高背压供热改造材料

国电榆次热电有限公司

#1机高背压供热改造交流材料

尊敬的各位领导、专家：

我公司#1机组高背压供热改造于2012年12月12日进入调试阶段，12月14日，逐步将运行背压升高至34kPa，现已进入正常运行方式，并运行稳定，就此系统改造后的经济性做如下汇报：

一、项目背景及工艺流程

1、建设背景

国电榆次热电有限公司工程属城市规划的大型热电联产项目，现安装有两台300MW级抽凝式空冷供热机组，用于提供晋中市现有和发展集中供热所需的热源，改善晋中市的城市环境，并相应为晋中市的经济发展提供电力。两台机组分别于2009年12月、2010年1月投入商业运行。设计总供热面积约1023×104 m2，热负荷约665MW。

我公司2011年的供热面积为820万平方米，2012年将增加到920-970万平方米。通过走访调研，由晋中市当地热力公司了解到，晋中市现有集中采暖供热面积为2000万平方米，目前还有约1000万平方米面积采暖仍采用的是分散自取暖方式，急待解决，并且城市规划到2015年全市集中采暖供热面积将达4000万平方米，当地采暖供热量需求潜力很大。

本项目针对厂内热网站部分进行综合改造，在供热期利用空冷机组可以高背压运行的技术特点、实现直接供热，排汽直接加热热网循环水，实现了蒸汽热量的大部和全部利用，变蒸汽废热为供热热量，

汽轮机的冷源损失大幅减少。供热改造后单台机组最大年供热能力可达511万GJ，一方面可大幅降低供热期的发电煤耗，另一方面可增加机组供热能力约44.5%。

2、工艺流程

项目改造方案示意图：

从1号机空冷汽轮机主排汽管上增设一旁路排汽至热网凝汽器，通过凝汽器表面换热来加热热网循环水回水，在凝汽器入口蒸汽管道上装有大口径真空电动蝶阀，在空冷岛上方原6列排汽支管中，原已有4列设有大口径真空电动蝶阀，布置于中部的2列原未装设阀门，本次改造在此2列处增设大口径真空电动蝶阀，这样，1号机组的全部6列排汽支管上均装有了隔离阀，便于机组在供热期运行时利用这些阀门，实现对空冷凝汽器的方便调整和切除；热网凝汽器的排汽凝结水接至原空冷凝结水回水母管至机组回热系统；热网凝汽器循环水进出水管道系统与原热网一次换热站循环水系统连接，在循环水系统

增设一台循环水泵与原系统已有的5台并列运行，实现供热需求。原机组具有的五段抽汽供热系统保留，作为尖峰热负荷时调整采用。

在供热期间，当热网循环水供水温度要求低于69℃时，仅利用汽轮机排汽通过热网凝汽器加热循环水即可满足供热要求；在供热高峰期，当供水温度要求高于69℃时，除利用汽轮机排汽通过热网凝汽器加热循环水作为基本加热手段外，还需利用原五段抽汽供热系统，提供部分五段抽汽作为尖峰加热手段，继续加热循环水，从而达到外网要求的供水温度。

二、改造前后经济性对比

1、反平衡发电煤耗变化

2、反平衡供电煤耗变化

备注：

（1）计算数据来源：机效计算所取值均为DCS显示值，（主蒸汽流量经过修正），锅炉效率暂认为改造前后无变化，管道效率取99%。

（2）由于系统改造前后机组供热量与发电量发生变化，在对比改造前后煤耗变化时，剔除热电比的影响。

上述表中可知：系统改造后影响全厂供电煤耗降低约为13g/kWh，按照全年发电量为35亿千瓦时计算，根据2012年数据显示供热期发电量占全年发电量约为48%。供热期发电煤耗下降影响全年发电煤耗约为 4.66g/kWh。预计全年标煤节约量为1.63万吨标准煤。由于计算煤耗数据取值时间正值供热严寒期，其经济效益体现并不明显，当供热初期、末期时，供热量较小情况下，高背压系统利用率会有所提高，其经济效益有更为明显变化。

2、正平衡发电煤耗变化

在正平衡发电煤耗计算结果中，系统改造后影响全厂煤耗下降13.98 g/kWh，与反平衡计算结果相差1.9 g/kWh。

三、低压缸排汽量与空冷岛进汽量推算

（1）低压缸排汽流量推算

图各个工况下排汽压力同六抽压力的关系低压缸的排汽量同六段抽汽压力成正比，R2=0.9994。

由于现场的测点要有大气压力和高差修正，通过试验测试结果，六抽的压力修正为

Pjs=Pdcs+93 kPa

Gb=2.4469 Pjs+13.5

根据上述公式，由DCS显示的六段抽汽压力可以计算得到低压缸的排汽流量。

（2）凝汽器进汽流量推算

凝汽器循环水的进水流量10000t/h，且空冷岛压力为25—34kPa，排汽焓在2550kJ/kg—2610kJ/kg变化，则循环水进水温

度每升高1℃，对应的排汽量为18t/h 左右，所以可以认为循环水流量为10000t/h 时，循环水温度每升高1℃，需要的排汽量为18t/h 。

则凝汽器进汽量的计算式为：

18

)(10000

?-?=

in out h

n T T G G

Tout,凝汽器循环水出水温度； Tin,凝汽器循环水入水温度；

Gh, 热网循环水流量；

根据凝汽器进汽量及低压缸排汽量得出空冷岛进汽量，同时也作为判断空冷岛运行中防冻的监视手段之一。

四、典型负荷点（国电电科院现场试验数据）

280MW工况（单列风机运行临界点）：在280MW工况下，空冷岛的排汽量为230t/h，这时风机的转速达到93%，冬季运行时（不考虑环境温度大的变化），在空冷岛进汽量不大于230t/h 时，只需单列风机投入运行即可满足。

230MW工况 (最小负荷点)：空冷岛的进汽量为97.3t/h，循环水流量为9554t/h。为保证空冷岛的安全运行，同时满足单机满足日均供热量2.88万GJ前提下，最小负荷不低于230MW为宜。

在当前的循环水流量下（9500 t/h左右），不能实现空冷岛全切。要实现单机供热，机组的负荷不能小于230MW。若循环水流量增加到11000t/h，在当前的基础上增加15%，同时中排用汽量增加，方可实现空冷岛全切。

汽轮机高背压供热改造技术的分析

汽轮机高背压供热改造技术的分析 【摘要】现阶段，受我国能源政策以及汽轮机自身因素等的影响，大多企业自备电站中，许多抽汽机长期处于闲置的状态。例如，抽汽机发电的热电比与热电效率非常低，不能满足国家的政策要求而被迫停运；抽汽机的抽汽参数满足不了供热需要而被长期闲置。因此，为满足企业的供热需求与长期的规划需要，有必要将这些汽轮机组改造成为性能良好的高背压式汽轮机组，在保证较少投资的前提下，提高汽轮机组的能源利用率。本文结合具体改造实例，详细阐述了抽汽机改造为高背压汽轮机的技术要点，并对其经济效益做了分析。 【关键词】抽汽机；高背压；改造；冷凝器；经济效益 一、概述 就目前的实际情况来看，国内很多企业自备电站和中小型电站所配备的抽汽机发电机组都因为各种主客观因素的影响而长期处于闲置状态，这些因素既包括煤、电价格矛盾突出，企业因生产经营活动处于亏损状态而不得不做出的选择、热要求参数与抽汽参数匹配度不足，无法满足热需求而导致的长期闲置，也包括因为凝汽发电部分比例过大、热效率无法满足政策要求而导致的政策性停运。 例如，某热电有限责任公司的两台抽汽机，就因为煤电比例失衡，燃煤成本高于发电效益而不得不将其停运，并通过减温减压对外供热来弥补自身的经济损失。为了最大程度降低企业的经济损失，发挥这些闲置机组在满足供热需求方面的积极作用，公司将其改造成为高背压式汽轮机，并在实际工作中获得了满意的效果。 二、改造具体实例与改造难题分析 （一）改造具体实例 某热电有限责任公司建成投用DN600 120t/h和DN300 42.8t/h供热主管网和出力20t/h的局域管网。为能满足集团氯碱发展公司、“863”SAL项目和中德合资博列麦气囊丝制造公司及周围四家热用户的供热需要，必须对该公司1#机组由C25-4.90/0.981抽汽机组改造为B12-4.90/0.981背压机组。改造范围如下： 1、汽轮机转子主轴从第四压力级后的七个压力级（第五、六、七、八、九、 十、十一级）包括各级汽封套和后汽封套拆除。 2、新设计加工个适合背压排汽要求的后汽缸。 3、汽轮机同时重新设计加工与原1#机后轴承座上半接口尺寸相一致的后轴承座下半。

300MW高背压供热机组运行参数调整原则

300MW高背压供热机组运行参数调整原则 王刚，李振 华电青岛发电有限公司，山东省青岛市市北区兴隆一路6号邮编；266031 The principles of adjusting operation parameters in a 300MW high backpressure heating unit WANG Gang，LI Zhen Huadian Qingdao Power Generation Corporation Limited，Qingdao 266031，China ABSTRACT:High backpressure heating unit used heat-supply circulating water as the cooling water of condenser. Owing to the lower flux of heat-supply circulating water, the condenser vacuum is sensitive to the change of the return water temperature and the flux of circulating water. There is only one principle to deal with the condenser vacuum’s running down: reducing the steam flow of the low pressure cylinder in a high backpressure heating unit. The vacuum is low as well as the gas displacement of the low pressure cylinder, it results in the increase of leaf blade dynamic stress and the decrease of volume flow. In addition, it causes a sharp decrease of efficiency and air-blasting, which makes high exhaust gas temperature and affects the safe work of the units. According to the level of the condenser cylinder in high backpressure heating unit, controlling the inlet steam pressure of low pressure cylinder under a certain value and insuring the regular temperature of the inlet steam are necessary. KEY WORD:the safe work of the High backpressure heating unit；the condenser vacuum；the exhaust gas temperature of low pressure cylinder；controlling and adjustment 摘要：高背压供热机组，使用热网循环水作为凝汽器的冷却水，由于热网循环水流量比原来的海水流量低很多，所以凝汽器真空对循环水回水温度和流量的变化非常敏感。凝汽器真空下降时快捷有效的处理原则只有一个，即降低高背压机组低压缸蒸汽流通量。真空较低同时低压缸排汽量较低，会造成容积流量减少叶片动应力增加，造成效率的大幅下降并产生鼓风，使排汽温度过高，影响机组安全运行。根据高背压机组凝汽器真空等级，控制低压缸进汽压力在一定数值之上，确保低压缸排汽温度正常。关键词：高背压机组正常运行；凝汽器真空；低压缸排汽温度；控制和调整 0 引言 青岛公司#2机组属全国首台300MW高背压供热改造机组，2013年9月#2机在大修改造中成功完成了300MW机组高背压供热改造，目前机组运行稳定。在相对稳定的三个多月运行期内，#2高背压供热机组暴露出了热网循环水流量变 化对#2机组凝汽器真空产生较大影响和低压缸 排汽温度飞升的异常问题，针对上述两个影响高背压机组运行的异常，将在本篇论文中进行深入分析和说明，并提出相应的调整建议和防范举措，希望以此为首台300MW高背压供热机组运行的第一手资料，供大家借鉴、参考，起到抛砖引玉的作用。 1 凝汽器真空的控制和调整 1.1 热网循环水参数变化对高背压机组真空 的影响程度 机组高背压运行期间，使用热网循环水作为凝汽器的冷却水，由于热网循环水流量比原来的海水流量低很多，所以凝汽器真空对热网循环水回水的温度和流量的变化非常敏感，机组监盘人员应加强对热网首站回水温度、流量的监视。下表为本次供热季高背压机组相关参数统计，其中低压缸蒸汽流通量是由“凝结水流量—凝汽器补水量”估算得出：

火电300MW等级汽轮机组高背压供热改造

300MW等级低压缸双背压双转子互换循环水供热改造技术方案 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，热电联产又以背压供热节能效果最为显著。 高背压改造可实现采暖供热期内高背压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，获得最大节能经济效益；非采暖期纯凝运行工况下机组热耗率不高于原纯凝设计工况下的热耗水平，从而全年综合经济效益达最大化。 双背压双转子互换循环水供热，即是冬天采用专用的供热转子，排汽参数较高，热网循环水在凝汽器中加热后再通过本机抽汽进行二次加热，满足热用户要求。夏天恢复原纯凝转子，满足纯凝工况的需要。 低压供热转子采用无中心孔整锻结构。为确保新设计的供热转子与原纯凝转子的互换性，供热转子的两个轴端设计采用与改造前完全相同的结构设计。在低压通流和转子轴端之间，原低压末两级轮缘处，设计成光轴形式。一方面可以降低对汽流流动的影响，减少鼓风发热；另一方面可以根据轴系计算结果，配合调整低压转子的重量，更好的满足轴系计算的要求，使轴系性能尽可能的达到最优。 上图为专用供热转子

上图为纯凝转子 机组供热工况运行时，机组低压内、外缸由于排汽温度的升高而上抬。为避免由于缸体上抬造成动静部件碰磨，低压隔板汽封及径向汽封采用椭圆汽封（如下图所示）。 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板，使汽流平滑过渡，从而达到保持低压缸较高效率的目的 相比夏季工况，冬季工况下的排汽背压使其控制温度点相应提高。原有配置无法同时满足夏季工况和冬季工况的要求，必须增加低压缸喷水量。冬季高背压运行时，为了增加低压缸喷水的作用并且减少对叶片后沿的腐蚀，喷水由两组完成。第一组喷水为原有配置，第二组喷水加装在导流板上，通过雾化喷咀喷射到蒸汽排出区。 上海电气300MW等级低压缸双背压双转子互换循环水供热改造技术方案成熟，根据用户需求，经过详细的计算分析，可确保机组在背压54KPa时，安全、可靠、稳定的运行。

超临界间冷机组高背压供热技术的应用分析

超临界间冷机组高背压供热技术的应用分析 【摘要】：高背压供热作为一种高效供热形式，能够最大限度的回收汽轮机的冷源损失。本文介绍了高背压供热的原理，并以喀什热电2X350MW超临界间接空冷机组高背压改造为例，介绍了高背压改造的主要内容，同时现场进行了各主要工况试验，并依据试验数据对机组效益进行分析，证明高背压供热能够有效减低机 组发电煤耗，具有较大推广价值。 【关键词】：超临界机组；间接空冷；高背压；供热 0引言 我国自进入“十二五”以来，经济发展迅猛，以煤炭为燃料的热-电联产企业在此期间也得到了长足的发展。然而，面对严峻的生存环境的压力，节能降耗政策的深入推进，能源互联网、高效、清洁能源利用技术将成为国家“十三五”期间的重点发展方向。随着电力工业矛盾的日益突出，关闭高能耗、重污染的小火电机组需求迫切。高背压供热改造技术是近年来发展起来的新兴供热技术，是在原有抽汽供热机组的基础上对主、辅设备及热网系统进行改造，以达到部分甚至全部利用汽轮机的冷源损失的目的。同时，供热机组的供热能力得到较大的提升，热电联产机组的热耗及发电煤耗得到大幅降低。随着此项技术的深入推进，间接高背压供热改造的技术关键点及适合本地区的改造技术路线日益凸显。 1高背压供热系统的原理 1.1 纯凝机组高背压供热 目前，汽轮机按照排汽压力分为凝汽式汽轮机与背压式汽轮机。北方大部分的机组采用抽凝式汽轮机，机组夏季采用纯凝工况运行，冬季供热采用抽汽供热运行。抽凝式机组无论运行在任何工况，低压缸做功后的乏汽均需要循环水系统的冷却，乏汽凝结后排入机组凝结水系统。在此过程中，低压缸排汽余热大量损失，造成机组综合热效率下降。抽凝机组高背压供热改造是将热网循环水引入抽凝机组的循环水系统，冬季供热期间，利用凝汽器作为热网循环水的基本加热器，充分利用凝汽式机组排汽的汽化潜热来加热热网循环水，再利用本机或邻机的抽汽作为热网循环水的二次加热汽源，将热网循环水加热至热源点所需的温度向用户供热。夏季非供热期间，机组仍旧纯凝工况运行，真空恢复至纯凝供热设计值。 1.2 空冷机组高背压供热 空冷机组分为直接空冷机组和间接空冷机组。直接空冷机组为汽轮机低压缸排汽直接引入空冷岛翅片管束，在管束中与空气换热冷凝成水。直接空冷机组的总热效率较低，其中通过空冷岛排放到大气的能量约占总能量的50%以上，大量余热未被利用；间接空冷类似纯凝机组，保留有凝汽器，乏汽在凝汽器中冷凝，冷却介质为循环水，通过空冷塔换热，其中循环水为闭式循环。 1.2.1直接空冷机组高背压供热改造 高背压供热改造不改变机组空冷岛现状，汽轮机及原抽汽不做任何更改，但需增设1台高背压凝汽器，回收汽轮机排汽余热对热网循环回水进行初级加热。低压缸排汽至空冷岛进汽总管中引出一路蒸汽至高背压凝汽器，通过调整空冷岛背压和低压缸进汽量，调节高背压凝汽器进汽量。高背压凝汽器抽真空管路接入主机抽真空管路，供热凝汽器的凝结水回收至主机排汽装置。高背压供热凝汽器与原热网加热器采用串联布置方式。热网循环回水首先进入高背压凝汽器进行初级加热，然

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

_汽轮机高背压供热方案探讨

汽轮机高背压供热方案探讨 肖慧杰，张雪松 (内蒙古电力勘测设计院有限责任公司，内蒙古 呼和浩特 010020 ) 摘要： 发电设备年利用小时数走低、热电矛盾的现状，和节能减排、上大压小的国策下，火电企业已面临盈亏临界，甚至生存危机。抽凝或纯凝式汽轮机切换为高背压式供热的新技术为火电行业注入生机。以两台200 MW 汽轮发电机组为例，提出利用冷源损失提高供热能力的高背压方案、高背压和背压组合方案、背压方案，并从技术、经济两方面剖析、论证三种方案均可行，且高背压供热优于背压供热。为已建或新建火电机组消除冷源损失实施高背压技术，在制定设计方案和明确各种方案的优先次序时提供借鉴。首次提出研发汽轮机低压转子集成工况模块的理念，通过模块调整和切换实现汽轮机抽凝或纯凝工况、高背压工况、背压工况高效运行的市场需求。 关键词： 火电机组；汽轮机；高背压；背压；技术经济。中图分类号： TM621 文献标志码：B 文章编号：1671-9913(2017)03-0035-05Discussion on Heat Supply Scheme of High Back-pressure Steam Turbine XIAO Hui-jie, ZHANG Xue-song (Inner Mongolia Electric Power Survey & Design Institute Co., Ltd., Hohhot 010020, China) Abstract: Coal-?red power plants are facing the break-even point, even survival crisis due to short availability hours, contradictory status of heating and power generation , energy saving and emission reduction as well as the policy of favoring large scale enterprises. The switching technology of condensing or straight condensing turbine to high back pressure heat supply brings new vigor and vitality into coal-?red power generation enterprises. Based on case study of two 200 MW turbine generation units, this paper puts forward the following three schemes: high back pressure scheme to increase heat supply capacity by utilizing loss of turbine cooling source, combined scheme of high back-pressure and back pressure, and back pressure. Through economic and technological analysis, it is concluded that all the three schemes are feasible and the high back pressure scheme is superior to back pressure heat supply. This offers reference for existing and new coal-?red turbine units to reduce loss of turbine cooling source and adopt back pressure technology. Besides, it helps to make design schemes and identify order of precedence of these schemes. This paper proposes for the first time to develop integrated modules for low pressure turbine rotor under various conditions. Through adjustment and replacement of modules, market demand for high-ef?ciency operation of steam turbine under extract-condensing or straight condensing, high back pressure and back pressure conditions can be satis?ed.Key words: coal-?red generation units; steam turbine; high back pressure; back pressure; tech-economic. * 收稿日期：2016-02-24 作者简介：肖慧杰(1980-)，女，河南安阳人，高级工程师，从事发电行业热机专业咨询、设计工作。 经过10年抢、飞式发展，现阶段中国火电发电量超过总发电量的80%。电力是国民经济发展的基础，热电联产是实现国家节能减排的一项重要措施。近年来，“电产能过剩”、“ 窝电”已非新鲜词汇，北方“热电矛盾”尤为突出，火电这块蛋糕现状是：一方面火电建设进入超 DOI:10.13500/https://www.wendangku.net/doc/4214920106.html,ki.11-4908/tk.2017.03.008

高温高压机组高背压供热的效益分析

高温高压机组高背压供热的效益分析 发表时间：2019-12-23T09:59:58.623Z 来源：《电力设备》2019年第17期作者：文高营孟庆军范明光孙登辉张兴 [导读] 摘要：高温高压机组向外供热的方式是目前冬季采暖的一种重要的供热方式，而现在环保节能的要求越来越高的过程中这一内容也得到了进一步的重视。 （国家能源集团哈尔滨热电有限公司黑龙江省哈尔滨市 150066） 摘要：高温高压机组向外供热的方式是目前冬季采暖的一种重要的供热方式，而现在环保节能的要求越来越高的过程中这一内容也得到了进一步的重视。文章综合应用了计算方法对其进行计算和判断。 关键词：高温高压机组；背压供热；应用效益 1、前言 背压达到一定值的条件下，背压供热机组可以表现出确定的运行效果，在这一基础上，对热耗率煤耗率等进行计算，则可以有效的满足人们对于采暖的需求，文章就此展开分析。 2、相关背景 凝汽式高温高压机组的效率30%～40%，占机组总损失60%的热量以冷源损失被白白浪费。为减少这一损失，汽轮机的发展经历了回热抽汽、背压式、高背压供热、热泵技术四个阶段。高背压供热是通过提高汽轮机的排汽压力，从而提高排汽温度，最终提高循环水的出水温度实现向热用户供热，提高机组的经济效益。此外，采用高背压供热替代供暖小锅炉，可减少大气污染，具有一定的节能和环保意义。高背压使得机组长期处于变工况运行，会对其功率、效率和推力产生影响。当背压不高于47kPa，对应的排汽温度不大于80℃时，高背压运行的轴向推力可以满足汽轮机的要求。通常建筑物的采暖热媒按供/回水温度95℃/70℃设计。高背压供热的运行方式根据热负荷曲线特性，采用调质方式满足不同阶段的用热需求。在供暖初期及末期，热源采用循环水向热用户直接供热，供/回水温度65℃/55℃，不能满足时投入尖峰加热器加热循环水向热用户供热，供/回水温度80℃/55℃。 3、山东某电厂14OMW机组高背压供热改造 3.1供热负荷分析 每台140MW机组的设计抽气量为额定100t／h，最大120t／h，按现状实际供热指标45W／m，可对外供热的采暖面积31O万m。某电厂2015—2O16年供热季供热面积665万m。，2016年收购供热面积8l9万m，2016—2O17年供热面积至少1484万m。目前电厂内已有机组高背压供热运行及机组抽汽供热运行的极限供热面积为1300万m。现有机组供热能力己不能满足市场需求。一次网供／回水温度按11O℃／50℃取值。在供热期，暖和天气条件下，热网供水温度80~C左右即可满足要求，一般天气条件下，热水供水温度9O℃～95~C即可满足要求，而极寒天气条件下，可以通过增加供热抽汽将供水温度提高至u0℃。2O16—2017年供热季热负荷45W／m×1484×10ID2=667．8MW。 3.2高背压循环水供热方案分析 高背压循环水供热是近几年快速发展的一种高效供热技术。供热期将原汽轮机低压转子叶片进行拆除更换假叶根，提高汽轮机的排汽背压，并将凝汽器循环冷却水出、入口直接接入供热系统，由热网循环水充当凝汽器循环冷却水。该循环水供热可采用串联式加热系统。热网循环水首先经过凝汽器进行一次加热，吸收低压缸排汽潜热，然后再经过供热首站蒸汽加热器完成二次加热，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，供热首站蒸汽来源可选择本机或临机供热抽汽。供热结束后再将原低压转子末级、次末级叶片复装，末级、次末级导流套再改为原隔板，恢复纯凝工况，凝汽器循环水切换到原循环冷却水状态，汽轮机排汽参数恢复到正常水平，形成低背压，即汽轮机恢复原纯凝工况运行。 3.3改造方案及投资概算 从节约改造投资和节约工期的角度出发，本次汽轮机改造内容：移除低压末两级动叶，并安装假叶根，用于供热期填充叶根槽；移除低压末两级隔板，隔板槽保留，增加导流环：低压转子末两级叶片拆除后进行动平衡；低压转子以及轴系临界转速计算，确保轴系运行稳定性；对改造后供热期内机组高背压运行时低压通流部件强度重新进行核算，确保其高背压运行的安全性；核算现有低压缸喷水减压装置的减温能力，必要时对其进行增容，增加减温水量，并合理配置减温水水源，以满足高背压供热工况的要求，还应注意优化喷射角度，尽量减小因喷水造成叶片水蚀；对机组轴承进行校核，确保满足非供热期纯凝运行及供热期高背压运行时通用的要求，必要时进行更换。若在资金及改造工期充裕的前提下，可考虑低压双转子互换方案，即为供热期单独设计、制造一根高背压供热转子，有利于提高供热期机组运行经济性及安全可靠性，并缩短转子换装工期。对原有换热首站进行扩建，使其容量满足供热负荷大幅增长的需求。结合本次140MW机组高背压供热改造，需一并对厂区内管网进行适配性改造，增加热网循环水进、出机组凝汽器的连接支管、旁路，并增加原循环冷却水系统隔离措施。在管网设计及阀门配置时，需充分考虑防水锤措施。对轴封加热器进行适配性改造，可根据现场情况考虑增加一台轴封换热器（含轴加风机）。适当提高热网水水质及补充水水质，有利于防止换热器的腐蚀泄漏、减少补水流量，需要增加补水水质控制系统。实施循环水供热改造后，机组各种联锁、保护定值及监控调整参数等需进行重新设计配置，并进入DCS，对相应的电气及热工控制系统进行改造。本工程总投资约2000万元。其中：汽轮机本体改造400万元，凝汽器改造350万元，换热首站及厂区管网改造约600万元，轴封加热器改造8O万元，补水水质控制系统70万元，相应的电气及热工控制系统约250万元，其他费用250万元。 3.4项目技术经济分析 对电厂机组高背压供热改造项目进行效益分析，主要考虑改造后直接带来的供热面积增加的效益、节煤效益、节电效益和节水效益。山东某电厂140Mw机组的设计抽汽量为额定i00t／h、最大120t／h，供热指标按45W／m。计，理论上可增加供热面积31O万。考虑到2016—20l7年供热面积至少1484万IIl2，目前电厂内已有机组高背压供热运行及机组抽汽供热运行的极限供热面积为1300万m。，供热缺口为184万m。故实施高背压供热改造后供热面积增加按184万m计算。某电厂每年供热四个月，供热时长2880h，因供热缺口184万m相应单个供热季供热量增加值预计为64．7万GJ，按每GJ热量对应的标准煤消耗量为4Okg估算，因供热面积增加而相应增加燃煤消耗量25880t。标准煤价（不含税）500元／t，单个供热季增加供热收益1294万元。机组改造前额定抽汽供热工况下，中低压连通管抽汽压力0．245MPa，机组热耗7904kJ／kfh。按锅炉效率91％，管道效率99％估算，相应机组发电煤耗为299．4g／kWh。高背压改造后机组设计发电热耗降至3767kJ／kWh左右，相应机组发电煤耗为142．7g／kWh。与实施高背压供热改造前相比，机组供热期发电煤耗下降约156．7g／kWh。改造后单个

高背压供暖汽轮机技术协议

玻璃线低温余热发电项目汽轮机技术协议玻璃低温余热发电项目（7.5MW） 汽轮机技术协议 甲方（需方）：工程有限公司 地址： 邮政编码： 电话： 传真： 0 乙方（卖方）： 地址： 邮编： 电话： 传真： 编号：

甲乙双方就甲方向乙方采购一套7500KW非调抽气高背压凝汽式汽轮机有关技术问题进行协商，双方同意签订本技术协议作为汽轮机设计、制造和交货验收的依据。本协议与供货合同具有同等的法律效力。 A 货物需求表 B 货物技术条件 1 总则 1.1 本技术协议的使用范围仅限于河南中联玻璃生产线余热发电项目汽轮机设备的订货，它包括本体及其附属设备和系统的功能设计、结构、性能安装和试验等方面的技术要求。 1.2 本技术协议提出的是最低限度的技术要求，并未对一切技术细节做出规定，也未充分引述有关标准和规范的条件，但对国家有关安全、环保等强制性标准则必须满足相关要求。乙方应保证执行满足或优于本规范中所列相关标准的技术条件，标准之间如有矛盾，按技术指标高的标准条文执行。乙方必须保证提供符合本规范书和工业标准的优质产品。本协议所列压力均为绝对压力。 1.3乙方所提供的设备应是先进的、成熟可靠的、性能优越的，且有三个工程两年及以上安全运行业绩。 1.4甲方享有对本技术协议提出补充要求和修改的权力，乙方承诺予以配合。 2 设备系统概述 2.1 名称： N7.5-2.35（0.6）/400型非调抽气高背压凝汽式汽轮机组 2.2 汽轮机基本参数： 型号：N7.5-2.35（0.6）/400

额定功率：7500 kw（常年运行，发电机出口） 最大功率：8500 kw 额定转速：3000 rpm 额定汽量：38t/h 最大汽量：42t/h 进汽压力： 2.15~2.55Mpa 进汽温度：400±50 ℃ 非调抽汽参压力：0.6Mpa 抽汽流量：8t/h 夏季排汽压力：0.007 Mpa 夏季排气温度： 38℃ 冬季排汽压力：0.031Mpa 冬季排汽温度： 70 ℃ 冬季供暖参数：进水温度55℃，出水温度65℃，流量为800t/h 纯凝汽式额定工况下汽耗保证值：≤5.25 kg/kw.h 高背压额定工况下汽耗保证值：≤6.78 kg/kw.h 布置形式：双层 转向：顺时针（从汽轮机端向发电机端看） 调节方式：电液调节 负荷变化：40%～110%范围内长期稳定安全运行 配套系统：505电调 8500B系列 ETS为无锡厚德产品 频率变化范围： 48.5～50.5 Hz 设计冷却水温度： 25℃ 最高冷却水温度： 33℃ 2.3 设备运行环境条件 （1）厂址 项目建设地点：河南中联玻璃有限公司厂内 电厂海拔：~50m （2）气象条件 年平均温度 13.9℃

直接空冷机组高背压供热改造研究

直接空冷机组高背压供热改造研究 发表时间：2019-09-05T10:01:10.520Z 来源：《中国电业》2019年第08期作者：刘刚 [导读] 本文以西北地区某直接空冷供热机组为例，对直接空冷机组高背压供热改造实施方案、 山东电力工程咨询院有限公司山东济南 250013 摘要：本文以西北地区某直接空冷供热机组为例，对直接空冷机组高背压供热改造实施方案、关键技术点进行了详细的分析，提出了高背压供热经济运行的准则，为同类型项目的可行性研究和运行优化提供参考依据。 关键词：直接空冷；高背压供热改造 0 引言 “节能减排”始终是贯穿我国社会经济发展的一个核心问题，其根本措施是提高能源利用率和减少余热损失。对火力发电厂而言，汽轮机乏汽损失为火电厂热损失中最大的一项，大量的热量（占50%～60%）被循环水或空气带走并排放到大气中[1]。对300MW等级空冷供热机组来说，由于受低压缸最小冷却流量的限制，联通管抽汽能提供最高约310MW左右的供热量，且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。 因此，有必要对该类型机组进行高背压供热改造，以提高电厂的供热能力，降低年均供电煤耗。 1 机组介绍 拟改造电厂装机容量为2X310MW，为西北地区某直接空冷供热电厂。汽轮机型式为亚临界、中间再热、三缸两排汽、单轴、双抽汽、直接空冷式。CCK310-17.75/1.0/0.45/540/540，铭牌功率为310MW,抽汽方式为中压带旋转隔板调整抽汽、中低压联通管蝶阀调整抽汽。配套锅炉亚临界参数汽包炉、自然循环，单炉膛、一次再热、四角切圆、平衡通风、燃煤、固态排渣、全钢构架紧身封闭布置，锅炉最大连续出力1064t/h。机组设7级回热系统，包括2台高加+高加外置式蒸汽冷却器、1台除氧器、4台低加；空冷凝汽器布置在主厂房A排外，每台机组所配的冷却单元为30个，空冷器管束采用单排管。 该供热机组目前面临最大的问题就是供热能力不足，电厂原设计的供热系统中，由采暖抽汽直接加热采暖加热器。最大供热能力约，供需矛盾比较突出，急需进行供热改造。 该空冷机组设计背压：15 kPa，夏季设计背压：34 kPa，在最大进汽量、额定负荷下持续运行允许的最大背压值为 45.1 kPa，对应排汽温度在54～84℃，其背压变化幅度完全适应高背压运行的要求，无需对汽轮机末级叶片进行改造。 根据本地区往年供热记录，供热回水温度在50～60℃,供热回水最大有约20℃温升空间，因此该电厂具备实施高背压供热良好的基础条件。 2 高背压供热改造设计过程 空冷机组高背压供热改造设计需要确定以下关键边界条件： A.热网循环水进入凝汽器的温度 B. 热网循环水流出入凝汽器的温度 此温度由汽轮机排汽背压确定，一般比排汽背压对应的饱和温度小3～5℃。排汽背压参数的选择详见第4部分介绍。 C. 热网循环水量的确定 热网循环水量越大，对实施高背压改造越有利，本工程循环水量暂按12000t/h考虑。 D. 热网供水温度的确定 另外还需进行主要设备选型以及空冷岛的防冻计算等工作。 具体改造内容： a)对于汽轮机低压部分而言，冬季高背压供热运行时与机组夏季运行时工况基本一致，汽轮机本体部分不做大的改动，仅增加新的喷水装置和新的运行监测和报警设备。 b)从空冷汽轮机主排汽管上增设一旁路排汽至热网凝汽器，通过凝汽器表面换热来加热热网循环水回水，在热网凝汽器入口蒸汽管道上装有大口径真空电动蝶阀。 c)在空冷岛上方原6列排汽支管中，原已有4列设有大口径真空电动蝶阀，布置于中部的2列原未装设阀门，为便于机组在供热期运行时利用这些阀门，实现对空冷凝汽器的方便调整和切除，此2列处增设大口径真空电动蝶阀。 d)热网凝汽器的排汽凝结水接至原空冷凝结水回水母管至机组回热系统。 e)热网凝汽器循环水进出水管道系统与原热网一次换热站循环水系统连接，原机组具有的中排抽汽供热系统保留，作为尖峰热负荷时调整采用。 3. 具体改造实施方案 高背压供热改造具体方案如下：2台机组采用“二拖一”方案，不改变空冷岛现状，增设一台#1、2机组共用的高背压供热系统凝汽加热器（以下称“供热凝汽器”），从#1、2机空冷岛进汽总管中分别引出一路蒸汽至供热凝汽器，热网循环水回水通过供热凝汽器，利用供热凝汽器回收汽轮机排汽余热对热网循环回水进行一级加热，同时利用汽轮机中低联通管的抽汽作为尖峰加热手段，对热网循环水进行二次加热，满足供热要求。