李成磊，鄭立軍，高新勇

（華電電力科學(xué)研究院有限公司，浙江 杭州 310030）

我國西北地區(qū)資源稟賦優(yōu)異，近年來，在大力發(fā)展新能源的國家能源戰(zhàn)略下，我國西北地區(qū)新能源裝機(jī)規(guī)模增長迅速，成為我國重要的新能源開發(fā)基地。新能源的高速增長對電網(wǎng)的調(diào)節(jié)特性也提出了更高的要求。目前，電網(wǎng)系統(tǒng)調(diào)峰能力不足成為阻礙新能源上網(wǎng)的重要原因[1-2]。目前，火力發(fā)電機(jī)組裝機(jī)容量仍然占較高比重，提升火電機(jī)組靈活性，挖掘其深度調(diào)峰潛力，成為解決當(dāng)前新能源消納困境的有效途徑[3]。為了適應(yīng)深度調(diào)峰的需要，汽輪機(jī)側(cè)可以從減少低壓缸做功入手，減少低壓缸進(jìn)汽量，實現(xiàn)低壓缸微進(jìn)汽的工況，成為一種可行的方案。

某發(fā)電有限公司裝機(jī)規(guī)模為4×200MW供熱式汽輪機(jī)發(fā)電機(jī)組，其中#1/2機(jī)組熱網(wǎng)所帶加熱器作為一級加熱器，#3/4機(jī)組所帶加熱器作為二級加熱器加熱循環(huán)水，經(jīng)供熱首站循環(huán)水泵躉售給熱力公司。為了緩解電廠低負(fù)荷導(dǎo)致供熱能力不足的矛盾，擬對2臺200MW機(jī)組進(jìn)行低壓缸微進(jìn)汽供熱擴(kuò)容改造。

1 汽輪機(jī)概況

此次改造的2臺機(jī)組為超高壓、一次中間再熱、單軸、三缸兩排汽、抽凝汽輪機(jī)，型號為N(C)200/160－12.75/535/535型。汽輪機(jī)分為高壓缸、中壓缸、低壓缸，高壓缸共12級，第1級為單列調(diào)速級，其余各級均為壓力級；中、低壓缸各有10級壓力級；低壓缸對稱分別各5級。高、中壓缸各有兩個自動主汽門和四個調(diào)速汽門。汽輪機(jī)設(shè)有8段不調(diào)整抽汽，分別供給4臺低壓回水加熱器、1臺熱力除氧器和3臺高壓回水加熱器；中壓缸末端下缸設(shè)有調(diào)整抽汽至熱網(wǎng)加熱器。

2 供熱技術(shù)方案分析

2.1 供熱首站

供熱首站設(shè)計熱負(fù)荷為754MW，熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)加熱系統(tǒng)分兩級，兩級加熱系統(tǒng)設(shè)置有8臺熱網(wǎng)加熱器，每臺組各配置2臺熱網(wǎng)加熱器。蒸汽疏水系統(tǒng)以機(jī)組為單元獨立運行，#1、2機(jī)組為一級加熱器供應(yīng)蒸汽，參數(shù)為0.294MPa、265℃，疏水設(shè)計溫度為128℃，#3、4機(jī)組為二級加熱器供應(yīng)蒸汽，參數(shù)為0.6MPa、350℃，疏水設(shè)計溫度為153℃。熱網(wǎng)循環(huán)水供水壓力不超過1.2MPa，供水溫度為150℃，回水溫度為80℃。供熱首站設(shè)計總用汽量為616.76t/h，其中一級加熱器用汽量為335.52t/h，二級熱器用汽量為281.24t/h。

2.2 廠區(qū)熱力管網(wǎng)

供熱抽汽管道分別從各機(jī)組中壓缸下抽汽口引出兩根抽汽管，管徑為1000mm，抽汽管上設(shè)置抽汽逆止閥和抽汽調(diào)節(jié)閥，合并成一根外徑為1400mm的抽汽母管。抽汽母管管道出汽機(jī)房后沿汽機(jī)房A排外架空布置，后進(jìn)入汽機(jī)房到達(dá)各機(jī)組對應(yīng)的熱網(wǎng)加熱器。采暖抽汽疏水采用單元制，一級加熱系統(tǒng)疏水溫度為128℃，二級熱系統(tǒng)疏水溫度為153℃。各機(jī)組對應(yīng)的疏水系統(tǒng)經(jīng)熱網(wǎng)疏水泵加壓后輸送至各機(jī)組對應(yīng)的除氧器。

3 熱負(fù)荷現(xiàn)狀

熱力公司實供面積為2092×104m2，因舊城改造、棚改拆遷等，預(yù)計第1年新增面積113×104m2供熱面積達(dá)2205萬m2，第2年新增供熱面積為127×104m2，第3年新增供熱面積為29×104m2。根據(jù)該電廠與熱力公司的供熱約定，電廠負(fù)責(zé)承擔(dān)熱網(wǎng)的基礎(chǔ)熱負(fù)荷754MW，缺口部分由熱力公司所配置的燃?xì)庹{(diào)峰鍋爐供應(yīng)。受新能源消納影響，電廠供熱期的平均單機(jī)發(fā)電量降至120MW。該情況下四臺機(jī)組最大供熱抽汽量約860t/h，供熱能力約588MW，電廠實際最大供熱能力約為1050×104m2。目前離協(xié)議基礎(chǔ)熱負(fù)荷缺口差166MW。為此，需要對機(jī)組供熱能力進(jìn)行提升改造，并配套擴(kuò)容供熱首站，以填補因發(fā)電負(fù)荷受限而帶來的供熱缺口。

4 供熱技術(shù)方案分析

目前電廠集中供熱改造主要有高背壓供熱改造、雙轉(zhuǎn)子雙背壓供熱和低壓缸微進(jìn)汽等供熱改造技術(shù)。根據(jù)三種技術(shù)特點及經(jīng)濟(jì)，比較得出以下結(jié)論：（1）從新增供熱能力來講，三種方案均能增加機(jī)組的供熱抽汽能力，同時又能提高機(jī)組的整體效率。但高背壓及雙轉(zhuǎn)子互換供熱技術(shù)比較適合外界負(fù)荷大且穩(wěn)定的供熱工況，改造后機(jī)組靈活性較差。低壓缸微進(jìn)汽改造機(jī)組靈活性較好，可根據(jù)需要隨時進(jìn)行抽汽、背壓和純凝三種工況的切換。（2）從改造范圍來講，高背壓及雙轉(zhuǎn)子互換供熱技術(shù)涉及改造部分包括主汽輪機(jī)、凝汽器及與本體相關(guān)熱力系統(tǒng)，首站相關(guān)的系統(tǒng)改造。低壓缸微進(jìn)汽改造涉及改造部分為汽輪機(jī)本體、其他本體相關(guān)熱力系統(tǒng)及首站擴(kuò)容系統(tǒng)。（3）從投資方面來講，該項目低壓缸微進(jìn)汽改造加首站擴(kuò)容改造，與常規(guī)同類200MW高背壓及雙轉(zhuǎn)子互換供熱技術(shù)改造相比，低壓缸微進(jìn)汽供熱技術(shù)投資相對較小。（4）從工程實施建設(shè)方面來講，低壓缸微進(jìn)汽改造施工周期短、系統(tǒng)改造簡單。（5）從運行收益分析方面進(jìn)行分析，高背壓供熱和雙轉(zhuǎn)子互換供熱技術(shù)的供熱靈活性較差，在供熱過程中只能帶基礎(chǔ)熱負(fù)荷。

根據(jù)電廠最近幾個采暖季的現(xiàn)狀，受電負(fù)荷調(diào)峰影響使得原抽汽機(jī)組供熱能力得不到很好的發(fā)揮，而凝抽背供熱技術(shù)可以大幅度提高機(jī)組的熱電比，從而在相同熱負(fù)荷需求的情況下，降低機(jī)組的電負(fù)荷，提高機(jī)組的調(diào)峰運行能力。綜合以上幾點考慮，低壓缸微進(jìn)汽供熱技術(shù)改造較適合電廠目前的實際情況。

低壓缸微進(jìn)汽是通過新增（或更換）中低壓連通管處閥門為可關(guān)到零位并全密封的調(diào)節(jié)蝶閥，實現(xiàn)低壓缸微進(jìn)汽的要求，使低壓轉(zhuǎn)子在高真空條件下“空轉(zhuǎn)”運行，將幾乎全部中壓排汽引出供熱的新型供熱改造技術(shù)[4]。同時為縮短微量漏氣在低壓缸內(nèi)的滯留時間，防止鼓風(fēng)熱聚集產(chǎn)生超溫危險，將極小流量的冷卻蒸汽引入低壓缸，并開啟低壓缸噴水減溫系統(tǒng)。

5 改造后運行分析

機(jī)組改造后隨外界熱負(fù)荷變化有三種運行模式。（1）在非采暖季，機(jī)組為純凝運行模式，抽汽管道上的閥門全部保持關(guān)閉狀態(tài)，中壓缸排汽通過中低壓連通管進(jìn)入低壓缸做功發(fā)電；（2）在采暖季初末寒期，機(jī)組為抽凝運行模式，抽汽管道上閥門根據(jù)外界熱負(fù)荷變化調(diào)整抽汽量，部分中壓缸排汽進(jìn)入低壓缸做功發(fā)電；（3）在深寒期，機(jī)組為背壓運行模式，聯(lián)通管上的低調(diào)閥關(guān)閉至零泄漏，中排抽汽通過抽汽管道全部送至熱網(wǎng)加熱器，同時在抽汽管路上引一路小流量蒸汽至低壓缸。

改造后，在發(fā)電負(fù)荷限制的情況下，單臺機(jī)組供熱能力增加了108MW，全廠供熱能力增加了216MW。全年發(fā)電量不變的情況下，#1/2機(jī)組本體和首站擴(kuò)容改造后，全廠節(jié)約標(biāo)煤量7.65萬t，年平均發(fā)電煤耗下降23.5g/（kW·h）。

6 結(jié)論

文章以某2臺200MW供熱機(jī)組為例，探討低壓缸微進(jìn)汽供熱技術(shù)改造。改造后：（1）全廠供熱能力由原來的588MW提升至804MW，有效滿足了供熱需求；（2）采暖季節(jié)約標(biāo)煤量7.65萬t，全廠年平均發(fā)電煤耗下降23.5g/（kW·h），具有較強(qiáng)的節(jié)能和經(jīng)濟(jì)效益；（3）提升了電廠深度調(diào)峰的能力，為風(fēng)電、光電等新能源機(jī)組上網(wǎng)發(fā)電創(chuàng)造了條件。