劉光耀，王學棟，劉傳玲，宋昂

（1.華電電力科學研究院，浙江杭州310030；2.華電電力科學研究院山東分院，山東濟南250014）

首臺300MW機組凝汽器高溫循環(huán)水供熱的性能研究與分析

劉光耀1，王學棟2，劉傳玲2，宋昂2

（1.華電電力科學研究院，浙江杭州310030；2.華電電力科學研究院山東分院，山東濟南250014）

由300MW高溫循環(huán)水供熱機組凝汽器高、低背壓運行的試驗數(shù)據(jù)，計算了凝汽器在兩種運行狀態(tài)下的性能指標。在高、低背壓工況下運行，凝汽器端差都較小，高背壓工況，凝汽器平均端差為2.09℃，低背壓工況，凝汽器平均端差為2.74℃，都小于設計端差。改造后，在正常背壓319MW工況下，凝汽器運行壓力為4.647kPa，經(jīng)循環(huán)水流量和進水溫度修正后的凝汽器壓力為4.955kPa，修正后的端差最大為2.15℃，凝汽器壓力稍高于設計值。凝汽器高背壓改造后的性能明顯提高，改造后，320MW工況下的凝汽器壓力比改造前300MW工況的凝汽器壓力降低0.475kPa；相近電負荷270MW工況下，凝汽器改造后壓力比改造前降低0.416kPa。

汽輪機組；高背壓改造；凝汽器改造；循環(huán)水供熱；性能研究

0 引言

汽輪機高背壓循環(huán)水供熱是采暖季節(jié)提高汽輪機運行背壓和排汽溫度，從而提高凝汽器循環(huán)水出口溫度，將凝汽器循環(huán)水系統(tǒng)與城市采暖供熱系統(tǒng)相串聯(lián)，城市供熱管網(wǎng)中的循環(huán)水被用作凝汽器循環(huán)水，循環(huán)水在凝汽器中被加熱后，進入熱網(wǎng)對采暖用戶進行加熱，冷卻后的循環(huán)水再回到凝汽器。高背壓循環(huán)水供熱技術有效地利用了汽輪機排汽的冷源損失，提高了汽輪機組的熱效率。

高溫循環(huán)水供熱改造自2009年在山東區(qū)域電網(wǎng)出現(xiàn)以后，已在北方城市供熱工程中得到普遍推廣與使用，是發(fā)展大型抽凝機組熱電聯(lián)產(chǎn)的有力措施[1-4]。某廠300MW機組是亞臨界抽凝機組，在135MW等級機組“雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換”供熱改造的基礎上成功實施高溫循環(huán)水供熱，標志著該項供熱技術的成熟與發(fā)展。抽凝機組實施高背壓循環(huán)水供熱改造，在高背壓和低背壓工況下運行，凝汽器的工作壓力和工作溫度均發(fā)生較大變化，凝汽器運行安全性的要求提高[5]，必須進行加強型改造，同時進行整體優(yōu)化。

1 凝汽器改造前后的設計參數(shù)

某廠300MW機組是國內(nèi)首臺利用高溫循環(huán)水供熱的亞臨界300MW機組，機組采用亞臨界、抽凝汽式汽輪機。對汽輪機低壓缸和凝汽器進行高背壓改造，原低壓轉(zhuǎn)子為2×7級，凝汽器設計背壓為4.9kPa；采暖供熱期，低壓缸采用2×5級的低壓轉(zhuǎn)子，排汽背壓提升至54kPa，凝汽器循環(huán)水出水溫度為80℃，經(jīng)熱網(wǎng)首站進一步加熱后，進入熱網(wǎng)，給用戶供熱。

表1 凝汽器改造前的設計參數(shù)

1.1 凝汽器改造前的設計參數(shù)

凝汽器改造前的設計參數(shù)見表1。

1.2 凝汽器改造后的設計參數(shù)

凝汽器改造后的設計參數(shù)見表2。

表2 凝汽器改造后的設計參數(shù)

凝汽器改造后，在高、低背壓兩種工況下運行。低背壓工況下，凝汽器循環(huán)水系統(tǒng)采用開式循環(huán)，以海水作為冷卻水源，設計管側(cè)壓力0.245MPa；采暖季節(jié)，循環(huán)水為熱網(wǎng)回水，管側(cè)設計壓力增加到1.0MPa，進出水溫度、低壓缸排汽溫度、凝汽器壓力都增加。

1.3 凝汽器改造后的保證性能

凝汽器高背壓改造，按照汽輪機組正常背壓運行的THA工況設計，以正常夏季背壓11.80kPa和冬季供熱期高背壓54kPa工況校核，對凝汽器進行熱力設計。凝汽器高背壓改造后，保證滿足表3中所列性能。

在THA設計工況下，循環(huán)水流量37000t/h，進水溫度20℃時，排汽壓力不高于4.90 kPa；在額定供熱工況下，即排汽量為485t/h，排汽焓為2614.7kJ/kg，以熱網(wǎng)水作為循環(huán)水，流量為9700t/h，排汽壓力54kPa時，熱網(wǎng)循環(huán)出水溫度不小于80℃。

2 凝汽器改造后高、低背壓運行的性能研究

汽輪機低壓缸和凝汽器實施高背壓供熱改造后，凝汽器在高背壓和低背壓之間定期切換并長期運行，對凝汽器運行安全性的要求提高。為研究凝汽器在高、低背壓工況下的運行狀態(tài)和性能，進行了兩種工況下的性能試驗，計算其性能指標，并與設計值進行了比較，見表4。

表3 凝汽器改造后的保證性能指標

表4 300MW機組凝汽器改造后高、低背壓運行試驗結(jié)果

由凝汽器改造后高、低背壓下運行的試驗結(jié)果可以看出：在正常背壓工況下運行，在試驗發(fā)電機功率為319MW時，機組兩臺循環(huán)泵高速運行的循環(huán)水流量比設計值大，因此機組運行背壓低于設計值，但經(jīng)循環(huán)水流量和進水溫度修正后的凝汽器壓力為4.955kPa，稍高于設計值，沒有達到設計要求，但此時的凝汽器傳熱端差為3.037℃，小于設計端差4℃。在高背壓工況下運行，在試驗發(fā)電機功率為230432 kW時，凝汽器運行壓力為54.949kPa，修正后的凝汽器壓力為58.653kPa，大于設計值，但由于此時循環(huán)水用于供熱，凝汽器壓力的升高雖然導致機組發(fā)電能力降低，但增加了機組供熱量，機組熱效率變化不大，因此高背壓工況僅作為凝汽器設計的校核工況。試驗結(jié)果表明，凝汽器改造后的性能基本達到設計指標。

機組低壓缸和凝汽器高背壓供熱改造，擴大了機組的供熱能力，但限制了機組帶電負荷的能力。機組在高背壓供熱工況下運行，發(fā)電功率最大為230432kW，此時凝汽器壓力54.949kPa，如進一步增大機組電負荷，機組進汽量增加，凝汽器壓力和低壓缸排汽溫度超過報警值，機組運行安全性降低。與正常背壓的最大電負荷319MW工況相比，機組發(fā)電能力降低約90MW。

3 凝汽器改造后高、低背壓運行的性能指標分析

由凝汽器改造后高、低背壓運行的試驗結(jié)果，可以看出，以上國內(nèi)首臺利用高溫循環(huán)水供熱的亞臨界300MW機組，凝汽器改造后在高、低背壓工況下運行，在循環(huán)水流量、循環(huán)水流速與相應工況設計值比較接近的條件下，二個高背壓供熱工況，凝汽器端差為2.417℃、1.76℃，經(jīng)循環(huán)水流量和進水溫度修正后的凝汽器端差為1.607℃、1.58℃；三個低背壓凝汽工況，凝汽器端差為3.037℃、2.584℃、2.61℃，修正后的凝汽器端差為2.121℃、1.97℃、2.153℃，凝汽器試驗端差和修正后的端差都小于設計端差4℃。凝汽器改造后，滿足高、低背壓安全、經(jīng)濟運行的要求。

3.1 機組運行工況對凝汽器性能的影響

汽輪機組在采暖供熱期間利用高溫循環(huán)水供熱，凝汽器的循環(huán)水系統(tǒng)切換至熱網(wǎng)循環(huán)泵建立起來的熱水管網(wǎng)循環(huán)水回路，凝汽器的背壓升高，如圖1所示。以上300MW機組，循環(huán)水回路切換完成后，進入凝汽器的循環(huán)水流量降至9700t/h，進水溫度提高到50℃左右，凝汽器背壓由4.9kPa左右升至54kPa，低壓缸排汽溫度由30℃左右升至83℃，凝汽器的運行工況發(fā)生變化，凝汽器的性能參數(shù)也變化較大。

在電功率230MW的高背壓供熱工況，循環(huán)水流量為11194t/h，凝汽器傳熱管內(nèi)的循環(huán)水流速為0.706m/s，循環(huán)水流量大于設計值，循環(huán)水出水溫度小于設計值，在發(fā)電機功率比設計值高得多的條件下，凝汽器運行背壓為54.95kPa。循環(huán)水流量比設計值超15%，使得循環(huán)水溫度比設計值低，降低了凝汽器的供熱能力，只能利用本機或臨機抽汽在熱網(wǎng)首站將熱網(wǎng)循環(huán)水提溫，降低了機組發(fā)電功率和熱效率。因此，機組在高背壓供熱工況運行時，應根據(jù)熱負荷要求，優(yōu)化循環(huán)水量和凝汽器背壓，盡可能利用高溫循環(huán)水來供熱，減少或停止中低壓缸聯(lián)通管抽汽，增加機組發(fā)電量。在正常背壓工況下，兩臺循環(huán)泵高速運行，循環(huán)水流量達到41000t/h，在319MW工況下，凝汽器試驗端差和修正端差分別為3.037℃和2.121℃；在主蒸汽流量相近的情況下，與高背壓230MW工況對應，正常背壓下，機組發(fā)電功率為270MW，凝汽器試驗端差和修正端差分別為2.584℃和1.97℃。

由以上分析數(shù)據(jù)，可以看出凝汽器溫升和端差都達到設計值，凝汽器運行指標良好，而隨著循環(huán)水系統(tǒng)的切換，凝汽器實現(xiàn)了高、低背壓運行。

圖1 300MW海水冷卻機組循環(huán)水供熱系統(tǒng)示意圖

3.2 凝汽器改造前后的性能指標比較

機組低壓缸實施高背壓供熱改造以后，凝汽器在高背壓和低背壓之間定期切換，長期運行，低壓缸排汽溫度、凝汽器汽側(cè)、水側(cè)壓力均發(fā)生較大變化。由三個供熱季的運行數(shù)據(jù)和以上凝汽器高、低背壓試驗結(jié)果，可以看出，凝汽器高背壓改造后可以完全適應兩種背壓工況的巨大變化，同時改造時，對凝汽器的管束布置方式進行了優(yōu)化，凝汽器低背壓運行的性能也得以提高。表5中數(shù)據(jù)比較了凝汽器改造前后低背壓工況下的性能指標。

由表5試驗結(jié)果可以看出，凝汽器改造后，320MW工況下的凝汽器壓力比改造前300MW工況的凝汽器壓力降低0.475kPa；相近電負荷270MW工況下，凝汽器改造后壓力比改造前降低0.416kPa。凝汽器改造后的性能基本達到設計值，比改造前有較為明顯的提高。

表5 300MW機組凝汽器改造前后低背壓運行試驗結(jié)果

4 結(jié)語

國內(nèi)首臺300MW抽凝機組完成高背壓供熱改造，實施高溫循環(huán)水供熱，標志著高背壓供熱改造方面取得了新的技術突破，以及高背壓供熱改造技術的日漸成熟。凝汽器改造后在高背壓、正常背壓工況下的安全運行，有力地保障了機組高背壓供熱運行的實施。

凝汽器改造后高背壓、正常背壓工況下的性能試驗結(jié)果表明，凝汽器改造后的性能基本達到設計值，同時與改造前相比，改造后的性能明顯提高，相同工況下，凝汽器壓力降低0.4kPa以上。

機組低壓缸和凝汽器高背壓供熱改造，機組帶電負荷的能力降低，但擴大了機組的供熱能力，機組熱效率提高的同時，提高了居民采暖質(zhì)量，在北方城市得到普遍的推廣應用。

[1] 考芳.小型凝汽式汽輪機低真空運行循環(huán)水供熱改造[J].山東電力技術,2010,（3）：46-48.

[2] 方敏,叢璐.銀川熱電廠一期循環(huán)水供熱技術的應用和經(jīng)濟效益分析[J]. 沈陽工程學院學報(自然科學版),2010,6(1):10-12.

[3] 張秀琨,鄭剛,劉傳威,等.抽凝機組低真空循環(huán)水供熱技術分析與應用[J].上海電力學院學報, 2009,25(6):543-546.

[4] 鄭杰.汽輪機低真空運行循環(huán)水供熱技術應用[J].節(jié)能技術,2006,（4）：380-382.

[5] 董學寧,李宏春,郭玉雙.對改用循環(huán)水供熱汽輪機的安全性分析[J].東北電力技術,2005,（3）：5-8.

修回日期：2016-10-17

Performance Research and Analysis of High Temperature Circulating Water Heating for the First 300MW Condenser

LIU Guang-yao1，WANG Xue-dong2，LIU Chuan-ling2，SONG Ang2
（1.Huadian Electric Power Research Institute,Hangzhou 310030，China；2.Shandong Branch of Huadian Electric Power Research Institute，Jinan 250014，China）

According to the test data of high and low backpressure situation of a 300MW condenser using high temperature circulating water heating, we calculated the operation indexes of the condenser at these situation. The condenser terminal temperature difference is both small at high and low backpressure situations, the average condenser terminal temperature difference is 2.09℃and 2.74℃when it’s at high and low backpressure situation, which are both are smaller than the design value. After the retrofit, under the normal backpressure condition, the condenser operation pressure is 4.647kPa at 319MW load, the condenser pressure is 4.955kPa after the circulating water flow rate and inlet temperature correction, and the maximum correction terminal temperature difference is 2.15℃, which is slightly higher than the design value. The condenser performance is improved obviously after the high backpressure retrofit. After the retrofit, the condenser pressure at 320MW conditions is 0.475kPa lower than 300MW. Around the load condition of 270MW, the condenser pressure is 0.416kPa lower than that before the retrofit.

steam turbine；high backpressure retrofit；condenser retrofit；circulating water heating；performance research

10.3969/J.ISSN.2095-3429.2016.06.012

TM621

B

2095-3429（2016）06-0042-05

劉光耀（1983-），男，江西玉山人，工學碩士，工程師，主要從事發(fā)電廠經(jīng)濟運行及節(jié)能降耗技術研究工作。

2016-08-28