戈志華，張倩，熊念，張尤俊

（華北電力大學(xué)電站設(shè)備狀態(tài)監(jiān)測與控制教育部重點實驗室，北京102206）

我國熱電聯(lián)產(chǎn)機組占比不斷增大，當(dāng)前熱電聯(lián)產(chǎn)機組在火電裝機總量中的占比已經(jīng)接近40%；熱電聯(lián)產(chǎn)機組熱、電負(fù)荷相互關(guān)聯(lián)，通常采用“以熱定電”運行方式，在承擔(dān)供熱負(fù)荷時電負(fù)荷較難單獨調(diào)節(jié)，通常熱電聯(lián)產(chǎn)機組調(diào)峰能力只有20%，電負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍受限。新能源發(fā)電的快速增長，均導(dǎo)致供熱期電網(wǎng)調(diào)峰困難，同時造成嚴(yán)重的新能源棄風(fēng)棄光。據(jù)統(tǒng)計，2018 年我國的全年平均棄風(fēng)率為7%，其中甘肅年平均棄風(fēng)率為19%，新疆為22.9%。雖然年平均棄風(fēng)率相比2017 年下降5%，但是甘肅、新疆等地區(qū)依舊存在嚴(yán)重的棄風(fēng)問題[1]。“十三五”期間，國家能源局先后下達(dá)22 個提升火電靈活性改造試點項目，電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃要求將火電機組的改造重點放在提高靈活性和調(diào)峰能力上，以實現(xiàn)更多新能源電力并網(wǎng)[2]。解決供熱期用熱用電矛盾，提高熱電聯(lián)產(chǎn)機組調(diào)峰能力，參與電力輔助服務(wù)將是熱電聯(lián)產(chǎn)機組必然的發(fā)展方向[3]。為此國內(nèi)各發(fā)電企業(yè)、設(shè)備制造廠、科研院所進(jìn)行了一些新的嘗試，探求增加熱電聯(lián)產(chǎn)供熱能力同時提升靈活性的途徑。

文獻(xiàn)[4]比較熱電聯(lián)產(chǎn)機組采用電鍋爐和輔助熱源供熱模式下，電負(fù)荷調(diào)節(jié)和煤耗變化范圍，對燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)機組的靈活運行進(jìn)行優(yōu)化；文獻(xiàn)[5]分析配置儲熱前后抽汽機組的熱電特性，建立配置儲熱前后機組調(diào)峰能力的數(shù)學(xué)模型，研究熱負(fù)荷對調(diào)峰能力的影響。文獻(xiàn)[6]針對旁路供熱的主蒸汽+再熱蒸汽供熱方案，以某200MW 機組為例，得出旁路供熱能夠增加供熱能力，減小電負(fù)荷，有效提高熱電解耦能力的結(jié)論；為擴大機組供熱能力，高背壓余熱供熱得到推廣，文獻(xiàn)[7]確定了高背壓余熱供熱改造的工程應(yīng)用范圍，分析一次網(wǎng)回水溫度及供熱負(fù)荷對高背壓機組性能的影響；文獻(xiàn)[8]對高背壓熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)煙氣余熱梯級利用進(jìn)行分析，通過對燃煤鍋爐煙氣余熱和汽輪機排汽余熱利用，進(jìn)一步挖掘高背壓機組供熱能力；機組進(jìn)行高背壓改造，供熱量大幅增加，尤其適合冬季集中供暖區(qū)域，但機組高背壓運行時電熱負(fù)荷一一對應(yīng)，沒有調(diào)峰能力，且非供熱季高背壓運行經(jīng)濟效益降低。NCB機組具有凝汽（N）、抽汽（C）、背壓（B）三種運行功能，根據(jù)熱負(fù)荷進(jìn)行工況切換，文獻(xiàn)[9]結(jié)合300MW 等級的機組，指出NCB 機組的供熱能力較常規(guī)熱電機組高20%～30%，采暖期可采用抽凝模式保留調(diào)峰能力，熱負(fù)荷大時背壓運行最大程度提供采暖抽汽量，此時沒有調(diào)峰能力；針對高背壓雙轉(zhuǎn)子互換技術(shù)，文獻(xiàn)[10]分析機組附加單耗隨抽汽參數(shù)的變化，并進(jìn)行低壓通流部分熱力計算，優(yōu)化參數(shù)，降低單耗，實現(xiàn)低壓缸通流效率增加；文獻(xiàn)[11]結(jié)合東北地區(qū)火電機組靈活調(diào)峰政策，對電鍋爐供熱、配置蓄熱罐、蒸汽旁路供熱、切除低壓缸等方案的適應(yīng)條件、調(diào)峰能力、運行控制等方面進(jìn)行比較分析，其中，切除低壓缸的供熱方式負(fù)荷調(diào)節(jié)靈活、經(jīng)濟性高、安全性好，同時需要關(guān)注末級葉片強度、水蝕等安全性問題，文章未對切缸運行方式的熱力學(xué)性能進(jìn)行展開討論。

熱電聯(lián)產(chǎn)機組通常設(shè)計為中壓缸做功后抽出部分蒸汽對外供熱，可以承擔(dān)較大熱負(fù)荷，但為保證機組安全性，低壓缸必須滿足最小冷卻流量要求，調(diào)峰深度有限。熱電聯(lián)產(chǎn)機組以熱定電模式已經(jīng)無法適應(yīng)當(dāng)前電力生產(chǎn)要求，近年來熱電企業(yè)積極探索熱電解耦的方法，其中包括熱電聯(lián)產(chǎn)機組低壓缸近零出力改造技術(shù)，國內(nèi)西安熱工研究院有限公司于2017 年5 月提出切除低壓缸進(jìn)汽的供熱專利技術(shù)[12-13]，同年第一臺300MW熱電機組低壓缸近零出力改造完成，該技術(shù)對汽輪機本體改造范圍小，得到部分熱電企業(yè)的認(rèn)可。

現(xiàn)有文獻(xiàn)主要集中在熱電聯(lián)產(chǎn)機組低壓缸切缸的技術(shù)路線[14]，實施中主要技術(shù)問題[15]、改造后安全性保障[16]等方面，少有文獻(xiàn)對低壓缸近零出力改造后機組熱力性能進(jìn)行深入分析，該項技術(shù)尚缺少理論支持，存在技術(shù)應(yīng)用的盲目性。為此本文搭建切除低壓缸后熱電聯(lián)產(chǎn)機組熱力系統(tǒng)模型和變工況數(shù)學(xué)模型，通過變工況計算，揭示該供熱方式能耗分布和供熱能力，深入分析其熱力學(xué)性能和調(diào)峰范圍，從理論上對低壓缸近零出力改造技術(shù)的應(yīng)用提供了定量依據(jù)和工程適用范圍。

1 供熱機組切除低壓缸技術(shù)的提出

熱電聯(lián)產(chǎn)機組通常在中低壓缸之間抽出部分蒸汽對外供熱，其余蒸汽進(jìn)入低壓缸繼續(xù)做功，西安熱工研究院有限公司在此基礎(chǔ)上提出切除低壓缸供熱改造技術(shù)，中壓缸做功后蒸汽全部供熱，低壓缸只保留少量冷卻蒸汽。傳統(tǒng)的抽汽供熱系統(tǒng)如圖1所示。

圖1 抽汽供熱系統(tǒng)

1.1 抽汽供熱系統(tǒng)

抽凝機組具有較好的靈活性，既發(fā)電又供熱，但以熱定電運行方式下，機組的電負(fù)荷受熱負(fù)荷限制。在滿足供熱需求下，抽凝機組的調(diào)峰能力只有20%左右。

1.2 切除低壓缸供熱系統(tǒng)

切缸供熱系統(tǒng)可以實現(xiàn)熱電解耦，切除低壓缸進(jìn)汽使蒸汽在中壓缸做功后全部對外供熱，低壓缸只保留少量冷卻蒸汽，低壓缸近零出力，在滿足供熱需求下發(fā)電負(fù)荷達(dá)到下限。

常規(guī)抽汽供熱機組中低壓管道聯(lián)通閥不能完全關(guān)閉，進(jìn)行低壓缸切缸供熱改造時，更換專門的中低壓聯(lián)通管蝶閥，能夠?qū)崿F(xiàn)低壓缸進(jìn)汽完全切斷。同時增加冷卻蒸汽系統(tǒng)，通入少量冷卻蒸汽保證低壓缸在切缸工況下安全運行。

機組進(jìn)行工況切換，關(guān)閉低壓缸進(jìn)汽控制閥，切斷低壓缸進(jìn)汽，中壓缸排汽全部用于供熱。低壓缸通入冷卻蒸汽，冷卻低壓缸末級長葉片，通過冷卻蒸汽系統(tǒng)的流量計和控制閥組實現(xiàn)低壓缸冷卻蒸汽的流量控制。低壓缸轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速維持在3000r/min。切除低壓缸進(jìn)汽的供熱方式如圖2所示。

圖2 切除低壓缸進(jìn)汽的供熱方式

切缸供熱改造范圍較小，和常規(guī)抽汽供熱機組相比供熱能力提高，調(diào)峰深度增加，中壓缸排汽可全部用于供熱，機組發(fā)電出力減小，一定程度上實現(xiàn)熱電解耦，但調(diào)峰深度取決于供熱需求。同時，機組切缸后低壓缸運行大幅偏離設(shè)計工況，運行中要格外注意安全問題。

1.3 切缸運行安全性分析

機組實施低壓缸近零出力改造后，低壓缸進(jìn)汽大幅減少，運行于極低的容積流量工況。此時容易引起機組安全問題，一是低壓缸流量過小，難以帶走汽機鼓風(fēng)熱量，低壓缸容易超溫、變形；二是末級葉片頂端薄平板的葉頂形狀使得葉片的抗震性能大大降低，小容積流量下，容易發(fā)生葉片顫振，甚至斷裂，威脅機組安全。因此，機組進(jìn)行低壓缸近零出力改造時，需要一些安全措施來保證機組切缸工況的運行安全。

（1）增加低壓缸末級、次末級動葉出口溫度測點，密切監(jiān)視葉片溫度，以及時干預(yù)，防止超溫引起低壓缸過熱、變形等安全問題。同時，對中壓缸排汽、低壓缸入口蒸汽也應(yīng)增設(shè)溫度、壓力測點，密切監(jiān)視低壓缸通流特性。

（2）低壓缸超溫時需投入減溫水，頻繁投減溫水會對末級和次末級葉片產(chǎn)生很大傷害，因此需對低壓缸末兩級葉片進(jìn)行金屬耐磨層噴涂處理，以增強葉片強度與耐磨性。

（3）機組實施低壓缸近零出力改造后，低壓缸進(jìn)汽趨于零，為了帶走低壓缸轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)動產(chǎn)生的鼓風(fēng)熱量，需要增設(shè)冷卻蒸汽系統(tǒng)，通入低參數(shù)的冷卻蒸汽，帶走多余熱量，保證切缸機組安全運行。

低壓缸近零出力改造后機組采取上述措施以滿足安全運行要求。

2 供熱機組性能計算模型

2.1 基于Ebsilon軟件建立熱力系統(tǒng)模型

對該系統(tǒng)進(jìn)行熱力計算，應(yīng)用Ebsilon 軟件搭建的系統(tǒng)如圖3所示。

圖3 330MW機組系統(tǒng)圖

根據(jù)機組熱平衡圖進(jìn)行機組建模，為提高汽輪機模型變工況的準(zhǔn)確性，采用迭代方式計算變工況參數(shù)，完成汽輪機變工況計算。采用式(1)改進(jìn)的弗留格爾公式[17]對汽輪機模型組件進(jìn)行編程校正，使機組性能及各項參數(shù)與實際的高背壓機組吻合。

對于回?zé)崞鞯葥Q熱部件，熱平衡計算如式(2)所示。

該式表示在換熱器內(nèi)，單位時間蒸汽所釋放出的熱量全部被熱網(wǎng)水吸收。

2.2 案例機組基本參數(shù)

為研究供熱機組在低壓缸近零出力條件下的熱力性能，本文選取某地區(qū)330MW 直接空冷供熱機組為案例機組，針對該機組供熱需求，進(jìn)行變工況計算，分析機組切除低壓缸后負(fù)荷特性和調(diào)峰能力。

案例機組原設(shè)計為傳統(tǒng)的抽汽供熱方式，采暖平均熱負(fù)荷為48W/m2，供熱面積817×104m2，最大供熱負(fù)荷為492MW。機組主要技術(shù)參數(shù)見表1。

表1 機組主要技術(shù)參數(shù)

將案例機組帶入熱力系統(tǒng)模型，對機組設(shè)計熱平衡圖中的THA工況、75%THA工況、50%THA工況、40%THA 工況及30%THA 工況進(jìn)行模擬計算，得到各工況模擬計算結(jié)果，見表2。與熱平衡圖比較模型計算結(jié)果的最大相對誤差不超過1%，因此基于Ebsilon 軟件建立的計算模型經(jīng)過修正滿足工程計算精度要求，可用于實際供熱機組變工況計算。

表2 不同工況計算誤差

2.3 熱力學(xué)性能分析模型

采用熱量分配法計算供熱機組的熱經(jīng)濟性指標(biāo)見式(3)～式(10)。

熱耗

式中，Qtp表示單元機組熱耗，kJ/h；D0和Drh分別表示汽輪機進(jìn)汽量和再熱蒸汽流量，kg/h；h0和hfw分別表示汽輪機進(jìn)汽焓和鍋爐給水焓，kJ/kg；hrh和hrh,i分別表示再熱蒸汽焓和再熱前蒸汽焓，kJ/kg；ηb表示鍋爐效率（取0.93）；ηp表示管道熱效率（取0.99）。

供熱熱耗

式中，Qtp(h)表示供熱熱耗，kJ/h；Qh表示機組總供熱熱負(fù)荷，kJ/h。

供電熱耗

式中，Qtp(e)表示供電熱耗，kJ/h。

發(fā)電熱效率

式中，ηtp(e)表示發(fā)電熱效率；Pe表示機組發(fā)電功率，kW。

發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率

式中，btp(e)表示發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率，g/(kW·h)。

熱電比GJ；

式W表中示，機Rtp組 表的示發(fā)熱電電量比，；MQWh·,th表。示機組供熱量，

熱力學(xué)第一定律分析基于能量守恒,無法體現(xiàn)能量品質(zhì)高低,而熱力學(xué)第二定律衡量能量的質(zhì)。汽輪機的效率和機組效率可以反映能量質(zhì)的變化。

3 供熱機組熱力學(xué)性能分析

3.1 切缸工況機組供熱能力分析

供熱期機組切除低壓缸進(jìn)汽可以增加供熱蒸汽，針對案例機組采用Ebsilon 軟件分別搭建了抽汽供熱和切除低壓缸供熱系統(tǒng)熱力模型，分析不同供熱模式下機組的熱力性能，對比機組最大供熱能力。

比較機組在不同主汽流量下的供熱能力，結(jié)果如圖4所示。

圖4 機組不同工況下最大供熱負(fù)荷對比

機組的最大抽汽量隨主汽流量增加而增加，一定主蒸汽流量下，增加供熱抽汽量，機組熱負(fù)荷增加。受低壓缸最小流量的限制，抽汽量存在最大值，此時機組熱負(fù)荷達(dá)到最大。切缸工況將中壓缸排汽全部用于供熱，打破低壓缸最小流量限制，進(jìn)一步挖掘機組的供熱潛力，提高供熱能力。同在TMCR 工況下（主汽量1129.9t/h），切缸工況的供熱負(fù)荷比抽汽供熱工況增加127MW，供熱能力增加37.1%，熱經(jīng)濟性提高明顯，供熱收益增加。相同供熱負(fù)荷（415.1MW）下，切缸工況主蒸汽流量減少293.4t/h。同時，機組的電功率由原來的267.1MW 降低為152MW，電出力降低，可以更好地響應(yīng)調(diào)峰需要。

3.2 基于能流分布的能量利用分析

熱力系統(tǒng)能量轉(zhuǎn)換過程中能量和質(zhì)量守恒，能流圖可以直觀地表明整個流程中熱能的流動、傳遞和轉(zhuǎn)換完善程度，并根據(jù)能量分布情況掌握能量轉(zhuǎn)換特點，從而找到提高能源利用率的途徑。圖5～圖7分別為案例機組在純凝工況、抽汽供熱工況和切缸工況下運行的能流圖。

圖5 純凝工況能流圖

圖6 抽汽供熱工況能流圖

圖7 切缸工況能流圖

可以看出，純凝工況下運行時，冷凝水帶走38.6%的能量，存在較大的冷源損失；抽汽供熱機組從中壓缸后抽出部分蒸汽用于供熱，冷源損失較純凝工況減少了24.2%，極大地改善了能源浪費現(xiàn)象，但仍然有14.4%的排汽熱量釋放到環(huán)境中。切缸工況下運行時，機組低壓缸近零出力，除少量冷卻蒸汽外，中壓缸全部排汽進(jìn)入熱網(wǎng)加熱器，冷源損失降低為2.6%，實現(xiàn)冷源損失的大部分回收，是最為節(jié)能的運行方式。相同供熱量下，較抽汽供熱工況，切缸工況機組供熱抽汽增多，低壓缸近零出力，機組發(fā)電功率降低，調(diào)峰深度增加，為熱電聯(lián)產(chǎn)機組實現(xiàn)深度調(diào)峰提供了可能。

比較不同供熱方式機組熱力性能，計算結(jié)果匯于表3。

切缸工況1 和切缸工況2 可采用通入冷卻蒸汽的辦法保證低壓缸安全。冷卻蒸汽參數(shù)低，流量小，計算時對結(jié)果影響不大。計算表明，切缸工況下，供熱系統(tǒng)的能量流動占47.6%，熱電比增加75.8%，相同供熱量下，切缸工況需要的主汽流量比抽凝工況少393t/h，發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗降低54.5 g/(kW·h)，供熱期（按100 天計算）可節(jié)約標(biāo)煤4.33 萬噸，節(jié)約原料成本。在相同的主汽流量下，切缸工況機組的供熱負(fù)荷比額定供熱工況多172.1MW，供熱能力增加52%，熱耗率和發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率均降低。熱電聯(lián)產(chǎn)機組切缸工況運行時，中壓缸做功后蒸汽全部排入熱網(wǎng)加熱器加熱熱網(wǎng)水，這部分蒸汽不再進(jìn)入低壓缸做功，和機組純凝工況以及抽汽工況相比，損失了蒸汽在低壓缸做功的能力，雖然供熱量增加但造成發(fā)電功率減少，因此機組效率下降。切缸機組在增加機組供熱能力的同時，犧牲了部分電功率，機組效率降低，但在一定程度可以實現(xiàn)熱電解耦，緩解供熱期用熱用電矛盾，滿足日益增長的熱負(fù)荷需求。

4 機組調(diào)峰性能分析

切除汽輪機低壓缸進(jìn)汽，由于低壓缸不對外做功，供熱機組在滿足供熱情況下，發(fā)電出力降低，機組供熱期電負(fù)荷調(diào)節(jié)能力增加。但機組調(diào)峰范圍與鍋爐性能及供熱負(fù)荷有關(guān)。

4.1 鍋爐性能對調(diào)峰范圍的影響

機組調(diào)峰能力除受到“以熱定電”運行方式的影響外，還受到機組本身發(fā)電范圍的限制。為保證鍋爐安全運行，機組的最大出力受鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量（BMCR）的限制，鍋爐BMCR 工況下，機組有最大發(fā)電功率。最小發(fā)電功率的確定需要綜合考慮鍋爐側(cè)最小穩(wěn)燃負(fù)荷和汽機側(cè)低壓缸最小冷卻流量的限制。從汽機側(cè)看，為保證低壓缸長葉片的良好冷卻，要保留最小冷卻蒸汽流量，對應(yīng)機組的最小發(fā)電功率。從鍋爐側(cè)看，最小穩(wěn)燃負(fù)荷根據(jù)爐膛結(jié)構(gòu)、煤種、運行狀況等因素可能成為限制鍋爐最小發(fā)電量的因素。綜合考慮案例機組的運行情況，取低壓缸最小冷卻蒸汽流量為該負(fù)荷下低壓缸額定進(jìn)汽量下的24%[18]，鍋爐穩(wěn)燃負(fù)荷為30%。

4.2 供熱需求對調(diào)峰范圍的影響

不同供熱負(fù)荷下機組的電負(fù)荷變化范圍如圖8所示，一定供熱負(fù)荷下，機組發(fā)電負(fù)荷變化區(qū)間，代表機組調(diào)峰能力的大小。機組供熱負(fù)荷為100MW 時，電功率的可調(diào)范圍是99MW（A 點）～353.4MW（B 點），調(diào)峰下限達(dá)到30%額定負(fù)荷；而機組供熱量達(dá)到250MW 時，電功率的可調(diào)范圍是139.4MW（C 點）～327.7MW（D 點），調(diào)峰下限達(dá)到42%額定負(fù)荷，隨著機組供熱出力的增加，機組的最小電負(fù)荷增加，調(diào)峰范圍逐漸減小。機組的調(diào)峰能力隨著熱負(fù)荷的增加而減小，當(dāng)機組的抽汽量達(dá)到某一峰值時（E 點），機組失去調(diào)峰能力。

表3 熱力性能計算結(jié)果

圖8 切缸前后機組發(fā)電出力對比

比較發(fā)現(xiàn)相同熱負(fù)荷下切缸機組的發(fā)電功率更低，調(diào)峰潛力更大。熱負(fù)荷為331.1MW 下，切缸工況機組的發(fā)電功率可以降低到152MW，負(fù)荷率為46%。切缸工況機組調(diào)峰能力增加表現(xiàn)在兩個方面：一是熱負(fù)荷達(dá)到490MW 時，抽汽供熱工況機組不再具有調(diào)峰能力，但切缸工況機組依然具有較大的調(diào)峰能力；二是在熱負(fù)荷處于165MW 以上的范圍時，對應(yīng)于一定的熱負(fù)荷，切缸機組的電負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍更大。

機組切除低壓缸運行可以增加調(diào)峰深度，但完全切除低壓缸進(jìn)汽后，機組背壓式運行，熱電負(fù)荷一一對應(yīng)，失去抽凝機組靈活調(diào)節(jié)負(fù)荷的能力。

5 供熱機組參與電網(wǎng)調(diào)峰輔助服務(wù)收益

案例機組設(shè)計為抽汽供熱方式，調(diào)峰能力受限，供熱期若實施切除低壓缸供熱改造，機組最大供熱負(fù)荷713MW，較抽汽供熱方式增加221MW，在滿足設(shè)計供熱負(fù)荷時，電負(fù)荷下限至46%額定負(fù)荷，負(fù)荷靈活性明顯提高。目前電力市場鼓勵供熱機組參與深度調(diào)峰，并給予一定的調(diào)峰補償[11]。依據(jù)《東北電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）》，供熱期供熱機組負(fù)荷率低于40%可獲得調(diào)峰補償。

圖9 機組不同工況調(diào)峰能力對比圖

文中案例機組若實施切除低壓缸供熱改造，依據(jù)圖9，低壓缸近零出力情況下調(diào)峰深度至30%，達(dá)到第二擋調(diào)峰補償負(fù)荷率上限，可以獲得調(diào)峰補償。按照文獻(xiàn)[19]的計算辦法，調(diào)峰補償分為兩擋，供熱期第一擋補償?shù)呢?fù)荷下限為40%，第二擋的補償下限是35%。進(jìn)行調(diào)峰收益計算，本案例機組供暖季保證30%額定負(fù)荷調(diào)峰能力，按照供暖期（100天）的10%為調(diào)峰時間（240h）計算調(diào)峰補償收益。補償收益計算如式(11)。

式中，R 為供熱期最大調(diào)峰補償總收益；S 為機組容量；T 為供熱期調(diào)峰總時間；A 為機組負(fù)荷率；Ai為第i 擋負(fù)荷率下限；Ci為第i 擋報價上限[C1取0.4CNY/(kW·h)，C2取1CNY/(kW·h)]；n 為補償電價總擋位，取值2。

調(diào)峰補償收益計算結(jié)果如表4所示。

表4 調(diào)峰補償收益計算結(jié)果

經(jīng)過調(diào)研，目前300MW 等級機組實施切除低壓缸供熱改造，投資費用約1500 萬元，兩年可回收改造成本，成本回收期短。

6 結(jié)論

本文以某地區(qū)330MW 空冷機組為例，應(yīng)用Ebsilon 軟件建立低壓缸近零出力條件下變工況計算模型，對切除低壓缸供熱機組進(jìn)行整體變工況計算，分析其熱力性能和調(diào)峰能力，為切除低壓缸供熱改造工程應(yīng)用提供理論參考，主要結(jié)論如下。

（1）機組進(jìn)行切缸供熱改造可以增大供熱能力，低壓缸近零出力，機組電負(fù)荷降低，供熱期機組切缸運行可以保持較大供熱負(fù)荷并降低機組電出力，響應(yīng)調(diào)峰號召。案例機組進(jìn)行切缸供熱改造，較抽凝機組，冷源損失降低11.8%，供熱能力增加37.1%，供熱能力與高背壓機組相當(dāng)。發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率降低54.5g/(kW·h)，節(jié)能效果顯著。

（2）供熱機組調(diào)峰能力隨供熱需求增大而減小，相同熱負(fù)荷下，較抽凝工況，切缸運行機組熱電比高，負(fù)荷下限更低，調(diào)峰深度增加。案例機組在額定供熱負(fù)荷下，切缸運行調(diào)峰能力較抽凝工況增加34.8%。調(diào)峰范圍更廣，調(diào)峰深度增至30%，緩解供熱期用電用熱矛盾。

（3）供熱期機組切缸工況運行實現(xiàn)深度調(diào)峰，可獲得調(diào)峰補助，案例機組供熱期負(fù)荷率可降至30%，獲得調(diào)峰補償收益712.8萬元。