熱電聯產機組協同改造及其調峰與供熱能力分析

劉光耀，王學棟

（華電電力科學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格，許多小容量熱電聯產機組和分散供熱源被大容量火力發電機組替代，隨著熱負荷需求不斷增長，投產了很多熱電聯產機組，其中很多是純凝機組改造為熱電聯產機組[1-3]，因此熱電聯產機組的類型、容量、供熱方式、供熱參數差別很大，特別是技改后的熱電聯產機組，因用戶參數不同，有高壓缸排汽管道、中壓缸進汽管道、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不同的運行狀態。

熱電聯產機組“以熱定電”的運行模式導致機組在冬季供暖時發電出力上升，大量占用上網容量，而且機組電負荷變化范圍小，調峰能力和調度靈活性都降低。熱電聯產機組調峰能力的不足導致電網調度困難，是科研院所和發電企業技術人員研究的主要方向，亟待提高熱電聯產機組的調峰能力，提升調度靈活性，實現熱電聯產機組“熱電解耦”運行。

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

1 設備與供熱系統概況

華電某發電公司有2臺135 MW和2臺330 MW抽凝機組，135 MW 機組采用雙背壓雙轉子互換技術進行高背壓供熱改造，2臺330 MW抽凝機組進行低壓缸切缸改造。

1.1 機組高背壓改造后設計參數

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。由于供熱管網的循環水流量不同，以及熱網供、回水溫度不同，2 臺機組冷端系統和本體設計參數差別較大，改造后設計參數如表1所示。

表1 135 MW機組高背壓改造后設計參數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計參數

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運行的設計參數如表2所示。

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

1.3 機組供熱系統與供熱參數

采暖期4 臺機組都供熱運行，熱網循環水與4臺機組組成串聯式兩級加熱系統。熱網循環水首先經過2臺135 MW機組凝汽器進行一級加熱，吸收低壓缸排汽余熱后再進入熱網首站加熱器進行二級加熱，送至熱網供給用戶，高溫熱水冷卻后再回到機組凝汽器。熱網首站加熱器的汽源為330 MW機組采暖抽汽。

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

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

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

圖2 高背壓機組熱網循環水系統連接示意圖Fig.2 Connection diagram of circulating water system of high back pressure unit

2 機組供熱期性能指標

2.1 機組供熱期性能試驗

1號、2號機組熱網循環水系統的優化連接使得全廠供熱系統成為一個整體。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峰能力，并優化全廠機組的性能指標和運行方式，進行了4 臺機組協同運行的性能試驗。試驗依據GB/T 8117.2—2008《汽輪機熱力性能驗收試驗規程》進行。參考汽輪機熱力特性計算數據和改造后的性能保證值，1 號、2 號機組進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峰區間；3 號、4 號機組試驗負荷為100 MW、210 MW 和260 MW，進行正常抽凝、背壓供熱兩種運行狀態下的性能試驗。由試驗數據計算出機組發電出力、供熱能力和供熱量，以確定機組不同供熱方式下最小、最大電負荷和最大抽汽能力。將試驗結果與設計數據進行比較，抽凝工況與背壓工況試驗結果進行比較，作為機組性能分析的依據。

2.2 高背壓改造機組性能指標

1號、2號機組高背壓供熱工況性能試驗指標如表3所示。

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

由于2 臺機組熱網循環水系統的優化連接，進入凝汽器的熱網循環水流量相近，凝汽器背壓接近且都低于設計值，從而增大了機組帶電負荷和熱負荷的能力以及機組的調峰能力。1號機組調峰區間為72.10～125.03 MW，2 號機組調峰區間為71.24～115.09 MW。而機組循環水系統優化連接前，1號機組負荷變化區間為77.36～123.41 MW，2號機組負荷變化區間為79.79～104.71 MW。

2.3 低壓缸切缸改造機組性能指標

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見表4。

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

2.3.1 機組發電出力和調峰能力

機組改造前純凝工況運行的最低穩燃負荷為150 MW，調峰能力為180 MW；低壓缸切缸改造后背壓狀態運行，最大電負荷為210.02 MW，最低電負荷為102.39 MW，調峰能力為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，因此實際的調峰區間為102.39～330 MW，調峰能力為227.61 MW，調峰能力比改造前增大了47.61 MW，且最低電負荷降低了47.61 MW，低負荷調度的靈活性提升了。

2.3.2 最大供熱能力

機組改造后，在帶工業抽汽的條件下，背壓狀態最大負荷下的采暖抽汽量為652.93 t/h，比設計值大12.93 t/h，采暖抽汽供熱量為476.20 MW，比設計值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 機組協同運行調峰能力和供熱能力分析

3.1 機組調峰能力和供熱能力

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產機組。高背壓機組以熱定電，沒有冷源損失，熱效率提高，但調峰能力降低，調峰區間變窄。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，提升了調峰能力和調度靈活性，尤其是機組低負荷調度的靈活性。供熱期，135 MW和330 MW機組及全廠機組調峰能力、供熱能力計算結果如表5所示。

表5 全廠機組調峰能力和供熱能力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機組協同改造，供熱期以不同供熱模式協同運行，高背壓機組的調峰能力降低，但因其容量小，對全廠機組調峰能力的影響較小。切缸改造大幅度提高了330 MW機組的調峰能力，全廠機組的調峰能力提高了9.39 MW，同時最低電負荷降低了39.27 MW。機組協同改造及協同運行，在提高全廠機組供熱能力的同時，調峰能力和低負荷的調度靈活性都有明顯提升。

3.2 機組協同運行方式分析

機組改造后作為熱電聯產機組，“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電出力正相關。由表5 中試驗結果得知，機組協同改造后，在供熱能力大幅度增加的同時，全廠機組的調峰能力沒有降低，低負荷調度的靈活性有明顯增加。因此在供熱期，應該根據機組的供熱能力和運行方式，合理調度機組的電、熱負荷，使全廠機組同時滿足熱負荷需和電網調度要求。

3.2.1 熱電聯產機組熱化發電率

熱化發電率是熱電聯產機組熱化發電量與該汽流對外供熱量之比。熱電聯產機組的高品質蒸汽首先用于發電，剩余的低溫熱能用于供熱，實現了能量的梯級利用。熱化發電率能夠定量計算出機組供熱蒸汽的發電量，既考慮了供熱能數量的差別，又考慮了質量的差異，體現了不同參數供熱蒸汽的品質差別。

以上4 臺機組供熱期不同供熱模式協同運行，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組設計數據計算3種供熱模式的熱化發電率，1 號、2 號機組高背壓排汽的熱化發電率是152.7 kWh/GJ、156 kWh/GJ；2 號機組中低壓連通管抽汽的熱化發電率是115 kWh/GJ；3 號、4 號機組中低壓連通管抽汽的熱化發電率是99 kWh/GJ。因1號機組設計背壓為49.3 kPa，2 號機組設計背壓為43.7 kPa，使得這2臺機組設計工況下的熱化發電率不同。但由于1號、2號機組實現了熱網循環水系統的優化連接，實際運行背壓偏差不大，可以認為2臺機組高背壓排汽的熱化發電率相同，所以在2 臺機組之間平均分配熱負荷。因此全廠4臺機組供熱期協同運行，按照熱化發電率和機組能耗指標分配機組熱負荷，全廠機組最佳的熱負荷分配方案是：1號、2號機組帶基本熱負荷，利用凝汽器對熱網循環水進行一級加熱；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一步加熱后匯合到主循環水管道；最后由3 號、4 號機組中低壓連通管抽汽進行二級加熱。3 號機組供熱能力大，以調整熱負荷為主，供熱量大時切除低壓缸以背壓狀態運行，4號機組以調整電負荷、抽凝方式運行為主。

3.2.2 機組協同運行的電熱負荷分配

2021—2022年度供熱期，全廠機組供熱負荷為557.19～1 029.70 MW，西部管網循環水流量7860～10 100 t/h，循環水供水溫度101.3～105.7 ℃，回水溫度41.2～47.5 ℃；東部管網循環水流量5890～6100 t/h，循環水供水溫度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，調整2 臺機組凝汽器進、出水聯絡門使得凝汽器背壓接近，1 號機組循環水流量7140～9400 t/h，供熱量160.54～204.60 MW，2 號機組循環水流量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水供熱，沒有冷源損失，熱效率和熱化發電率高；3號、4號機組利用高品位抽汽供熱，熱效率和熱化發電率都低，但運行方式切換靈活，調峰能力和調度靈活性高。4 臺機組協同運行，優先由1 號、2 號機組帶基本熱負荷，其他熱負荷由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最小，同時發電功率最高，依此來調度機組的運行方式和電、熱負荷。不同熱負荷下機組電負荷分配及全廠機組調峰能力計算結果見表6。

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

3.3 機組多種供熱模式協同運行調峰能力變化

按照以上熱負荷分配方式，選取供熱期機組實際運行數據和試驗時的性能指標，計算4 臺機組多種供熱模式下協同運行優化前后的調峰能力變化，計算結果見表7。

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

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

4 結語

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

4 臺機組進行協同改造后，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。按照機組熱化發電率和供熱運行的能耗指標、供熱能力，優化機組多種供熱模式下的協同運行方式和電、熱負荷分配，在相同的熱負荷和機組總進汽量不變的條件下，4 臺機組帶電負荷能力增加了25～40 MW。