劉光耀，王學(xué)棟

（華電電力科學(xué)研究院有限公司山東分院，濟南 250002）

0 引言

目前，國家對燃煤機組污染物排放的要求越來越嚴(yán)格，許多小容量熱電聯(lián)產(chǎn)機組和分散供熱源被大容量火力發(fā)電機組替代，隨著熱負(fù)荷需求不斷增長，投產(chǎn)了很多熱電聯(lián)產(chǎn)機組，其中很多是純凝機組改造為熱電聯(lián)產(chǎn)機組[1-3]，因此熱電聯(lián)產(chǎn)機組的類型、容量、供熱方式、供熱參數(shù)差別很大，特別是技改后的熱電聯(lián)產(chǎn)機組，因用戶參數(shù)不同，有高壓缸排汽管道、中壓缸進(jìn)汽管道、中低壓缸連通管打孔抽汽、抽凝機組高背壓供熱等多種供熱方式[4-8]，機組在供熱工況下呈現(xiàn)不同的運行狀態(tài)。

熱電聯(lián)產(chǎn)機組“以熱定電”的運行模式導(dǎo)致機組在冬季供暖時發(fā)電出力上升，大量占用上網(wǎng)容量，而且機組電負(fù)荷變化范圍小，調(diào)峰能力和調(diào)度靈活性都降低。熱電聯(lián)產(chǎn)機組調(diào)峰能力的不足導(dǎo)致電網(wǎng)調(diào)度困難，是科研院所和發(fā)電企業(yè)技術(shù)人員研究的主要方向，亟待提高熱電聯(lián)產(chǎn)機組的調(diào)峰能力，提升調(diào)度靈活性，實現(xiàn)熱電聯(lián)產(chǎn)機組“熱電解耦”運行。

華電某發(fā)電公司進(jìn)行了最初的抽凝機組雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換供熱改造，并在135 MW和300 MW等級的機組上推廣應(yīng)用。機組采暖期高背壓供熱運行，經(jīng)濟性好，但最大和最小發(fā)電出力受限，調(diào)峰能力降低[8-11]。低壓缸切缸改造機組利用高品質(zhì)的采暖抽汽對外供熱，供熱能力大，運行方式可靈活切換，調(diào)峰能力強[12-14]，在該發(fā)電公司也得到迅速推廣應(yīng)用?；趦煞N改造技術(shù)的互補性，現(xiàn)多家發(fā)電企業(yè)采用多機組進(jìn)行高背壓和切缸協(xié)同改造的方式，機組在多種供熱模式下實現(xiàn)了廠級協(xié)同運行在滿足調(diào)峰要求的同時，增加了全廠的供熱量，提升了機組和全廠的經(jīng)濟性[15-23]。

1 設(shè)備與供熱系統(tǒng)概況

華電某發(fā)電公司有2臺135 MW和2臺330 MW抽凝機組，135 MW 機組采用雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換技術(shù)進(jìn)行高背壓供熱改造，2臺330 MW抽凝機組進(jìn)行低壓缸切缸改造。

1.1 機組高背壓改造后設(shè)計參數(shù)

2臺135 MW機組改造前為N135-13.24/535/535型超高壓一次中間再熱雙缸雙排汽凝汽式汽輪機。高背壓供熱改造后，1號機組高背壓純凝運行，2號機組高背壓抽凝運行。由于供熱管網(wǎng)的循環(huán)水流量不同，以及熱網(wǎng)供、回水溫度不同，2 臺機組冷端系統(tǒng)和本體設(shè)計參數(shù)差別較大，改造后設(shè)計參數(shù)如表1所示。

表1 135 MW機組高背壓改造后設(shè)計參數(shù)Tab.1 Design parameters of 135 MW unit after high back pressure transformation

1.2 機組低壓缸切缸改造后設(shè)計參數(shù)

2 臺330 MW 抽凝機組改造前為C330-16.7/0.5/538/538 型亞臨界單軸一次中間再熱雙缸雙排汽抽汽凝汽式汽輪機，低壓缸切缸改造后背壓狀態(tài)運行的設(shè)計參數(shù)如表2所示。

表2 330 MW機組低壓缸切缸改造后設(shè)計參數(shù)Tab.2 Design parameters of 330 MW unit after low-pressure cylinder cutting transformation

1.3 機組供熱系統(tǒng)與供熱參數(shù)

采暖期4 臺機組都供熱運行，熱網(wǎng)循環(huán)水與4臺機組組成串聯(lián)式兩級加熱系統(tǒng)。熱網(wǎng)循環(huán)水首先經(jīng)過2臺135 MW機組凝汽器進(jìn)行一級加熱，吸收低壓缸排汽余熱后再進(jìn)入熱網(wǎng)首站加熱器進(jìn)行二級加熱，送至熱網(wǎng)供給用戶，高溫?zé)崴鋮s后再回到機組凝汽器。熱網(wǎng)首站加熱器的汽源為330 MW機組采暖抽汽。

電廠內(nèi)4 臺機組分為兩個供熱系統(tǒng)。1 號機組與西部管網(wǎng)供熱站聯(lián)絡(luò)，熱網(wǎng)回水至1 號機組凝汽器，設(shè)計循環(huán)水進(jìn)、出水溫度為55 ℃、78 ℃，循環(huán)水流量7700 t/h，設(shè)計供熱能力為167.7 MW，可帶供熱面積為1600 萬m2。2 號機組與東部管網(wǎng)供熱站聯(lián)絡(luò)，改造后最大供熱量為116.3 MW，可帶供熱面積為1100萬m2，設(shè)計循環(huán)水量為5000 t/h，東部熱網(wǎng)回水先進(jìn)入2號機組凝汽器，由55 ℃升溫至75 ℃，經(jīng)2號機組抽汽加熱升溫至93.1 ℃，然后進(jìn)入熱網(wǎng)循環(huán)水回水總管。

1 號、2 號機組雖然進(jìn)行相同的高背壓改造，但由于供熱管網(wǎng)的管徑不同，東部管網(wǎng)和西部管網(wǎng)的熱負(fù)荷不同，熱網(wǎng)循環(huán)水流量和供、回水溫度也不同，所以機組改造后的設(shè)計指標(biāo)差別較大。為了優(yōu)化機組的運行工況，并最大程度利用機組的排汽余熱，將2 臺機組凝汽器的進(jìn)、出水管道相連，通過連通管上的閥門開度來調(diào)節(jié)2臺機組的循環(huán)水流量使其相近，以達(dá)到2 臺機組在相近電負(fù)荷工況下協(xié)同運行的目的。圖1為2號機組高背壓循環(huán)水供熱系統(tǒng)示意圖，圖2 為2 臺高背壓機組熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)連接示意圖。

圖1 2號機組高背壓循環(huán)水供熱系統(tǒng)示意圖Fig.1 Schematic diagram of high back pressure circulating water heating system of unit 2

圖2 高背壓機組熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)連接示意圖Fig.2 Connection diagram of circulating water system of high back pressure unit

2 機組供熱期性能指標(biāo)

2.1 機組供熱期性能試驗

1號、2號機組熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)的優(yōu)化連接使得全廠供熱系統(tǒng)成為一個整體。供熱期，1 號、2 號機組高背壓供熱運行，3 號、4 號機組可在純凝、抽凝、背壓3種供熱方式下運行，4臺機組采用多種供熱模式組合。為了確定單機和全廠機組的供熱能力與調(diào)峰能力，并優(yōu)化全廠機組的性能指標(biāo)和運行方式，進(jìn)行了4 臺機組協(xié)同運行的性能試驗。試驗依據(jù)GB/T 8117.2—2008《汽輪機熱力性能驗收試驗規(guī)程》進(jìn)行。參考汽輪機熱力特性計算數(shù)據(jù)和改造后的性能保證值，1 號、2 號機組進(jìn)行最大和最小出力工況的性能試驗，計算機組在這兩個工況下的供熱能力以及機組的調(diào)峰區(qū)間；3 號、4 號機組試驗負(fù)荷為100 MW、210 MW 和260 MW，進(jìn)行正常抽凝、背壓供熱兩種運行狀態(tài)下的性能試驗。由試驗數(shù)據(jù)計算出機組發(fā)電出力、供熱能力和供熱量，以確定機組不同供熱方式下最小、最大電負(fù)荷和最大抽汽能力。將試驗結(jié)果與設(shè)計數(shù)據(jù)進(jìn)行比較，抽凝工況與背壓工況試驗結(jié)果進(jìn)行比較，作為機組性能分析的依據(jù)。

2.2 高背壓改造機組性能指標(biāo)

1號、2號機組高背壓供熱工況性能試驗指標(biāo)如表3所示。

在極寒期，1號、2號機組供熱工況協(xié)同運行，循環(huán)水流量都大于設(shè)計值，因此機組背壓低于設(shè)計值，發(fā)電功率高于設(shè)計值。由表3 看出，1 號機組純凝運行的最大發(fā)電功率125.03 MW，供熱量為204.35 MW；最小發(fā)電功率72.10 MW，供熱量為121.70 MW。2 號機組純凝運行的最大發(fā)電功率110.23 MW，供熱量為174.05 MW；最小發(fā)電功率71.24 MW，供熱量為116.23 MW。2 號機組帶連通管抽汽，為了實現(xiàn)能量梯級利用和提升全廠的經(jīng)濟性，從中低壓缸連通管抽汽來加熱凝汽器部分出水，此工況下的發(fā)電機功率為115.09 MW，總供熱量為211.23 MW。

由于2 臺機組熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)的優(yōu)化連接，進(jìn)入凝汽器的熱網(wǎng)循環(huán)水流量相近，凝汽器背壓接近且都低于設(shè)計值，從而增大了機組帶電負(fù)荷和熱負(fù)荷的能力以及機組的調(diào)峰能力。1號機組調(diào)峰區(qū)間為72.10～125.03 MW，2 號機組調(diào)峰區(qū)間為71.24～115.09 MW。而機組循環(huán)水系統(tǒng)優(yōu)化連接前，1號機組負(fù)荷變化區(qū)間為77.36～123.41 MW，2號機組負(fù)荷變化區(qū)間為79.79～104.71 MW。

2.3 低壓缸切缸改造機組性能指標(biāo)

330 MW 機組低壓缸切缸改造后，正常抽凝運行和背壓供熱運行典型工況下的性能指標(biāo)見表4。

表4 330 MW機組低壓缸切缸改造后性能指標(biāo)Tab.4 Performance indices of 330 MW unit after low pressure cylinder cutting transformation

2.3.1 機組發(fā)電出力和調(diào)峰能力

機組改造前純凝工況運行的最低穩(wěn)燃負(fù)荷為150 MW，調(diào)峰能力為180 MW；低壓缸切缸改造后背壓狀態(tài)運行，最大電負(fù)荷為210.02 MW，最低電負(fù)荷為102.39 MW，調(diào)峰能力為107.63 MW。由于機組可以在純凝、抽汽、背壓3 種方式下靈活切換，因此實際的調(diào)峰區(qū)間為102.39～330 MW，調(diào)峰能力為227.61 MW，調(diào)峰能力比改造前增大了47.61 MW，且最低電負(fù)荷降低了47.61 MW，低負(fù)荷調(diào)度的靈活性提升了。

2.3.2 最大供熱能力

機組改造后，在帶工業(yè)抽汽的條件下，背壓狀態(tài)最大負(fù)荷下的采暖抽汽量為652.93 t/h，比設(shè)計值大12.93 t/h，采暖抽汽供熱量為476.20 MW，比設(shè)計值463.40 MW 大12.8 MW；正常抽凝運行的最大出力為259.32 MW，最大采暖抽汽量為588.41 t/h，采暖抽汽供熱量為429.36 MW。

2.3.3 抽凝工況和背壓工況比較分析

機組最大抽凝工況和最大背壓工況相比，背壓方式下的機組發(fā)電功率降低49.30 MW，采暖抽汽量增大64.52 t/h，供熱能力增加46.84 MW。比較210 MW負(fù)荷下背壓方式和正常抽凝方式，正常抽凝方式的抽汽量為488.07 t/h，背壓方式的采暖抽汽量增大164.86 t/h，供熱能力增加117.35 MW。

3 機組協(xié)同運行調(diào)峰能力和供熱能力分析

3.1 機組調(diào)峰能力和供熱能力

135 MW 機組高背壓改造和330 MW 機組低壓缸切缸改造后都成為熱電聯(lián)產(chǎn)機組。高背壓機組以熱定電，沒有冷源損失，熱效率提高，但調(diào)峰能力降低，調(diào)峰區(qū)間變窄。切缸改造機組在背壓方式下的供熱量增大，同時機組運行方式切換靈活，提升了調(diào)峰能力和調(diào)度靈活性，尤其是機組低負(fù)荷調(diào)度的靈活性。供熱期，135 MW和330 MW機組及全廠機組調(diào)峰能力、供熱能力計算結(jié)果如表5所示。

表5 全廠機組調(diào)峰能力和供熱能力Tab.5 Peak regulating and heating capacity of the whole unitsMW

供熱期，2臺330 MW機組1臺背壓運行、1臺抽凝運行。由表5 可以看出，135 MW 機組與330 MW機組協(xié)同改造，供熱期以不同供熱模式協(xié)同運行，高背壓機組的調(diào)峰能力降低，但因其容量小，對全廠機組調(diào)峰能力的影響較小。切缸改造大幅度提高了330 MW機組的調(diào)峰能力，全廠機組的調(diào)峰能力提高了9.39 MW，同時最低電負(fù)荷降低了39.27 MW。機組協(xié)同改造及協(xié)同運行，在提高全廠機組供熱能力的同時，調(diào)峰能力和低負(fù)荷的調(diào)度靈活性都有明顯提升。

3.2 機組協(xié)同運行方式分析

機組改造后作為熱電聯(lián)產(chǎn)機組，“以熱定電”的運行模式限制了機組的運行，2臺135 MW機組高背壓供熱方式和2 臺330 MW 機組背壓運行方式的供熱能力和發(fā)電出力正相關(guān)。由表5 中試驗結(jié)果得知，機組協(xié)同改造后，在供熱能力大幅度增加的同時，全廠機組的調(diào)峰能力沒有降低，低負(fù)荷調(diào)度的靈活性有明顯增加。因此在供熱期，應(yīng)該根據(jù)機組的供熱能力和運行方式，合理調(diào)度機組的電、熱負(fù)荷，使全廠機組同時滿足熱負(fù)荷需和電網(wǎng)調(diào)度要求。

3.2.1 熱電聯(lián)產(chǎn)機組熱化發(fā)電率

熱化發(fā)電率是熱電聯(lián)產(chǎn)機組熱化發(fā)電量與該汽流對外供熱量之比。熱電聯(lián)產(chǎn)機組的高品質(zhì)蒸汽首先用于發(fā)電，剩余的低溫?zé)崮苡糜诠幔瑢崿F(xiàn)了能量的梯級利用。熱化發(fā)電率能夠定量計算出機組供熱蒸汽的發(fā)電量，既考慮了供熱能數(shù)量的差別，又考慮了質(zhì)量的差異，體現(xiàn)了不同參數(shù)供熱蒸汽的品質(zhì)差別。

以上4 臺機組供熱期不同供熱模式協(xié)同運行，對外供熱采用兩級加熱的方式，熱源有3種，分別為1號、2號機組高背壓排汽供熱；2號機組中低壓連通管抽汽供熱；3 號、4 號機組中低壓連通管抽汽供熱?；跈C組設(shè)計數(shù)據(jù)計算3種供熱模式的熱化發(fā)電率，1 號、2 號機組高背壓排汽的熱化發(fā)電率是152.7 kWh/GJ、156 kWh/GJ；2 號機組中低壓連通管抽汽的熱化發(fā)電率是115 kWh/GJ；3 號、4 號機組中低壓連通管抽汽的熱化發(fā)電率是99 kWh/GJ。因1號機組設(shè)計背壓為49.3 kPa，2 號機組設(shè)計背壓為43.7 kPa，使得這2臺機組設(shè)計工況下的熱化發(fā)電率不同。但由于1號、2號機組實現(xiàn)了熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)的優(yōu)化連接，實際運行背壓偏差不大，可以認(rèn)為2臺機組高背壓排汽的熱化發(fā)電率相同，所以在2 臺機組之間平均分配熱負(fù)荷。因此全廠4臺機組供熱期協(xié)同運行，按照熱化發(fā)電率和機組能耗指標(biāo)分配機組熱負(fù)荷，全廠機組最佳的熱負(fù)荷分配方案是：1號、2號機組帶基本熱負(fù)荷，利用凝汽器對熱網(wǎng)循環(huán)水進(jìn)行一級加熱；然后利用2 號機組中低壓連通管抽汽，將2 號機組凝汽器出水進(jìn)一步加熱后匯合到主循環(huán)水管道；最后由3 號、4 號機組中低壓連通管抽汽進(jìn)行二級加熱。3 號機組供熱能力大，以調(diào)整熱負(fù)荷為主，供熱量大時切除低壓缸以背壓狀態(tài)運行，4號機組以調(diào)整電負(fù)荷、抽凝方式運行為主。

3.2.2 機組協(xié)同運行的電熱負(fù)荷分配

2021—2022年度供熱期，全廠機組供熱負(fù)荷為557.19～1 029.70 MW，西部管網(wǎng)循環(huán)水流量7860～10 100 t/h，循環(huán)水供水溫度101.3～105.7 ℃，回水溫度41.2～47.5 ℃；東部管網(wǎng)循環(huán)水流量5890～6100 t/h，循環(huán)水供水溫度98.2～103.5 ℃，回水溫度40.1～45.3 ℃。為了平衡2 臺高背壓機組的運行狀態(tài)，調(diào)整2 臺機組凝汽器進(jìn)、出水聯(lián)絡(luò)門使得凝汽器背壓接近，1 號機組循環(huán)水流量7140～9400 t/h，供熱量160.54～204.60 MW，2 號機組循環(huán)水流量6400～6870 t/h，供熱量130.29～177.83 MW，其他熱量由330 MW機組抽汽供給，3號機組最大抽汽量616.8 t/h，最大供熱量460.24 MW。

1 號、2 號機組高背壓運行利用循環(huán)水供熱，沒有冷源損失，熱效率和熱化發(fā)電率高；3號、4號機組利用高品位抽汽供熱，熱效率和熱化發(fā)電率都低，但運行方式切換靈活，調(diào)峰能力和調(diào)度靈活性高。4 臺機組協(xié)同運行，優(yōu)先由1 號、2 號機組帶基本熱負(fù)荷，其他熱負(fù)荷由3號、4號機組提供，并提升對外供熱溫度，使得全廠機組能耗指標(biāo)最小，同時發(fā)電功率最高，依此來調(diào)度機組的運行方式和電、熱負(fù)荷。不同熱負(fù)荷下機組電負(fù)荷分配及全廠機組調(diào)峰能力計算結(jié)果見表6。

由表6 可以看出，在供熱期高背壓機組與抽凝機組協(xié)同運行，在保證供熱量和供熱參數(shù)的前提下，全廠4臺機組的調(diào)峰能力為150～330 MW。

3.3 機組多種供熱模式協(xié)同運行調(diào)峰能力變化

按照以上熱負(fù)荷分配方式，選取供熱期機組實際運行數(shù)據(jù)和試驗時的性能指標(biāo)，計算4 臺機組多種供熱模式下協(xié)同運行優(yōu)化前后的調(diào)峰能力變化，計算結(jié)果見表7。

表7 4臺機組供熱期協(xié)同運行優(yōu)化前后調(diào)峰能力對比Tab.7 Comparison of peaking shaving capacity of four units during heating period before and after collaborative operation optimizationMW

由表7 協(xié)同運行優(yōu)化結(jié)果得知，按照機組熱化發(fā)電率、供熱能力和供熱工況的性能指標(biāo)，優(yōu)化機組多種供熱模式的協(xié)同運行方式和電、熱負(fù)荷分配，在相同的熱負(fù)荷和機組總進(jìn)汽量不變的條件下，4臺機組帶電負(fù)荷能力平均增加30.28 MW。

4 結(jié)語

本文對某電廠4臺機組進(jìn)行了協(xié)同改造。改造后，在多種供熱模式下協(xié)同運行，全廠機組調(diào)峰區(qū)間為395.73～900.12 MW，調(diào)峰能力為504.39 MW，比改造前的調(diào)峰能力提高9.39 MW，同時最低電負(fù)荷降低了39.27 MW。全廠機組的調(diào)峰能力和低負(fù)荷調(diào)度靈活性有明顯提升。

4 臺機組進(jìn)行協(xié)同改造后，2 臺135 MW 機組高背壓運行，2臺330 MW機組中1臺抽凝運行，1臺背壓供熱運行，最小供熱能力為506.66 MW，最大供熱能力為1 321.14 MW。按照機組熱化發(fā)電率和供熱運行的能耗指標(biāo)、供熱能力，優(yōu)化機組多種供熱模式下的協(xié)同運行方式和電、熱負(fù)荷分配，在相同的熱負(fù)荷和機組總進(jìn)汽量不變的條件下，4 臺機組帶電負(fù)荷能力增加了25～40 MW。