袁春峰，趙晏博，暢志兵

(1.國電電力發(fā)展股份有限公司，北京 100101；2.三河發(fā)電有限責任公司，河北 廊坊 065201；3.中國礦業(yè)大學(北京)化學與環(huán)境工程學院，北京 100083)

我國“三北”地區(qū)棄風、棄光現(xiàn)象嚴重，新能源消納問題突出，同時“三北”地區(qū)冬季氣溫低，供熱需求高、周期長，導致供熱機組在采暖期須采用以熱定電的模式運行，參與電網(wǎng)調峰的能力偏弱。為了提高新能源的消納能力，同時滿足地區(qū)供熱需求，亟待提高火電機組的靈活性和調峰潛力。

提高供熱機組靈活性的改造技術有熱水儲熱改造、電鍋爐改造、汽輪機旁路改造、光軸改造、高背壓改造和低壓缸零出力改造等[1]，其中低壓缸零出力改造是將低壓缸原進汽管道密封，新增旁路管道通入少量冷卻蒸汽帶走低壓轉子的鼓風熱量，可將原低壓缸做功蒸汽用于供熱、減少冷源損失，提高機組的供熱抽汽能力和調峰能力，有效解決低壓缸冷卻蒸汽流量受限、調峰能力受限和供熱抽汽能力受限的“三限”問題[2]。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汽的供熱專利技術[3-4]，同年第1臺300 MW熱電機組改造完成，至今已有幾十個改造成功的案例。期間，行業(yè)內(nèi)專家進行了零出力改造案例研究[5]，針對施工方案[6-7]、熱電特性[8-9]、安全性[10-12]和經(jīng)濟性[13-14]等進行了分析研究。

某電廠1號機組和2號機組采用2臺日本進口三菱TC-2F型汽輪機，2號機組前期已安裝6臺47.1 MW溴化鋰吸收式熱泵，為了進一步提高機組的抽汽能力，在缺乏足夠設計數(shù)據(jù)參考的前提下，完成了1號機組的低壓缸零出力改造。本文基于1號機組和2號機組在采暖期的實際運行狀況，對1號機組低壓缸零出力的安全性進行評價，并且針對熱網(wǎng)不同的熱負荷需求，制定實施兼顧熱網(wǎng)供熱和電網(wǎng)調峰的雙機組聯(lián)合供熱方式，確保社會效益和經(jīng)濟效益最大化。

1 機組零出力改造

某電廠1號機組和2號機組為日本三菱重工TC-2F型亞臨界凝汽式汽輪機，末級葉片高度為1029 mm。前期2臺機組完成打孔抽汽改造，改造后額定采暖抽汽流量為300 t/h、供熱量為260 MW，具體技術參數(shù)如表1所示。為了提高供熱能力、實現(xiàn)能量梯級利用，2號機組設置6臺47.1 MW熱泵機組回收利用循環(huán)水余熱，1號機組設置1臺16.6 MW背壓機回收利用采暖抽汽余壓。

表1 汽輪機主要技術參數(shù)

為進一步提高機組的供熱能力和靈活性，1號機組完成了低壓缸零出力改造，改造內(nèi)容主要包括替換中低壓連通管路閥門、增設冷卻蒸汽旁路；增設低壓缸減溫噴水流量測點和流量控制閥；增設低壓缸葉片溫度測點、中壓缸排汽壓力和溫度測點、低壓缸進汽壓力和溫度測點；完成低壓缸末級葉片耐磨層噴涂。改造完成后的供暖系統(tǒng)如圖1所示，1號機組在零出力工況下，僅保留少量中壓缸排汽用作冷卻蒸汽，多數(shù)蒸汽經(jīng)背壓機做功或直接進入熱網(wǎng)加熱器與熱網(wǎng)循環(huán)水換熱，2號機組中壓缸抽汽驅動熱泵回收凝汽器冷卻水余熱，用于預熱部分熱網(wǎng)循環(huán)水。

圖1 雙機組供暖系統(tǒng)

2 機組零出力供熱安全性評價

在某供熱期開始1號機組投入低壓缸零出力前后以及該供熱期結束1號機組退出低壓缸零出力前后的狀態(tài)參數(shù)如表2所示。投入低壓缸零出力供熱前，1號機組功率為149.6 MW，主蒸汽流量為630 t/h、抽汽流量為294 t/h，次末級溫度為45.8 ℃，末級溫度為20.5 ℃；將中低壓連通管蝶閥完全關閉投入低壓缸零出力運行，1號機組功率為139.3 MW，主蒸汽流量為735 t/h，抽汽流量為497 t/h，在冷卻蒸汽流量和減溫噴水流量分別為27.2 t/h和11.0 t/h下，次末級溫度為40.4 ℃，末級溫度為16.8 ℃。退出低壓缸零出力供熱前，1號機組功率為139.4 MW，主蒸汽流量為714 t/h，抽汽流量為512 t/h，次末級溫度為100.4 ℃，末級溫度為20.9 ℃；將中低壓連通管蝶閥開度增至15.1%、關閉減溫噴水閥退出切缸運行，1號機組功率為140.1 MW，主蒸汽流量為629 t/h，抽汽流量為365 t/h，次末級溫度為58.2 ℃，末級溫度為24.1 ℃。結合軸振和瓦振可以判斷，低壓缸零出力投入和退出過程中機組未出現(xiàn)顫振和超溫風險。

表2 低壓缸零出力投入和退出過程的狀態(tài)參數(shù)及變化量

1號機組在切缸模式下、不同負荷工況的運行參數(shù)如表3所示，在中低壓缸旁路調節(jié)閥開度50%～65.8%、冷卻蒸汽流量23.8～26 t/h、減溫噴水閥開度5%、噴水流量5～7.4 t/h下，次末級溫度為46.3～80.2 ℃、末級溫度為13.3～16.3 ℃，低壓缸次末級和末級溫度正常，且軸振和瓦振均在正常范圍內(nèi)，說明在切缸運行期間機組能夠安全、穩(wěn)定運行，一定程度上可避免葉片的斷裂現(xiàn)象[15]。

表3 低壓缸零出力模式下不同負荷的運行參數(shù)

3 雙機組聯(lián)合供熱模式

圖2和圖3分別為1號機組非零出力工況和零出力工況下，雙機組聯(lián)合供熱量隨著2號機組發(fā)電功率的變化關系。由圖2、圖3可知，當1號機組發(fā)電功率(供熱抽汽量)一定時，聯(lián)合供熱量隨著2號機組發(fā)電功率先增大后減少，增大趨勢是因為隨著2號機組主蒸汽流量的增大，發(fā)電功率和供熱抽汽量均增大，減小趨勢是在2號機組主蒸汽流量基本不變的情況下，供熱抽汽量隨著發(fā)電功率的增大而減少。當2號機組發(fā)電功率(供熱抽汽量)一定時，聯(lián)合供熱量也隨著1號機組發(fā)電功率先增大后減少。

圖2 非零出力工況下雙機組供熱量

圖3 零出力工況下雙機組供熱量

在保證安全穩(wěn)定運行的前提下，1號機組可以在低壓缸零出力和非零出力2種工況下運行，2號機組可以將6臺熱泵投入運行，考慮發(fā)電、供熱和調峰3種盈利模式，制定雙機組聯(lián)合供熱模式：①2號機組單獨供熱，6臺熱泵逐臺投入，調節(jié)熱泵運行臺數(shù)；②1號機組非切缸運行+2號機組熱泵全運行，控制1號機組供熱抽汽流量；③1號機組切缸運行+2號機組熱泵全運行，控制1號機組供熱抽汽流量；④1號機組切缸運行+2號機組熱泵運行，控制熱泵運行臺數(shù)；⑤1號機組非切缸運行，調節(jié)供熱抽汽流量，或2號機組熱泵逐臺退出，調節(jié)熱泵運行臺數(shù)。

為了實現(xiàn)社會效益和經(jīng)濟效益最大化，根據(jù)用戶的熱量需求，制訂并實施如下供熱方案。

a.供熱初期。當熱量需求低于800 GJ/h，采取供熱模式①，2號機組負荷175～290 MW即可滿足要求；當熱量需求為800～1400 GJ/h，采取供熱模式②，投入1號機組供熱，保證2號機組調峰靈活性；當熱量需求為1400～1900 GJ/h，1號機組負荷為130～310 MW，2號機組負荷為175～290 MW，2號機組的6臺熱泵既能高效運行，1號機組還可參與調峰。

b.供熱中期。當熱量需求高于1900 GJ/h，采取供熱模式③，1號機組投入切缸運行模式，負荷為140～200 MW，2號機組負荷為175～310 MW；在春節(jié)期間，將部分供熱需求切至2期供熱，采取供熱模式④，1號機組切缸深調至120 MW，2號機組切除部分熱泵調至300 MW，充分釋放2臺機組頂峰壓谷資源。

c.供熱末期。隨著熱量需求降低，積極采取供熱模式②，提前實現(xiàn)1號機組深度調峰；臨近供熱期結束，采取供熱模式⑤，1號機組非切缸調節(jié)或2號機組熱泵逐臺退出調節(jié)。

1號機組低壓缸零出力供熱項目完成后，最大抽汽能力從300 t/h升至725 t/h，機組供熱瞬時值由780 GJ/h升至1885 GJ/h。雙機組在供熱期的供熱量同比增加226萬GJ，供熱面積增加610萬m2，供電煤耗降低96.15 g/kWh，并為電網(wǎng)提供125 MW的調峰能力，實現(xiàn)節(jié)水33萬t，取得了較好的社會效益和經(jīng)濟效益。

4 結論

a.某電廠350 MW進口三菱機組在投入和退出低壓缸零出力過程中未出現(xiàn)顫振和超溫現(xiàn)象，將切缸工況用于實際供熱期，維持冷卻蒸汽流量23.8～26 t/h、減溫噴水流量5～7.4 t/h下，末級葉片最高溫度為80.2 ℃，且軸振和瓦振在正常范圍內(nèi)，機組能夠安全、穩(wěn)定運行。

b.針對不同的供熱需求，制訂并實施了5種雙機組聯(lián)合供熱模式，通過調節(jié)1號機組切缸/非切缸工況下的供熱抽汽流量以及2號機組熱泵的投運臺數(shù)，雙機組在供熱期的供熱量同比增加226萬GJ，供電煤耗降低96.15 g/kWh，并為電網(wǎng)提供125 MW的調峰能力。