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摘要：600MW凝汽式汽轮机首次采用双背压供热改造技术，采用凝汽器进行排汽余热回收，加热循环冷却水用以供热，以减少机组冷源损失、提高供热能力、节能减排、提高电厂总效率。燕山湖电厂2号机进行双背压改造，取得了良好的节能和环保效益，即便退出双背压运行仍然可以保证供热的安全和稳定性。
关键词：凝汽式汽轮机；双背压；供热改造；空冷
超临界为提高朝阳燕山湖发电有限公司的集中供热安全性，提高电厂效益，改善城区大气环境质量，节约能源，保护生态环境，拟对该公司600MW空冷供热机组2号机进行双背压循环水供热节能改造，回收2号机组排汽热量供热，减少冷源损失。从技术可行性和经济合理性两方面论证，高背压方案优于常规背压方案[1]。
1 系统概况及相关设备
1.1双背压循环水供热系统简介
根据该公司2x600MW空冷机组设计特点，制定空冷机组双背压供热技术方案。采用2号机组配备“高背压循环水供热加热器”回收一个低压缸排汽设计，在2号机组增设空冷汽轮机排汽管旁路供热系统，供热期低压缸双背压运行，即一个低压缸排汽原设计压力13KPa运行，另一个低压缸按35KPa运行。新增“高背压循环水供热加热器”对热网回水初步加热后送至热网首站通过抽汽对热网水进行二次加热达到供热需求。两台汽轮机原打孔抽汽及疏水管道互为备用设计。
1.2 相关设备
汽轮机由哈尔滨汽轮机厂生产，型式：CLNZK600 -24.2/566/566型超临界一次中间再热、单轴、三缸四排汽直接空冷凝汽式汽轮机，采用中低压导管打孔抽汽方式升级改造成为供热机组。
直接空冷凝汽器布置于汽机房A列外空冷平台上，空冷平台与汽机房毗邻布置。
该公司规划供暖面积约1200×104m2。
2改造方案
为实现回收主机排汽和效益最大化，本工程将低压缸排汽作为供热热量加以利用，采用凝汽器进行排汽余热回收。改造后可以减少机组冷源损失、提高供热能力、节能减排、提高电厂总效率[2]。
2.1排汽管道系统
本改造工程从原空冷凝汽系统主排汽管道上接出蒸汽分配管道（DN3200）至凝汽器，冬季供热时，开启关断阀抽出320t/h乏汽对热网循环水进行再次加热，多余排汽回原有空冷系统。设置凝汽器，在保证凝汽器压力35KPa的情况下，将热网循环水由加热至69.88℃，同时乏汽在凝汽器内凝结为饱和水（72℃）。
2.1凝结水系统（凝汽器至排汽装置）
乏汽经凝汽器换热产生凝结水，从凝汽器凝结水出口排入排汽装置。管道上安装电动调节阀调整凝汽器液位。凝结水管道选用较大管径，从而降低流速，减小压损，使凝结水顺利自流至排汽装置内。
2.3抽真空系统
从原空冷岛抽真空母管上引出一路抽真空支管，管道上加装关断阀及调节阀，接至凝汽器的抽真空管路上，以便凝汽器内的不凝气体及时抽出。由于汽轮机的双背压运行，两组空冷岛压力亦有偏差，故在高压侧空冷岛抽真空系统的4列支管上设调节阀，以便两列空冷岛抽真空系统能够正常运行。
2.4循环水系统
在原有熱网循环水回水管道安装关断阀，接出旁路，由电动调节阀调整流量，引1600t/h热网循环水（热网循环水水量为8500t/h，温度48℃，压力0.28MPa）进凝结水冷却器换热，换热后（换热后循环水温度升高至55℃）与电动调节阀后的循环水汇集。混合后的循环水（温度上升至49.2℃）进凝汽器（阻力100KPa）再次换热，利用低压缸排汽作为供热热源进行加热，经凝汽器换热后的热网循环水（温度上升至69.88℃）进入热网首站进行再次加热。
根据原有供热系统参数，热网加热器疏水冷却器设计端差小于5℃，取采暖抽汽疏水温度74℃。
2.5排汽装置水位平衡系统
封堵原有排汽装置连通管，在两排汽装置上打孔，接入水位平衡泵两台（一运一备）。本系统运行时，利用水泵平衡泵将较低排汽装置内凝结水排入较高压力排汽装置内，管路上设有调节阀，以实现对两排汽装置水位的平稳调整。同时设旁路，以便非供热期系统正常运行使用。
2.6凝结水冷却系统
两排汽装置的凝结水进入凝结水管道，之后与低加疏水（189t/h，61℃）、2号机采暖抽汽疏水（230t/h，74℃）汇集，取空冷岛过冷度2.5℃，计算出汇集后的凝结水温度为62.5℃（1406t/h）。
为满足凝结水精处理设备进水温度不高于55℃的要求，设计凝结水冷却系统，本工程选用板式换热器（板片材料316L），利用热网循环水回水（1600t/h，48℃）将凝结水冷却至55℃以下。
2.7采暖抽汽互为备用系统
为实现两台汽轮机原打孔抽汽及疏水管道互为备用的要求，在原有抽汽管道上和疏水管道上分别增设连通管及关断阀。
3 汽轮机双背压运行能力工况指标
在2号机组供热期低压缸双背压运行，其供热工况指标如表1所示[3]。
全厂热网首站的热网水供水温度根据实际热负荷的大小情况确定，可以根据需要逐步投入供热抽汽。
双背压机组运行可供水温度Tg=Qc/4.1816/8500 +69.88=88.15℃
由于该项目热网循环水量的限制，回收汽轮机排汽的供热量约777.7GJ/h。其余排汽仍回到原有空冷系统。
4总结
a.该公司原有两台机组，抽汽供热能力为1200万m2。此次双背压改造为节能改造，电厂没有增加接待面积。即便退出双背压运行仍然可以保证供热的安全和稳定性。
b.机组双背压运行时，精处理系统存在超温风险，本套系统设置了凝结水降温系统，保证凝结水出口温度低于55℃。可以保证凝结水精处理系统的稳定运行。
c.机组双背压运行时，原排汽装置存在水位不平衡带来的水位过高和过低的风险。本方案中水位平衡系统调节灵活，系统稳定性和调节功能都能满足实际的需求。可以消除水位不平衡带来的安全隐患。
d.本系统中增设了空冷岛蒸汽隔离阀，四列空冷岛均可以参与热负荷和机组背压调节功能，背压可以实现35KPa。本系统中，嵌入了汽轮机背压与空冷岛阀门和风机的联控程序，方便实现汽轮机变负荷定背压运行，也可以防止空冷岛各列冻结。
参考文献：
[1] 肖慧杰，张雪松.汽轮机高背压供热方案探讨[J].电站系统工程，2017.3，134（1）：1-7.
[2] 张胜华，张胜强.双抽汽轮机低真空供热改造[J].电站系统工程，2014.3，30（2）：52-53.
[3] GB 50660-2011，大中型火力发电厂设计规范[S]. 北京：中国计划出版社，2011.
作者简介：
姚峰（1970-），男、硕士、高级工程师、火力发电厂热机专业设计。
关键词：凝汽式汽轮机；双背压；供热改造；空冷
超临界为提高朝阳燕山湖发电有限公司的集中供热安全性，提高电厂效益，改善城区大气环境质量，节约能源，保护生态环境，拟对该公司600MW空冷供热机组2号机进行双背压循环水供热节能改造，回收2号机组排汽热量供热，减少冷源损失。从技术可行性和经济合理性两方面论证，高背压方案优于常规背压方案[1]。
1 系统概况及相关设备
1.1双背压循环水供热系统简介
根据该公司2x600MW空冷机组设计特点，制定空冷机组双背压供热技术方案。采用2号机组配备“高背压循环水供热加热器”回收一个低压缸排汽设计，在2号机组增设空冷汽轮机排汽管旁路供热系统，供热期低压缸双背压运行，即一个低压缸排汽原设计压力13KPa运行，另一个低压缸按35KPa运行。新增“高背压循环水供热加热器”对热网回水初步加热后送至热网首站通过抽汽对热网水进行二次加热达到供热需求。两台汽轮机原打孔抽汽及疏水管道互为备用设计。
1.2 相关设备
汽轮机由哈尔滨汽轮机厂生产，型式：CLNZK600 -24.2/566/566型超临界一次中间再热、单轴、三缸四排汽直接空冷凝汽式汽轮机，采用中低压导管打孔抽汽方式升级改造成为供热机组。
直接空冷凝汽器布置于汽机房A列外空冷平台上，空冷平台与汽机房毗邻布置。
该公司规划供暖面积约1200×104m2。
2改造方案
为实现回收主机排汽和效益最大化，本工程将低压缸排汽作为供热热量加以利用，采用凝汽器进行排汽余热回收。改造后可以减少机组冷源损失、提高供热能力、节能减排、提高电厂总效率[2]。
2.1排汽管道系统
本改造工程从原空冷凝汽系统主排汽管道上接出蒸汽分配管道（DN3200）至凝汽器，冬季供热时，开启关断阀抽出320t/h乏汽对热网循环水进行再次加热，多余排汽回原有空冷系统。设置凝汽器，在保证凝汽器压力35KPa的情况下，将热网循环水由加热至69.88℃，同时乏汽在凝汽器内凝结为饱和水（72℃）。
2.1凝结水系统（凝汽器至排汽装置）
乏汽经凝汽器换热产生凝结水，从凝汽器凝结水出口排入排汽装置。管道上安装电动调节阀调整凝汽器液位。凝结水管道选用较大管径，从而降低流速，减小压损，使凝结水顺利自流至排汽装置内。
2.3抽真空系统
从原空冷岛抽真空母管上引出一路抽真空支管，管道上加装关断阀及调节阀，接至凝汽器的抽真空管路上，以便凝汽器内的不凝气体及时抽出。由于汽轮机的双背压运行，两组空冷岛压力亦有偏差，故在高压侧空冷岛抽真空系统的4列支管上设调节阀，以便两列空冷岛抽真空系统能够正常运行。
2.4循环水系统
在原有熱网循环水回水管道安装关断阀，接出旁路，由电动调节阀调整流量，引1600t/h热网循环水（热网循环水水量为8500t/h，温度48℃，压力0.28MPa）进凝结水冷却器换热，换热后（换热后循环水温度升高至55℃）与电动调节阀后的循环水汇集。混合后的循环水（温度上升至49.2℃）进凝汽器（阻力100KPa）再次换热，利用低压缸排汽作为供热热源进行加热，经凝汽器换热后的热网循环水（温度上升至69.88℃）进入热网首站进行再次加热。
根据原有供热系统参数，热网加热器疏水冷却器设计端差小于5℃，取采暖抽汽疏水温度74℃。
2.5排汽装置水位平衡系统
封堵原有排汽装置连通管，在两排汽装置上打孔，接入水位平衡泵两台（一运一备）。本系统运行时，利用水泵平衡泵将较低排汽装置内凝结水排入较高压力排汽装置内，管路上设有调节阀，以实现对两排汽装置水位的平稳调整。同时设旁路，以便非供热期系统正常运行使用。
2.6凝结水冷却系统
两排汽装置的凝结水进入凝结水管道，之后与低加疏水（189t/h，61℃）、2号机采暖抽汽疏水（230t/h，74℃）汇集，取空冷岛过冷度2.5℃，计算出汇集后的凝结水温度为62.5℃（1406t/h）。
为满足凝结水精处理设备进水温度不高于55℃的要求，设计凝结水冷却系统，本工程选用板式换热器（板片材料316L），利用热网循环水回水（1600t/h，48℃）将凝结水冷却至55℃以下。
2.7采暖抽汽互为备用系统
为实现两台汽轮机原打孔抽汽及疏水管道互为备用的要求，在原有抽汽管道上和疏水管道上分别增设连通管及关断阀。
3 汽轮机双背压运行能力工况指标
在2号机组供热期低压缸双背压运行，其供热工况指标如表1所示[3]。
全厂热网首站的热网水供水温度根据实际热负荷的大小情况确定，可以根据需要逐步投入供热抽汽。
双背压机组运行可供水温度Tg=Qc/4.1816/8500 +69.88=88.15℃
由于该项目热网循环水量的限制，回收汽轮机排汽的供热量约777.7GJ/h。其余排汽仍回到原有空冷系统。
4总结
a.该公司原有两台机组，抽汽供热能力为1200万m2。此次双背压改造为节能改造，电厂没有增加接待面积。即便退出双背压运行仍然可以保证供热的安全和稳定性。
b.机组双背压运行时，精处理系统存在超温风险，本套系统设置了凝结水降温系统，保证凝结水出口温度低于55℃。可以保证凝结水精处理系统的稳定运行。
c.机组双背压运行时，原排汽装置存在水位不平衡带来的水位过高和过低的风险。本方案中水位平衡系统调节灵活，系统稳定性和调节功能都能满足实际的需求。可以消除水位不平衡带来的安全隐患。
d.本系统中增设了空冷岛蒸汽隔离阀，四列空冷岛均可以参与热负荷和机组背压调节功能，背压可以实现35KPa。本系统中，嵌入了汽轮机背压与空冷岛阀门和风机的联控程序，方便实现汽轮机变负荷定背压运行，也可以防止空冷岛各列冻结。
参考文献：
[1] 肖慧杰，张雪松.汽轮机高背压供热方案探讨[J].电站系统工程，2017.3，134（1）：1-7.
[2] 张胜华，张胜强.双抽汽轮机低真空供热改造[J].电站系统工程，2014.3，30（2）：52-53.
[3] GB 50660-2011，大中型火力发电厂设计规范[S]. 北京：中国计划出版社，2011.
作者简介：
姚峰（1970-），男、硕士、高级工程师、火力发电厂热机专业设计。