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user: 4. 机组高背压供热和低压旁路供热性能指标 4.1. 机组高背压供热性能指标 机组高背压供热改造后，为了验证机组性能并与设计数据进行比较，进行了1号机组高背压供热期的性能试验。性能试验依据标准GB/T 8117.1《汽轮机热力性能验收试验规程》，机组在单元制下运行，试验时稳定机组电负荷和机炉运行参数，测量发电机功率，进出汽轮机本体和辅机、热力系统的工质压力、温度、流量，进出锅炉的工质压力、温度、流量，由试验数据计算机组热耗率、缸效率、循环水供热量。参考汽轮机热力计算书，确定机组试验负荷为123 MW、110 MW和77 MW三个工况，试验结果与设计数据进行比较，并作为机组日常运行性能分析的依据。机组部分性能试验结果如表3所示。 Table 3 Performance test results of unit 1 during high back pressure heating perio 名称 单位 123 MW工况 110 MW工况 77 MW工况 发电机有功功率 kW 123，405 110，434 77，357 主汽压力 MPa 13.154 12.870 10.729 主汽温度 ℃ 530.14 533.20 513.38 主汽流量 t/h 433.689 382.754 282.525 再热蒸汽压力 MPa 2.592 2.271 1.619 再热蒸汽温度 ℃ 536.72 534.99 484.06 再热蒸汽流量 t/h 354.485 306.280 220.158 中排蒸汽压力 MPa 0.314 0.277 0.200 中排蒸汽温度 ℃ 253.31 252.18 219.67 低压缸排汽压力 kPa 44.54 38.12 27.34 低压缸排汽焓(UEEP) kJ/kg 2655.5 2643.1 2607 中压缸效率 % 91.76 92.03 91.48 低压缸效率(UEEP) % 85.29 87.40 84.93 凝泵出水压力 MPa 1.547 1.332 0.965 凝泵出水温度 ℃ 78.32 74.48 66.78 凝汽器热井水温 ℃ 79.03 75.15 67.46 循环水进水压力 MPa 0.569 0.551 0.540 循环水出水压力 MPa 0.478 0.460 0.448 循环水进水温度 ℃ 49.39 48.90 47.91 循环水出水温度 ℃ 77.99 74.17 66.63 循环水供水流量 t/h 6327.581 6290.813 6314.708 热耗率 kJ/kW∙h 3694.0 3714.6 3726.6 循环水供热量 MW 210.287 184.670 137.222 表3. 1号机组高背压供热期的性能试验结果 机组高背压供热工况下运行，在锅炉额定蒸发量条件下，机组发电出力最大为123 MW，最大供热量为210.287 MW；机组试验时的最小负荷为77 MW，进一步降低负荷至75 MW时，发出“1号轴承振动大”报警信号，在降负荷的过程中，1号轴承振动持续爬升并超过报警值125 μm，因此机组高背压供热工况运行的调峰区间为77 MW~123 MW，为满足供热需要，机组实际运行最小电负荷为90 MW。而机组改造前的调峰区间为67.5 MW~135 MW，高背压供热改造，使得机组的调峰区间变小。 在123 MW、110 MW、77 MW三个试验工况下，机组中压缸效率为91.48%~92.03%，低压缸效率为84.93%~87.40%，热耗率为3694.0 kJ/kW∙h~3726.6 kJ/kW∙h；而机组在设计纯凝额定123 MW工况下的热耗率为3638.55 kJ/kW∙h，中压缸效率为92.0%，低压缸效率为90.60%。机组试验中、低压缸效率低于设计值，热耗率高于设计值，试验得到的运行性能达不到设计指标。 4.2. 机组低压旁路供热的性能指标 机组运行性能达不到设计值，利用实际性能数据进行低压旁路供热的热力计算。在高背压110 MW以上工况，机组在接近额定参数条件下运行，低压旁路通流量为120 t/h；在最小电负荷77 MW工况，低压旁路通流量为机组进汽流量的30%。旁路蒸汽进入凝汽器前后，低压缸排汽压力和排汽焓不变，利用低压旁路减温减压供热的热力计算结果如表4所示，将表4中计算结果与表3中试验结果进行比较，分析低压旁路供热改造对机组发电功率、供热能力和调峰能力的影响。 Table 4 Result of the effect of low pressure bypass heating on performance index of the turbin 名称 单位 123 MW工况 110 MW工况 77 MW工况 发电机功率 kW 123，405 110，434 77，357 再热蒸汽流量 t/h 354.485 306.280 220.158 再热蒸汽焓 kJ/kg 3542.4 3541.7 3436.7 低压旁路通流量 t/h 120 120 84.8 低压缸排汽焓(UEEP) kJ/kg 2655.5 2643.1 2607 凝泵出水压力 MPa 1.547 1.332 0.965 凝泵出水温度 ℃ 78.32 74.48 66.78 凝泵出水焓 kJ/kg 329.06 312.80 280.25 低压旁路和减温减压装置 的总喷水量 kg/h 45.75 46.27 30.24 凝汽器热井水温 ℃ 79.03 75.15 67.46 凝汽器热井水焓 kJ/kg 330.84 314.56 282.33 凝汽器热负荷增加值 kW 107，031 107，546 74，286 取中低压缸效率平均值 % 88.5 89.7 88.2 机组发电功率降低值 kW 26，164 26，868 17，238 计算机组发电出力 kW 97，241 83，566 60，029 凝汽器总供热量 MW 317.318 292.216 211.508 旁路供热前循环水供热量 MW 210.287 184.670 137.222 旁路供热前热化发电率 % 58.68 59.80 56.37 旁路供热后热化发电率 % 30.64 28.60 28.38 表4. 机组低压旁路供热对主机性能指标影响 4.3. 供热能力和调峰能力变化的分析 由表4结果得知，1号机组实施低压旁路供热改造后，在相同的主蒸汽流量条件下，在123 MW、110 MW、77 MW三个典型工况，发电功率分别降低26，164 kW、26，868 kW、17，238 kW，机组出力达到97，241 kW、83，566 kW、60，029 kW；相应工况下，凝汽器供热量分别增加107，031 kW、107，546 kW、74，286 kW，凝汽器总的供热量为317.318 MW、292.216 MW、211.508 MW。 机组利用低压旁路供热，凝汽器供热量增大了51%~58%，同时最低电负荷由77.36 MW降低到60.03 MW，约为改造前额定功率的44.47%，而此时机组主蒸汽流量为282.5 t/h，为锅炉额定蒸发量的65%，远大于锅炉最低稳燃负荷的蒸发量，锅炉运行安全性提高。机组实施低压旁路供热改造后，最低电负荷降低，机组调峰区间扩大，提高了低负荷调度的灵活性，调峰能力提高明显。 机组利用低压旁路供热，热化发电率降低，三个工况下分别降低28.04%、31.20%、27.99%；机组供热量增加，供热安全系数增加，与企业2019~2020年供热季单日最大热负荷1033.1 MW相比，全厂供热安全系数提高10.36%、10.42%、7.19%。机组实施低压旁路供热改造后，供热能力增加、发电出力降低，较好地改善了高背压供热机组调峰运行灵活性差的缺点。 4.4. 安全指标分析 机组振动和轴向膨胀。机组在高背压纯凝工况下运行，当机组负荷低于77 MW，随着负荷的降低，机组1号轴承振动大，此振动主要是由于高压缸进汽不均衡引起的汽流激振。利用低压旁路供热，虽然电负荷降低到60.03 MW，但主蒸汽流量不变，高压缸进汽室部位转子径向受力不变，所以对1号轴承振动没有影响。但是由于中压缸、低压缸进汽流量发生变化，转子的轴向受力发生变化，所以机组的膨胀和差胀也发生变化，运行时要加强监控。