150 MW凝汽式機組供熱改造

徐永振，段東濤，李 偉

（山東濟礦魯能煤電股份有限公司陽城電廠，山東濟寧 272502）

0 引言

陽城電廠裝機2×150 MW凝汽式汽輪發電機組，設計建設時為純發電機組，沒有對外供熱的功能。隨著電廠所在地縣城供暖面積的不斷增長和環保排放標準的不斷加嚴，縣城原有的燃煤小鍋爐無法滿足熱負荷及節能、環保要求，亟需穩定可靠的集中供熱熱源。陽城電廠通過調研、論證，采取了總體設計、分步實施的供熱改造方式，實現了純凝機組改供熱機組的升級轉變。

1 改造前汽輪機概況

1.1 汽輪機技術規范

陽城電廠汽輪機為東方汽輪機廠生產的高溫超高壓、一次中間再熱、單軸、沖動式、雙缸雙排汽、凝汽式汽輪機，型號為N150-13.24/535/535。汽輪機采用高中壓合缸，電液調節的方式，高中壓轉子及低壓轉子為整鍛結構，具有七級不調整抽汽，采用30%額定容量的2級串聯旁路系統。汽輪機額定功率150.206 MW，最大連續工況功率157.098 MW，額定主蒸汽壓力13.24 MPa，溫度535℃，流量449.5 t/h。再熱蒸汽壓力2.506 MPa，溫度535 ℃，流量370.494 t/h。

1.2 汽輪機本體結構

汽輪機為雙缸雙排汽型式，高中壓部分采用合缸結構，高壓部分和中壓部分設計為雙層缸，低壓缸為對稱分流式，也采用雙層缸結構。

高壓通流部分設計為反向流動，高壓和中壓進汽口都布置在高中壓缸中部，是整個機組工作溫度最高的部位。從鍋爐過熱器出來的主蒸汽經過2根Φ273×28 mm主蒸汽管進入高壓主汽調節閥，然后再由4根Φ219×29 mm高壓主汽管和裝在高中壓外缸中部的4個高壓進汽管分別從上下方向導入高壓缸的噴嘴室，然后進入高壓通流部分。蒸汽經一個單列調節級和8個壓力級做功后，由高中壓缸前端下部的2個高壓排汽口排出，經2根Φ426×11 mm冷段再熱汽管去鍋爐再熱器的蒸汽通過兩個高壓排汽止回閥，經兩根冷段再熱蒸汽管進入鍋爐再熱器，高壓第7級后設一段回熱抽汽供2#高加，第九級后（高壓排汽）設二段回熱抽汽供1#高加。

再熱蒸汽通過2根Φ426×14 mm熱段再熱汽管進入中壓聯合汽閥，再經4根Φ325×18 mm中壓主汽管從高中壓外缸中部上下方向進入中壓通流部分。中壓部分共有10個壓力級中壓6級后設三段回熱抽汽供除氧器。中壓8級后設4段回熱抽汽供4#低加，中壓10級后（中壓排汽）設五段回熱抽汽供3#低加，其余部分從上部左右2個Φ900 mm的排汽口進入連通管通向低壓缸。

低壓部分為對稱分流雙層缸結構，蒸汽由低壓缸中部進入通流部分，分別向前后2個方向流動，經2×6個壓力級作功后向下排入凝結器，在3級和5級依次設有六、七段回熱抽汽，分別供2#，1#低壓加熱器。

2 汽輪機打孔抽汽供熱改造方案

根據縣城供熱面積需求情況，陽城電廠供熱改造分兩期實施。一期對兩臺機組進行打孔抽汽改造，配套建設供熱首站及一次熱網，實現供熱面積400萬m2；二期對一臺機組進行高背壓改造，實現供熱面積600萬m2。

2.1 汽輪機本體改造方案

機組打孔抽汽接管位置為汽輪機中壓缸至低壓缸的連通管處，將原大拉桿補償器前彎頭改為三通，三通出口分別為接至低壓缸供汽和供首站供熱用抽汽。供首站供熱用抽汽管道設抽汽氣動逆止閥、液動關斷閥和電動蝶閥；至低壓缸供汽管道設置電動調節蝶閥，用以調整分配抽汽流量。

打孔抽汽向供熱首站抽汽壓力為0.25 MPa，溫度250℃，單機最大抽汽量180 t/h，總抽汽量最大360 t/h。1#機供熱抽汽管道沿汽機房9 mA列柱布置，在汽機房擴建端與2#機抽汽管道合并為母管后接至供熱首站。

2.2 供熱首站建設方案

2.2.1 供熱首站整體布置

供熱首站設置在電廠主廠房擴建端東北側，按1000萬m2供熱面積設計，一次設計，分期施工。供熱首站占地面積42×21=882 m2，3層布置。一層設置熱網循環水泵、補水箱、凝結水箱、除污器、組合式軟化水裝置、配電室等；二層為管道層，布置汽動循環水泵進汽母管、熱網換熱器進汽母管、熱網循環水供水母管和回水母管等；三層設置換熱器、控制室等。

2.2.2 熱網循環水泵的配置及運行方式

供熱首站采用汽動循環水泵運行、電動循環水泵備用的形式實施供暖。設計供熱面積1000萬m2，設置3臺汽動循環水泵，1臺電動循環水泵，電動循環水泵備用。汽動循環水泵揚程108 m，流量3300 m3/h，配B1.3-0.25/0.12背壓汽輪機拖動，汽輪機額定功率1300 kW；電動循環水泵揚程108 m，流量2500 m3/h，功率1000 kW，變頻調節。

一期工程設4臺汽—水換熱器，其中2臺為電廠2×150 MW純凝機組抽汽改造供汽，供汽壓力P=0.25 MPa，溫度250℃；2臺為汽動泵排汽供汽，供汽壓力0.12 MPa，溫度200℃；預留1臺95 MW汽——水換熱器位置。

當供熱面積小于400萬m2時，運行1臺汽動泵、2臺汽動泵排汽換熱器和1臺新蒸汽換熱器，其中1臺排汽換熱器，需要補充0.25 MPa蒸汽減壓為0.12 MPa蒸汽；當供熱面積為（400～700）萬m2時，運行2臺汽動泵和2臺汽動泵排汽換熱器及2臺新蒸汽換熱器；當供熱面積大于700㎡萬時運行3臺汽動泵和全部5臺換熱器。

2.2.3 凝結水系統的配置

供熱首站最大蒸汽流量360 t/h，凝結水全部回收。設置3臺流量200 m3/h，揚程122 m，功率110 kW，電壓等級380 V的變頻調速凝結水泵，凝結水泵二用一備。凝結水由供熱首站接至電廠主廠房，在主廠房分兩路分別送至1#和2#高壓除氧器。

設置容量為1個72 m3凝結水箱，凝結水箱滿足（10～20）min凝結水量儲存，凝結水箱外形尺寸6000 mm×400 mm0×3300 mm。

3 汽輪機高背壓供熱改造方案

打孔抽汽改造后，兩臺機組供熱面積達到了400萬m2，由于采暖負荷的增加，電廠又實施了二期高背壓供熱改造，使單臺機組供熱能力達到600萬m2。同時，高背壓供熱改造后，熱網循環水直接進入機組凝汽器作為冷卻水，從冷卻塔排放的熱量全部回收利用，提高機組熱效率，節能效果顯著。

3.1 汽機本體改造

（1）將汽輪機純凝低壓轉子更換為低壓供暖轉子，減少末級、次末級正反向各兩級葉片，對低壓缸末兩級導流隔板進行改造。這種方式技術成熟，可杜絕低壓轉子鼓風、顫振等安全風險。

（2）凝汽器進行加固改造，將原凝汽器平板水室更換為弧形水室，增加凝汽器的強度，對凝汽器換熱管進行徹底清理，保證不銹鋼管的清潔，以免結垢影響換熱效率。

3.2 汽機輔機改造

（1）對循環水系統進行改造，將凝汽器循環水入口管和出口管接入供熱循環水一次熱網，熱網循環水回水先冷卻凝汽器再進入熱網循環水泵和換熱器，加熱后進入一次熱網供水管，根據供熱面積、供熱距離及采用高背壓低真空機組安全運行特點，確定供熱首站供回水溫度為95/50℃。

（2）在循環水泵房內加裝專用冷卻水泵，用于大機冷油器、發電機空冷器、給水泵冷卻水系統等的冷卻。水泵型號選擇為流量800 m3/h，揚程25 m，安裝2臺，一運一備。

（3）對采用凝結水作為冷卻水和密封水的系統進行改造，加裝水水換熱器進行冷卻，將去向凝結水小母管的水進行冷卻，水溫控制在40℃以下，滿足低壓缸噴水、本體疏水擴容器減溫水、低壓軸封供汽減溫水的要求。

4 供熱效果

4.1 運行效果

一期打孔抽汽改造后，單臺機組運行最大抽汽量170 m3/h，抽汽參數0.21 MPa，210℃，機組電負荷133 MW，供熱循環水流量2350 m3/h，供水溫度95℃，回水溫度60℃，采暖面積180萬 m2。

二期高背壓供熱改造后，實際供熱面積550萬m2，機組最大電負荷95 MW，供熱循環水流量4730 m3/h，供水壓力1.1 MPa，溫度94℃，回水壓力0.3 MPa、溫度53℃，凝汽器背壓55 kPa，整體運行穩定。

4.2 節能效果

與改造前相比，供暖季機組發電標煤耗率由358.29 g/kW·h降低至251.62 g/kW·h，全廠熱效率由41.9%提高至63.2%，機組供熱改造后節能效果顯著。

5 結束

陽城電廠2×150 MW機組供熱改造后，使原有純凝發電機組轉變為熱電聯產機組，充分發揮集中供熱優勢，保障民生需求，改善居住環境，同時替代縣城分散式燃煤小鍋爐，減少大氣污染物排放，降低用熱運營成本，具有顯著的節能、環保、社會價值。機組打孔抽汽和高背壓供熱改造技術在陽城電廠的成功應用，也為同類型機組改造提供了借鑒作用。