1. 引言
居民供热作为民生工程，为满足热用户的采暖需求，热电联产企业需要按照热网最大热负荷运行。近10年，随着国家节能减排形势的发展，以及城市居民供热量的快速增长，北方城市出现了许多大容量高温循环水供热机组。华能烟台电厂于2009年首次在150 MW机组上完成了提高凝汽器背压的技术改造，为超高压135 MW~150 MW等级机组的高背压循环水供热改造进行了有益的探索 [1] [2] [3] [4]；2011年华电国际十里泉发电厂首次在135 MW机组上进行了“双背压双转子互换”的供热改造 [5] [6] [7]。据不完全统计，目前在全国范围内已有近30台135 MW、200 MW、300 MW等级的机组实施了双背压双转子互换循环水供热技术改造 [8] [9] [10] [11]。
机组高背压循环水供热将原来从冷却塔排入自然界的热量回收利用，节约供热用蒸汽，提升了供热能力，提高了汽轮机组的经济效益 [12] [13]。抽凝机组、纯凝机组高背压供热改造后，供热能力达到较高的水平，但实行“以热定电”的运行方式，运行方式和调节方式单一，如135 MW等级的纯凝机组高背压供热改造后，采暖季节，机组负荷变化区间为90 MW~125 MW，机组运行的灵活性和调峰能力降低。“三北”地区，供热机组的台数和装机容量都占有相当大的比例，导致采暖季节热电负荷矛盾，为了保证居民采暖需要，近几年北方区域普遍存在弃风现象。高背压循环水供热机组的调峰区间更小，大量高背压循环水供热机组的出现加剧了电热负荷矛盾，因此迫切需要解决其供热工况下灵活性和调峰能力差的问题。
利用机组高、低压旁路供热，能够提高机组的供热量，降低机组供热工况下的电负荷，提高机组低负荷下的调峰能力。某发电企业以超临界350 MW抽凝机组为研究对象，对比分析了典型汽轮机旁路供热方案的技术特点，研究了汽轮机高低旁路联合供热方案对供热机组热电解耦特性及供热能力和电负荷调峰能力的影响 [14]。对于135 MW等级高背压供热机组，由于其容量小、供热能力较高，企业一般不再考虑提升其供热能力的方法。本文对135 MW高背压循环水供热机组热力系统进行改造，利用低压旁路供热，提高了凝汽器供热量和机组的调峰能力。
2. 机组本体和旁路技术规范
2.1. 机组技术规范
某发电公司一期建有2台135 MW纯凝机组，于2012年、2015年改造为高背压循环水供热机组。采暖季节，1号机组高背压纯凝运行，2号机组高背压抽凝运行，两台机组都承担基本热负荷，调峰能力有限。1号汽轮机组改造后高背压纯凝工况技术规范如表1所示。
Table 1. Technical specification of unit 1 after high back pressure reform
表1. 1号机组高背压改造后技术规范
2.2. 低压旁路及减温减压装置技术参数
机组设置30%的低压旁路，旁路减温水来自于凝泵出口的凝结水。进入低压旁路的再热蒸汽经过减温减压后进入凝汽器。低压旁路与减温减压装置设计参数如表2所示。
Table 2. Design parameters of low pressure bypass and temperature and pressure reducing device
表2. 低压旁路与减温减压装置设计参数
3. 汽轮机低压旁路供热方案研究
3.1. 低压旁路供热方案选择
发电企业内一、二期供热系统如图1所示。一期两台135 MW机组利用高温循环水供热，承担基本热负荷，供热量较大，热网循环水经过1号、2号机组凝汽器加热以后，少量进入一期机组的供热首站，经2号机组中低压缸连通管抽汽加热后，与大部分热网循环水混合，进入厂内的热网首站，经过3号、4号300 MW等级机组抽汽二次加热后，供给外部供热管网。
1、1号高背压供机组；2、2号高背压供热机组；3、2号机组采暖抽汽管道；4、高背压供热机组凝汽器；5、一期机组首站换热器；6、300MW等级抽凝机组；7、抽凝机组采暖抽汽管道；8、抽凝机组凝汽器；9、热网首站换热器；10、外部热网回水管道；11、外部热网供水管道
Figure 1. Schematic diagram of heating system in the power plant
图1. 厂内供热系统示意图
一期两台135 MW机组利用高温循环水供热，供热量较大，缺点是调峰灵活性降低，调峰区间变小。但基于机组主要承担基本热负荷，调峰的灵活性要求低，而且2号机组已经有中低压缸连通管抽汽，具有一定的调节热负荷和电负荷的能力，因此只进行1号机组低压旁路供热改造设计。低压旁路供热有两种方案可供选择，第一种方案是低压旁路直接排汽到机组凝汽器：机组低压缸喷水系统进行改造，按照低压旁路的最大通流量设计喷水流量，扩大凝结水泵出口到凝汽器喉部喷水管道管径，机组再热蒸汽经减温减压后直接排到凝汽器，与低压缸排汽共同加热热网循环水，扩大凝汽器供热量。第二种方案是对低压旁路进行改造，低压旁路外供蒸汽至1号、2号机组供热首站：低压旁路门后抽出的蒸汽经减温减压后的参数与2号机组中压缸排汽相同，供汽到1号、2号机组的供热首站加热两台机组的凝汽器出水，扩大机组抽汽供热量。
以上两种低压旁路改造方案中的低压旁路供蒸汽方案，需要从低压旁路阀后加装蒸汽管道和有关阀门到1号、2号机组的供热首站，系统改造工作量和投资较大，优点是加热温度较高的凝汽器出水，能量的梯级利用效率比直接加热低温的凝汽器进水高。低压旁路直接排汽到凝汽器方案，需要对低压缸喷水系统进行改造，扩大喷水管道管径，增加凝泵出口到低压缸的喷水量，直接对原设计的喷水系统进行改造，投资较小，系统简单。因此采用低压旁路排汽到凝汽器方案对机组进行改造，扩大凝汽器供热量。
3.2. 低压旁路供热系统设计
机组设计低压旁路及减温减压系统如图2所示。再热蒸汽经过低压旁路门后，与旁路减温水混合后减温减压进入凝汽器，旁路减温水来自于凝泵出口凝结水；混合蒸汽进入凝汽器后，经过减温水二次减温减压，排到凝汽器喉部。
1、主蒸汽管；2、高压缸；3、再热蒸汽管；4、中压缸；5、中低压缸连通管；6、低压缸；7、减温减压装置；8、凝汽器；9、低压旁路；10、低压旁路调整门；11、凝结水。
Figure 2. Low pressure bypass and temperature and pressure reducing system diagram
图2. 低压旁路及减温减压系统图
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 period
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 turbine
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。
5. 结论
高背压供热机组属于热电联产机组，遵循“以热定电”的运行方式，限制了机组最低电负荷，同时由于机组改造后提高凝汽器背压运行，机组最大出力比正常背压工况低。上述135 MW机组高背压供热改造后，在采暖季节，高背压纯凝供热工况运行的调峰区间为90 MW~123 MW，比改造前的调峰区间小，尤其是低负荷工况不能满足改造前的50%额定工况。本文提出了利用机组低压旁路供热的方法和系统设计，机组利用低压旁路供热，热化发电率降低28%~31.2%，凝汽器供热量增加51%~58%，全厂供热安全系数提高7.2%~10.4%。在试验的最大主蒸汽流量条件下，发电出力由旁路改造前的123.4 MW下降到改造后的97.24 MW，凝汽器的供热量由210.287 MW增加到317.318 MW；机组最低电负荷由77.36 MW降低到60.03 MW，约为改造前额定功率的44.47%，小于纯凝状态锅炉的最低稳燃负荷。机组实施低压旁路供热改造后，供热能力增加、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。