h，修正后热耗率平均值为10197.27kJ/kW·h，高于设计值9776.61 kJ/kW·h，机组热效率平均值为35.3%，机组修正后热耗率和低压缸效率都未达到设计值。比较同样试验工况下，超高压135 MW汽轮机组高背压供热改造后的热耗率并判断机组改造效果，作为供热机组或高背压运行的凝汽机组，得出的试验结论完全相反。作为高背压供热机组，修正后的热耗率比设计值低，初终参数对热耗率的修正量小；作为高背压运行的凝汽机组，修正后的热耗率比设计值高，初终参数对热耗率的修正量大。根本原因是将机组作为供热机组，对外供热的循环水带走了大量的热量，机组没有了冷源损失，机组热效率较高，而且供热网的热量与管网热负荷、循环水温度和循环水流量关系密切，因此机组试验结果与循环水供热参数关系密切，受初终参数的影响小，因此用修正后热耗率无法判断机组通流部分改造效果。而将机组作为高背压运行的凝汽机组，机组存在冷源损失，而且高背压改造后机组做功能力降低，排汽焓增加，导致机组冷源损失增加，因此机组高背压改造后，热耗率和低压缸效率主要受通流部分的影响，机组修正后热耗率和低压缸效率都没有达到设计值，可以断定低压缸通流部分改造效果没有达到设计要求，低压缸高背压改造技术还有待于完善。因此对于135～150 MW 等级的凝汽或抽凝机组高背压供热改造，常规的供热机组性能计算方法，不适用于评价和分析汽轮机高背压改造后的低压缸性能和机组热耗率。而应将机组高背压供热状态视为高背压工况下运行的凝汽机组，计算机组热耗率和低压缸效率，分析和评价改造后的低压缸性能、及高背压改造技术。

5结语

高背压循环水供热是将凝汽器中乏汽的压力提高，即降低凝汽器的真空度，提高冷却水温，将凝汽器改为供热系统的热网加热器，而冷却水直接用作热网的循环水，充分利用凝汽式机组排汽的汽化潜热加热循环水，将冷源损失降低为0，从而提高机组的循环热效率。釆用该方法供热是在不增加机组规模的前提下，减小了供热抽汽量，增大了供热面积，又加上其施工周期短、经济效益显著，因此在供热企业中多有应用。在国家节能减排政策的鼓励和推动下，各发电企业在具备供热条件的地区将原设计为纯凝机组进行供热改造实施热电联产，已成为必然趋势。

参考文献

[1]王大治.高背压汽轮机在中小型热电厂的应用[J].应用能源技术，2006，(12)