300 MW亚临界供热机组高背压供热改造的研究

2012-08-21常立宏

黑龙江电力 2012年6期

常立宏

(华电能源股份有限公司，黑龙江哈尔滨150001)

1 项目概述

1.1 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。

1.2 高背压供热研究现状

一般情况下，50 MW以下的运行热电联产机组采用可调抽汽或背压机组供热，100 MW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。迄今为止，对于150 MW以上的大型机组和非落地轴瓦机组，国内、国外尚无汽轮机高背压循环水供热改造和成熟运行的先例，且国内、国外也未见到这方面的研究。

1.3 300 MW机组高背压供热项目的提出

亚临界300 MW高背压运行的机组一般排汽温度在50～85℃，其对应的背压在20～55 kPa。亚临界300 MW湿冷机组的排汽背压一般不能超过18.6 Pa，不适应高背压运行的要求。但是亚临界300 MW直接空冷机组的背压变化幅度完全适应高被压运行的要求。因此，提出对亚临界300 MW湿冷机组进行空冷化改造，以使亚临界300 MW湿冷机组适应高被压运行的要求，实现高背压供热的目的。

2 空冷化改造范围

300 MW亚临界湿冷机组与300 MW空冷机组的高、中压部分结构、参数完全一样的，因此现有机组高、中压部分不用改动。只需要将300 MW湿冷机组的低压部分改造为300 MW直接空冷机组的低压部分，便可适应高背压运行。

目前，成熟的空冷300 MW机组，其设计背压一般为11～18 kPa，夏季背压为32～35 kPa，最高运行背压65 kPa，夏季实际运行背压一般约为40 kPa。对汽轮机低压部分来说，高背压供热的外部条件和空冷机组夏季运行时基本一致，因此可以将原机组低压缸更换为空冷机组低压缸，末级采用空冷专用叶片，使机组具备高背压运行能力。对于300 MW空冷机组，可以选择620 mm和680 mm两种末级叶片。620 mm叶片的设计背压在15～18 kPa，680 mm叶片的设计背压在11～13 kPa。高背压改造后，对末级叶片的要求主要是背压的适应性。680 mm叶片能够适用于高背压运行要求，同时对夏季负荷及部分负荷都有较好的适应性，也就是说，在纯凝运行时的经济性损失较小。衡量末级叶片长度的主要参数是余速损失，620 mm及680 mm叶片的余速损失对比如图1所示。

图1 620 mm及680 mm末级叶片余速损失曲线

由图1可见，纯凝运行时，680 mm的余速损失小些(曲线右侧)，高背压运行时，620 mm的余速小些(曲线左侧)。但是考虑高背压运行主要考虑叶片的安全性，两只叶片都能够满足要求，而在纯凝运行时，680 mm叶片的经济性要好一些，因此改造选择680 mm末级叶片。

3 改造后汽轮机低压部分安全性和可靠性校核

300 MW空冷机组低压转子两联轴器端面总长为8 181.5 mm，重量为 60 499.5 kg。而改造后300 MW湿冷机组低压转子两联轴器端面总长为8 181.5 mm，重量为62 692.2 kg。由于轴系参数发生了变化，因此，需从几个方面校对轴系的安全性。

3.1 轴承标高变化对轴系性能的影响

轴系的性能分析主要是系统的静态分析和动态分析。其中，动态分析主要讨论3个方面的问题:一是转子系统的固有频率(如横振和扭振)与系统工作频率间的关系，以保证转子系统的各阶频率相对工作频率有足够的避开余量;二是讨论外界扰力与转子系统振动幅值之间的关系(不平衡响应及转子对不平衡响应的敏感性计算)，保证在各种扰力作用下转子系统的振动幅值应小于某一限定值;三是讨论转子系统的振动特性随时间的变化趋势(即系统稳定性)，保证振动特性随时间的延长呈稳定或收敛状态。

转子的更换带来轴系标高的变化，一方面从横振角度影响轴承的刚度、轴系的临界转速及机组的安全运行;另一方面从高周疲劳角度带来动应力的变化，会影响机组高周疲劳安全因子。

3.2 高周疲劳的校核

汽轮机转子要承受稳定负载和振动负载的联合作用，所以在转子设计时高周疲劳分析非常重要。作用在叶片和叶轮上的蒸汽压力降将在转子的本体内产生轴向应力(静应力)σp，整个转子系统每一位置的横向弯矩将产生交变的轴向应力σb。转动、红套叶轮和联轴器将引起切向静应力σz。

转子承受的扭转负载会产生扭剪静应力τxy，由于传动线的布置、负载的不平衡和轴承的不对中，将会产生交变的部分进汽应力σpa和不对中应力σnom。由转动、红套负载和压力降将产生残余剪切应力 τyz和 τzx。

将静应力的值代入方程式(1)，求得当量应力σe，用σe值在歌曼表上找出在某温度时所在截面的持久极限。然后该持久极限乘以尺寸效应系数，并除以所在截面里所用的强度换算系数，就可求得修正的持久强度。

将所有的交变应力值代入方程式(1)内，来求得交变的当量张应力。当乘以应力集中系数时，(如果需要可考虑其缺口敏感性)，就可得到其最大的交变应力，这样的计算必须进行两次;1次用重力弯矩所致的σx，另1次用重力弯矩和不对中弯矩所致的 σx。

修正持久强度除以最大的交变应力，就可给出安全系数。其中，安全系数应大于等于2。

机组轴系不对中量的变化，增大了转子的交变动应力，因此影响了转子的高周疲劳寿命。

对轴系进行高周疲劳考核，主要针对转子有应力集中的区域，计算中选取了4个部位，如图2所示。

图2 转子应力集中区域(单位:mm)

4 凝汽器适应性分析

机组改为高背压运行后，热网循环水的工作参数和原机组循环水的参数存在差别，因此，需要对凝汽器的可靠性进行必要的论证和确认热网水质能否满足现有不锈钢冷却管TP304对水质的要求［1］。

300 MW机组高背压运行时，8号低加停止工作，7号、8号低加入口水温不超过90℃，此温度7号、8号加热器可以承受，不需要进行改造，但是要对水处理系统需进行校核，以保证系统可靠运行［2］。

5 给水泵驱动方式的选取

机组改为高背压运行后，如果原给水泵汽轮机排汽还进入凝汽器，则给水泵运行的背压会随之升高，一方面背压升高，给水泵汽轮机出力降低，不能满足机组运行要求，另一方面原给水泵汽轮机的末级叶片也不允许背压升高到55 kPa，因此需对给水泵驱动方式进行论证。

6 主机凝结水系统适应性分析

凝结水系统设计采用单元制中压凝结水系统，凝结水经凝结水泵进入凝结水处理装置，经100%处理后，依次进入轴封加热器、4台低压加热器和除氧器。

改造前主机凝结水系统设计温度为50℃，改造后主机凝结水系统设计温度变为79℃。凝结水系统受到影响的主要是凝结水泵以及凝结水精处理装置。

凝结水精处理是大容量、高参数发电机组中一种特有的水处理方式。其目的主要是去除凝结水中金属腐蚀产物及微量的溶解性盐。凝结水精处理系统的正常投运，对保证机组水汽品质，缩短新机组的启动时间，提高机组凝汽器泄漏的保护能力，延长机组酸洗周期都有其实际意义。

由于低真空改造后机组凝结水极限温度高达79℃，而原有的凝结水精处理混床离子交换系统使用温度一般不超过50℃，这主要是阴离子交换树脂和设备衬胶所决定的，因此，本次低真空改造的同时，新增一套100%容量的粉末树脂覆盖过滤系统设备(运行温度最高可达85℃)与原有的凝结水精处理混床系统并列运行。当凝结水温度超过50℃时，混床系统投入，高于50℃粉末树脂覆盖过滤系统投入运行。

7 全厂运行优化调整

7.1 背压限制

根据叶片本身的特性，动应力在相对容积流量小于20%时会急剧升高，相对容积流量至11%左右时达到峰值。为安全起见，要控制高背压运行时排汽容积流量大于末级叶片设计容积流量的20%。根据这个原则，考虑一定的安全余量，给出末级叶片的背压限制线，即机组在报警线以下区域可安全运行，如图3所示。

图3 680 mm末级叶片的背压限制曲线

7.2 汽轮机运行方式

冬季高背压运行时，尽量让改造后机组多带负荷运行，从而减少冷端损失，提高整个电厂经济性。当机组投入高背压运行时，要采取以热定电的运行方式。热负荷变工况时有3种调整途径:一是在采暖初期，热负荷需求量小时，回水温度降低(低于60℃)，采用降低背压运行的方式，减少排汽量，降低供热量;二是当回水温度达到60℃，供热量需求仍旧没有达到最大需求时，可以调整抽汽量，调整供水温度;三是两种调整方式可以同时进行［3］。

夏季运行时，尽量让未改造机组多带负荷运行。改造后机组由于排汽面积减小，在较大的进汽量下，阻塞背压排汽压力已经高于原设计4.9 kPa背压，所以，应调整凝汽器真空，使汽轮机排汽压力不低于阻塞背压。汽轮机进汽量与阻塞背压曲线如图4所示。