Research on Adding Post-unit for Back Pressure Steam Turbine

现有50 MW级背压汽轮发电机组的额定参数见表1。

原工业供汽条件下的系统配置为：50 MW级抽汽背压汽轮机的排汽作为给水泵汽轮机的驱动汽源、二号高压加热器的加热汽源、定压内置式除氧器的加热汽源；50 MW级抽汽背压汽轮机的非调整抽汽为一号高压加热器的加热汽源；给水泵汽轮机的排汽接入热网加热器蒸汽管道。采暖供热系统设置两台热网加热器，两台变频电动热网循环泵，一台30 m³热网疏水箱，两台疏水泵，一台热网循环水滤水器，一台疏水扩容器。

经核实主机、辅机生产情况，仅有50 MW级抽汽背压汽轮机进入制造流程，包括汽缸、阀门等大型铸锻件毛坯已转入精加工流程，汽轮机本体结构已经不具备修改的条件。汽轮机的辅机、发电机及其辅机均未投入制造，具备修改条件。

原4.1 MPa.a工业抽汽系统，在汽轮机抽汽管道上安装安全阀、快关阀、止回阀、闸阀后封堵，中压抽汽改为预留管道接口。汽轮机原有的额定排汽压力1.4 MPa.a相对采暖蒸汽压力0.3 MPa.a过高，须通过必要的对外做功或者减压调节^［2］，使得蒸汽参数满足采暖系统的要求。基于50 MW级抽汽背压汽轮机本体保留，按照纯背压方式运行，维持1.4 MPa.a的排汽，提出四种可行方案，满足0.3 Mpa.a的采暖蒸汽参数要求，包括调节阀组方案、双缸汽轮机方案、全厂共用的后置背压汽轮机方案、单元制带发电机的汽动给水泵组方案等。通过对四种方案的综合技术经济比较，选择现阶段最合适的方案。

本方案主要通过设置调节阀组，将1.4 MPa.a的蒸汽减压至0.3 MPa.a，系统图如图1所示。新增部分包含全厂共用的一套供热蒸汽联箱，和三套调节阀组。两台50 MW级背压汽轮机的排汽在供热蒸汽联箱汇合，降压后的蒸汽接入热网加热器蒸汽管路。因为调节阀门组将长期运行，调节阀门组共设置3×50%容量，两套运行，一套备用^［3］。布置上需要考虑调节阀组、供热蒸汽联箱及相应的连接管道的空间。

Figure 1.  System diagram of control valves group proposal

由于取消了50 MW级抽汽背压汽轮机的工业抽汽，现有50 MW级背压汽轮机的排汽供热流量变为345 t/h，背压汽轮发电机组的出力变为60.284 MW。机组匹配的发电机型号需从50 MW等级增大为60 MW等级，发电机的辅机相应调整。

本方案主要通过增加背压式汽轮机对外做功，将1.4 MPa.a的蒸汽减压至0.3 MPa.a，系统图如图2所示。新增部分包含两套背压汽轮机系统。考虑到50 MW级汽轮机的辅机，配套的发电机及其辅机尚未制造，可将50 MW级背压汽轮机作为双缸汽轮机的“高压缸”，每台50 MW级汽轮机后设置1台同轴的背压式汽轮机作为“低压缸”。“高压缸”的排汽直接与“低压缸”的进汽相连，联通管道上设置必要的隔离阀等，类似常规中低压缸联通管的连接方式。该方案称为“双缸汽轮机”方案，汽轮发电机组的连接方式为“高压缸-低压缸-发电机”，新增的背压式汽轮机的额定参数见表2。

Figure 2.  System diagram of two-cylinder steam turbine proposal

由于双缸背压汽轮发电机组的出力增大到86.184 MW，机组匹配的发电机型号需从50 MW等级增大为85 MW等级，发电机的辅机相应调整。新增背压式汽轮机的双缸汽轮机方案，全厂总计2台85 MW级汽轮发电机组。

汽轮发电机组由“单缸汽轮机”变为“双缸汽轮机”后，制造厂相当于开发新机型，机组的设计、制造、试验等周期比可避免要加长。“双缸汽轮机”未改变现有50 MW级背压汽轮机的结构、进汽及排汽参数，因此50 MW级背压汽轮机的叶片强度，缸体强度影响有限。但是机组的轴系加长后，需要制造厂解决轴系推力平衡、转子双振幅相对振动值、转子轴承振动值在各种工况下均满足要求的问题。其他需要修改的系统包括：

1）汽轮机、发电机辅机：轴封蒸汽冷却器、润滑油集装油箱、疏水扩容器、疏水箱、疏水泵等均需要按照“双缸汽轮机”增大选型。按照增大的辅机用水量修改冷却水的系统，满足辅机设备的冷却要求。

2）排汽系统：“双缸汽轮机”的排汽接入热网加热器蒸汽管道，排汽管道上依次安装安全阀、逆止阀、隔离阀。

3）控制系统：新增背压汽轮机纳入单元DCS进行监控。

4）电气系统：相应电气设备等均按照85 MW级汽轮发电机组修改选型。

布置上需要考虑“单缸汽轮机”改为“双缸汽轮机”后，主机长度增加后，汽轮机发电机组的基座长度随之增加；辅机系统设备及相连接的管道的空间需求均增加。

由于本工程原按照2×50 MW级机组进行电网接入及项目审批，本方案使得工程装机增大为2×85 MW级机组，本方案涉及到电网接入系统的重新批复和工程的重新审批。

本方案主要通过增加单独的背压式汽轮机对外做功，将1.4 MPa.a的蒸汽减压至0.3 MPa.a，系统图如图3所示。新增部分包含一套全厂共用的后置背压汽轮机发电机组，一套全厂共用的供热蒸汽联箱，二套调节阀组。该共用的背压式汽轮机按照3 000转/分定速运行，同轴驱动单独的发电机发电。由于共用的背压式汽轮机是采暖供热的唯一汽源，设置一套全厂共用的供热蒸汽联箱及配套调节阀，作为采暖供热的备用系统；汽源接自两台50 MW级背压式汽轮机的排汽；联箱下游设置2×50%容量的减压调节阀组，接入热网加热器蒸汽管道。新增的全厂共用的后置背压汽轮机的排汽接入热网加热器蒸汽管道，排汽管道上依次安装安全阀、逆止阀、隔离阀。全厂共用的后置背压汽轮机参数见表3。

Figure 3.  System diagram proposal of the Post-unit back pressure steam turbine shared by the whole plant

新增共用的52.4 MW后置背压汽轮机新增的设备及系统有：

1）背压汽轮机及其辅机：包括轴封蒸汽冷却器、润滑油集装油箱、疏水扩容器、疏水箱、疏水泵。

2）发电机及其辅机：包括发电机空气冷却器。

3）进汽系统：两台50 MW背压式汽轮机的排汽至后置背压汽轮机进汽口之间的管道及阀门。

4）排汽系统：后置背压汽轮机的排汽接入热网加热器蒸汽管道，排汽管道上依次安装安全阀、逆止阀、隔离阀。

5）轴封漏汽系统：轴封蒸汽冷却器为表面式热交换器，凝结后置背压汽轮机的轴封漏汽和低压门杆漏汽。轴封蒸汽冷却器采用闭式循环冷却水，疏水接入疏水箱。

6）疏水系统：后置背压汽轮机单独设置一套疏水系统，配套一台大气式疏水扩容器，一台大气式疏水箱，两台疏水泵。后置背压汽轮机的疏水通过疏水扩容器、疏水箱、疏水泵送入50 MW背压式汽轮机组的除氧器。

7）冷却水系统：润滑油冷油器、发电机空冷器、轴封冷却器的冷却水采用闭式循环冷却水。考虑单元机组辅助系统运行便利，后置背压汽轮机发电机组配套设置一套新的闭式冷却水系统。

8）控制系统：新增后置背压汽轮机发电机组纳入公用DCS进行监控。后置背压汽轮机的DEH，与50 MW背压式汽轮机发电机组一致，与DCS统一硬件。后置背压汽轮机发电机组的辅机纳入公用DCS机柜监控，并增加相应配电柜。

9）电气系统：按照新增的52.4 MW背压汽轮发电机组配套相应的电气设备。

布置上需要考虑新增一台单独的52.4 MW背压汽轮发电机组的主机、辅机及相连接的管道、仪控、电气等设施的空间需求。

由于本工程原按照2×50 MW级机组进行电网接入及项目审批，本方案使得工程装机新增1台52.4 MW机组，本方案涉及到电网接入系统的重新批复和工程的重新审批。

本方案借鉴大型燃煤机组“双机回热”系统^［4］的思路，提高机组额定工况及变工况下的技经指标^［5］。每台50 MW背压式汽轮机发电机组配置一台给水泵汽轮机发电系统，通过给水泵汽轮机对外做功，将1.4 MPa.a的蒸汽减压至0.3 MPa.a，增大容量的给水泵汽轮机的排汽接入热网加热器蒸汽管道，排汽管道上依次安装安全阀、逆止阀、隔离阀，系统图如图4所示。新增部分包含调速装置，给水泵汽轮机发电机，一套全厂共用的供热蒸汽联箱，二套调节阀组。汽动给水泵的驱动功率约3.5 MW，将现有的给水泵汽轮机容量增加，其驱动汽源依然来自50 MW背压式汽轮机的排汽，在给水泵汽轮机的主驱动端连接发电机。为了确保给水系统高效调节，采用变速给水泵，给水泵组轴系有如下两种设备配置和电力输出方案：

Figure 4.  System diagram of proposal of Steam-driven feed water pump unit with generator

1）方案A：给水泵（变速）—定速（驱动端）/变速（输出端）调速装置—背压式定速小汽轮机—定速小发电机—工频输出到厂网。

2）方案B：给水泵（变速）—背压式变速小汽轮机—变速（驱动端）/定速（输出端）调速装置—定速小发电机—工频输出到厂网。

对于方案A，给水泵汽轮机采用常规的30 MW级背压式定速汽轮机，以及常规的25 MW等级50 Hz定速小发电机。3.5 MW等级的定速（驱动端）/变速（输出端）调速装置采用常规的液力耦合调速。系统控制方案为给水泵汽轮机进汽随50 MW背压式汽轮机负荷+给水泵汽轮机进汽门节流调节方式。

对于方案B，与方案A的区别在于，给水泵汽轮机采用30 MW等级的背压式变速汽轮机^［6］，调速装置为反向的25 MW等级变速（驱动端）/定速（输出端）调速装置。系统控制方案与方案A相同。

上述两种方案，对给水泵的选型基本无影响，可以沿用常规的给水泵选型。对于30 MW级背压式定速/变速汽轮机，国内主要制造厂家均可以设计、制造^［7］。方案A中的3.5 MW等级的定速（驱动端）/变速（输出端）调速装置，在国内火电领域有较多的应用业绩，技术成熟^［8］。在方案B中，需要用到与常规变速装置不同的反向调速装置，目前成熟产品较少，国内制造厂正针对超超临界二次再热机组“双机回热”系统的需求进行开发。由于本工程变速驱动功率3.5 MW远小于定速驱动功率25 MW，结合调速装置的产品成熟度，现阶段考虑采用方案A的3.5 MW等级的定速（驱动端）/变速（输出端）调速装置。带发电机的背压汽轮机参数如表4所示。

方案A可使给水泵汽轮机主调阀开至最大，将多余出力全部传输给发电机。但是制造厂需要根据本项目需求开发单独的电液控制系统。在给水泵和发电机侧均加装离合装置^［9］：当汽动给水泵未投入或汽动给水泵故障时，给水泵汽轮机的发电机均可以投入，提高机组经济性；当给水泵汽轮机的发电机故障时，可保证汽动给水泵可以投入，以提高机组稳定性和经济性。鉴于单元制带发电机的汽动给水泵组控制的复杂性，设置一套全厂共用的供热蒸汽联箱及配套调节阀，作为采暖供热的备用系统。

本方案配套的辅机系统同方案3类似。布置上现有厂房需要增大，以满足单元制带发电机的汽动给水泵组长度增加，以及辅机系统设备及相连接的管道的空间需求增加所需的空间要求。

由于本工程原按照2×50 MW级机组进行电网接入及项目审批，本方案使得工程装机新增2台26 MW机组，本方案涉及到电网接入系统的重新批复和工程的重新审批。

机组额定供热参数下四个方案的技术参数对比如表5所示。

与方案1的调节阀组减压供热方式相比，方案2、3、4均按照能量梯级利用的原则，可以最大限度将热能转化为高品质电能，有利于提高电厂的经济效益；方案1比方案2、3、4增加了对外供热量；方案2、3、4由于不同的汽轮机效率等略有差异，新增的发电功率略有不同。

以原有2×50 MW级机组为基准，对四个方案对于布置的影响对比如表6所示。

方案1仅增加调节阀组，对现有布置的影响最小。方案2和方案4均涉及到对既有主要设备的布置改动，包括汽轮发电机基础、汽动给水泵组基础均需要调整；原有主厂房柱位调整；原有管道及辅机需要调整；新增的辅机、管道需要重新布置。对现有布置有较大影响。方案3新增的主机、辅机等均独立于现有设施之外，对原有布置的影响居中。

为了满足采暖供热需求，四个方案必选其一，因此以最简单的方案1为基准，四个方案经济性比较如表7所示。

相比方案1，基于能量梯级利用原则的方案2、3、4，收益均非常可观，按照年利用小时数5 000计算，全厂年收益超过3 600万，1~2年内就可以收回投资，投资回收期短；方案2涉及到主机厂的修改工作量较大，且为全新机型，开发时间会略长，对项目工期有不利影响；方案3对现有主机无影响，后置背压机为成熟机型，运行简单；方案4对现有主机无影响，机型成熟，但运行控制复杂^［10］。

需要说明的是，上述分析是基于本工程特定电价和热价条件下得出的结果，未考虑以热定电或者上网电量总量不变等与本工程不符的约束条件。如工程条件不同，则应基于本文提供的方案和分析方法，结合具体的工程情况进行重新分析，其结论以特定条件下的分析结果为准。

为了解决机组对外供热由工业供热改为采暖供热的问题，调节阀组、双缸汽轮机、全厂共用的后置背压汽轮机、单元制带发电机的汽动给水泵组等四种方案在技术上均是可行的。

技术方面，调节阀组、全厂共用的后置背压汽轮机方案最为成熟，运行简单可靠，对项目工期影响可控，且对布置的影响相对不大。全厂共用的后置背压汽轮机方案基于能级梯级利用原则，运行经济性好，相比调节阀组方案，年收益多3 802.9万元，1.18年可以收回投资。

结合工程实际，最终推荐使用方案3的全厂共用的后置背压汽轮机方案，同时完成电网接入系统的重新批复和工程的重新审批。如果工程重新审批和接入系统的重新批复存在现实困难，则只能选择方案1的调节阀组方案。