2023, Vol. 41
目前，国家对燃煤机组污染物排放的要求越来越严格，许多小容量热电联产机组和分散供热源被大容量火力发电机组替代，随着热负荷需求不断增长，投产了很多热电联产机组，其中很多是纯凝机组改造为热电联产机组[1-3]，因此热电联产机组的类型、容量、供热方式、供热参数差别很大，特别是技改后的热电联产机组，因用户参数不同，有高压缸排汽管道、中压缸进汽管道、中低压缸连通管打孔抽汽、抽凝机组高背压供热等多种供热方式[4-8]，机组在供热工况下呈现不同的运行状态。
热电联产机组“以热定电”的运行模式导致机组在冬季供暖时发电出力上升，大量占用上网容量，而且机组电负荷变化范围小，调峰能力和调度灵活性都降低。热电联产机组调峰能力的不足导致电网调度困难，是科研院所和发电企业技术人员研究的主要方向，亟待提高热电联产机组的调峰能力，提升调度灵活性，实现热电联产机组“热电解耦”运行。
华电某发电公司进行了最初的抽凝机组双背压双转子互换供热改造，并在135 MW和300 MW等级的机组上推广应用。机组采暖期高背压供热运行，经济性好，但最大和最小发电出力受限，调峰能力降低[8-11]。低压缸切缸改造机组利用高品质的采暖抽汽对外供热，供热能力大，运行方式可灵活切换，调峰能力强[12-14]，在该发电公司也得到迅速推广应用。基于两种改造技术的互补性，现多家发电企业采用多机组进行高背压和切缸协同改造的方式，机组在多种供热模式下实现了厂级协同运行在满足调峰要求的同时，增加了全厂的供热量，提升了机组和全厂的经济性[15-23]。
1 设备与供热系统概况华电某发电公司有2台135 MW和2台330 MW抽凝机组，135 MW机组采用双背压双转子互换技术进行高背压供热改造，2台330 MW抽凝机组进行低压缸切缸改造。
1.1 机组高背压改造后设计参数2台135 MW机组改造前为N135-13.24/535/535型超高压一次中间再热双缸双排汽凝汽式汽轮机。高背压供热改造后，1号机组高背压纯凝运行，2号机组高背压抽凝运行。由于供热管网的循环水流量不同，以及热网供、回水温度不同，2台机组冷端系统和本体设计参数差别较大，改造后设计参数如表 1所示。
| 表 1 135 MW机组高背压改造后设计参数 Table 1 Design parameters of 135 MW unit after high back pressure transformation |
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2台330 MW抽凝机组改造前为C330-16.7/0.5/538/538型亚临界单轴一次中间再热双缸双排汽抽汽凝汽式汽轮机，低压缸切缸改造后背压状态运行的设计参数如表 2所示。
| 表 2 330 MW机组低压缸切缸改造后设计参数 Table 2 Design parameters of 330 MW unit after low-pressure cylinder cutting transformation |
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采暖期4台机组都供热运行，热网循环水与4台机组组成串联式两级加热系统。热网循环水首先经过2台135 MW机组凝汽器进行一级加热，吸收低压缸排汽余热后再进入热网首站加热器进行二级加热，送至热网供给用户，高温热水冷却后再回到机组凝汽器。热网首站加热器的汽源为330 MW机组采暖抽汽。
电厂内4台机组分为两个供热系统。1号机组与西部管网供热站联络，热网回水至1号机组凝汽器，设计循环水进、出水温度为55 ℃、78 ℃，循环水流量7700 t/h，设计供热能力为167.7 MW，可带供热面积为1600万m2。2号机组与东部管网供热站联络，改造后最大供热量为116.3 MW，可带供热面积为1100万m2，设计循环水量为5000 t/h，东部热网回水先进入2号机组凝汽器，由55 ℃升温至75 ℃，经2号机组抽汽加热升温至93.1 ℃，然后进入热网循环水回水总管。
1号、2号机组虽然进行相同的高背压改造，但由于供热管网的管径不同，东部管网和西部管网的热负荷不同，热网循环水流量和供、回水温度也不同，所以机组改造后的设计指标差别较大。为了优化机组的运行工况，并最大程度利用机组的排汽余热，将2台机组凝汽器的进、出水管道相连，通过连通管上的阀门开度来调节2台机组的循环水流量使其相近，以达到2台机组在相近电负荷工况下协同运行的目的。图 1为2号机组高背压循环水供热系统示意图，图 2为2台高背压机组热网循环水系统连接示意图。
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| 图 1 2号机组高背压循环水供热系统示意图 Figure 1 Schematic diagram of high back pressure circulating water heating system of unit 2 |
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| 图 2 高背压机组热网循环水系统连接示意图 Figure 2 Connection diagram of circulating water system of high back pressure unit |
1号、2号机组热网循环水系统的优化连接使得全厂供热系统成为一个整体。供热期，1号、2号机组高背压供热运行，3号、4号机组可在纯凝、抽凝、背压3种供热方式下运行，4台机组采用多种供热模式组合。为了确定单机和全厂机组的供热能力与调峰能力，并优化全厂机组的性能指标和运行方式，进行了4台机组协同运行的性能试验。试验依据GB/T 8117.2—2008《汽轮机热力性能验收试验规程》进行。参考汽轮机热力特性计算数据和改造后的性能保证值，1号、2号机组进行最大和最小出力工况的性能试验，计算机组在这两个工况下的供热能力以及机组的调峰区间；3号、4号机组试验负荷为100 MW、210 MW和260 MW，进行正常抽凝、背压供热两种运行状态下的性能试验。由试验数据计算出机组发电出力、供热能力和供热量，以确定机组不同供热方式下最小、最大电负荷和最大抽汽能力。将试验结果与设计数据进行比较，抽凝工况与背压工况试验结果进行比较，作为机组性能分析的依据。
2.2 高背压改造机组性能指标1号、2号机组高背压供热工况性能试验指标如表 3所示。
| 表 3 135 MW机组高背压供热工况性能指标 Table 3 Performance indices of 135 MW unit under high back pressure heating conditions |
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在极寒期，1号、2号机组供热工况协同运行，循环水流量都大于设计值，因此机组背压低于设计值，发电功率高于设计值。由表 3看出，1号机组纯凝运行的最大发电功率125.03 MW，供热量为204.35 MW；最小发电功率72.10 MW，供热量为121.70 MW。2号机组纯凝运行的最大发电功率110.23 MW，供热量为174.05 MW；最小发电功率71.24 MW，供热量为116.23 MW。2号机组带连通管抽汽，为了实现能量梯级利用和提升全厂的经济性，从中低压缸连通管抽汽来加热凝汽器部分出水，此工况下的发电机功率为115.09 MW，总供热量为211.23 MW。
由于2台机组热网循环水系统的优化连接，进入凝汽器的热网循环水流量相近，凝汽器背压接近且都低于设计值，从而增大了机组带电负荷和热负荷的能力以及机组的调峰能力。1号机组调峰区间为72.10~125.03 MW，2号机组调峰区间为71.24~115.09 MW。而机组循环水系统优化连接前，1号机组负荷变化区间为77.36~123.41 MW，2号机组负荷变化区间为79.79~104.71 MW。
2.3 低压缸切缸改造机组性能指标330 MW机组低压缸切缸改造后，正常抽凝运行和背压供热运行典型工况下的性能指标见表 4。
| 表 4 330 MW机组低压缸切缸改造后性能指标 Table 4 Performance indices of 330 MW unit after low pressure cylinder cutting transformation |
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机组改造前纯凝工况运行的最低稳燃负荷为150 MW，调峰能力为180 MW；低压缸切缸改造后背压状态运行，最大电负荷为210.02 MW，最低电负荷为102.39 MW，调峰能力为107.63 MW。由于机组可以在纯凝、抽汽、背压3种方式下灵活切换，因此实际的调峰区间为102.39~330 MW，调峰能力为227.61 MW，调峰能力比改造前增大了47.61 MW，且最低电负荷降低了47.61 MW，低负荷调度的灵活性提升了。
2.3.2 最大供热能力机组改造后，在带工业抽汽的条件下，背压状态最大负荷下的采暖抽汽量为652.93 t/h，比设计值大12.93 t/h，采暖抽汽供热量为476.20 MW，比设计值463.40 MW大12.8 MW；正常抽凝运行的最大出力为259.32 MW，最大采暖抽汽量为588.41 t/h，采暖抽汽供热量为429.36 MW。
2.3.3 抽凝工况和背压工况比较分析机组最大抽凝工况和最大背压工况相比，背压方式下的机组发电功率降低49.30 MW，采暖抽汽量增大64.52 t/h，供热能力增加46.84 MW。比较210 MW负荷下背压方式和正常抽凝方式，正常抽凝方式的抽汽量为488.07 t/h，背压方式的采暖抽汽量增大164.86 t/h，供热能力增加117.35 MW。
3 机组协同运行调峰能力和供热能力分析 3.1 机组调峰能力和供热能力135 MW机组高背压改造和330 MW机组低压缸切缸改造后都成为热电联产机组。高背压机组以热定电，没有冷源损失，热效率提高，但调峰能力降低，调峰区间变窄。切缸改造机组在背压方式下的供热量增大，同时机组运行方式切换灵活，提升了调峰能力和调度灵活性，尤其是机组低负荷调度的灵活性。供热期，135 MW和330 MW机组及全厂机组调峰能力、供热能力计算结果如表 5所示。
| 表 5 全厂机组调峰能力和供热能力 Table 5 Peak regulating and heating capacity of the whole units |
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供热期，2台330 MW机组1台背压运行、1台抽凝运行。由表 5可以看出，135 MW机组与330 MW机组协同改造，供热期以不同供热模式协同运行，高背压机组的调峰能力降低，但因其容量小，对全厂机组调峰能力的影响较小。切缸改造大幅度提高了330 MW机组的调峰能力，全厂机组的调峰能力提高了9.39 MW，同时最低电负荷降低了39.27 MW。机组协同改造及协同运行，在提高全厂机组供热能力的同时，调峰能力和低负荷的调度灵活性都有明显提升。
3.2 机组协同运行方式分析机组改造后作为热电联产机组，“以热定电”的运行模式限制了机组的运行，2台135 MW机组高背压供热方式和2台330 MW机组背压运行方式的供热能力和发电出力正相关。由表 5中试验结果得知，机组协同改造后，在供热能力大幅度增加的同时，全厂机组的调峰能力没有降低，低负荷调度的灵活性有明显增加。因此在供热期，应该根据机组的供热能力和运行方式，合理调度机组的电、热负荷，使全厂机组同时满足热负荷需和电网调度要求。
3.2.1 热电联产机组热化发电率热化发电率是热电联产机组热化发电量与该汽流对外供热量之比。热电联产机组的高品质蒸汽首先用于发电，剩余的低温热能用于供热，实现了能量的梯级利用。热化发电率能够定量计算出机组供热蒸汽的发电量，既考虑了供热能数量的差别，又考虑了质量的差异，体现了不同参数供热蒸汽的品质差别。
以上4台机组供热期不同供热模式协同运行，对外供热采用两级加热的方式，热源有3种，分别为1号、2号机组高背压排汽供热；2号机组中低压连通管抽汽供热；3号、4号机组中低压连通管抽汽供热。基于机组设计数据计算3种供热模式的热化发电率，1号、2号机组高背压排汽的热化发电率是152.7 kWh/GJ、156 kWh/GJ；2号机组中低压连通管抽汽的热化发电率是115 kWh/GJ；3号、4号机组中低压连通管抽汽的热化发电率是99 kWh/GJ。因1号机组设计背压为49.3 kPa，2号机组设计背压为43.7 kPa，使得这2台机组设计工况下的热化发电率不同。但由于1号、2号机组实现了热网循环水系统的优化连接，实际运行背压偏差不大，可以认为2台机组高背压排汽的热化发电率相同，所以在2台机组之间平均分配热负荷。因此全厂4台机组供热期协同运行，按照热化发电率和机组能耗指标分配机组热负荷，全厂机组最佳的热负荷分配方案是：1号、2号机组带基本热负荷，利用凝汽器对热网循环水进行一级加热；然后利用2号机组中低压连通管抽汽，将2号机组凝汽器出水进一步加热后汇合到主循环水管道；最后由3号、4号机组中低压连通管抽汽进行二级加热。3号机组供热能力大，以调整热负荷为主，供热量大时切除低压缸以背压状态运行，4号机组以调整电负荷、抽凝方式运行为主。
3.2.2 机组协同运行的电热负荷分配2021—2022年度供热期，全厂机组供热负荷为557.19~1 029.70 MW，西部管网循环水流量7860~10 100 t/h，循环水供水温度101.3~105.7 ℃，回水温度41.2~47.5 ℃；东部管网循环水流量5890~6100 t/h，循环水供水温度98.2~103.5 ℃，回水温度40.1~45.3 ℃。为了平衡2台高背压机组的运行状态，调整2台机组凝汽器进、出水联络门使得凝汽器背压接近，1号机组循环水流量7140~9400 t/h，供热量160.54~204.60 MW，2号机组循环水流量6400~6870 t/h，供热量130.29~177.83 MW，其他热量由330 MW机组抽汽供给，3号机组最大抽汽量616.8 t/h，最大供热量460.24 MW。
1号、2号机组高背压运行利用循环水供热，没有冷源损失，热效率和热化发电率高；3号、4号机组利用高品位抽汽供热，热效率和热化发电率都低，但运行方式切换灵活，调峰能力和调度灵活性高。4台机组协同运行，优先由1号、2号机组带基本热负荷，其他热负荷由3号、4号机组提供，并提升对外供热温度，使得全厂机组能耗指标最小，同时发电功率最高，依此来调度机组的运行方式和电、热负荷。不同热负荷下机组电负荷分配及全厂机组调峰能力计算结果见表 6。
| 表 6 不同热负荷下机组电负荷分配及调峰能力 Table 6 Load distribution and peak shaving capacity of unit under different heat loads |
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由表 6可以看出，在供热期高背压机组与抽凝机组协同运行，在保证供热量和供热参数的前提下，全厂4台机组的调峰能力为150~330 MW。
3.3 机组多种供热模式协同运行调峰能力变化按照以上热负荷分配方式，选取供热期机组实际运行数据和试验时的性能指标，计算4台机组多种供热模式下协同运行优化前后的调峰能力变化，计算结果见表 7。
| 表 7 4台机组供热期协同运行优化前后调峰能力对比 Table 7 Comparison of peaking shaving capacity of four units during heating period before and after collaborative operation optimization |
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由表 7协同运行优化结果得知，按照机组热化发电率、供热能力和供热工况的性能指标，优化机组多种供热模式的协同运行方式和电、热负荷分配，在相同的热负荷和机组总进汽量不变的条件下，4台机组带电负荷能力平均增加30.28 MW。
4 结语本文对某电厂4台机组进行了协同改造。改造后，在多种供热模式下协同运行，全厂机组调峰区间为395.73~900.12 MW，调峰能力为504.39 MW，比改造前的调峰能力提高9.39 MW，同时最低电负荷降低了39.27 MW。全厂机组的调峰能力和低负荷调度灵活性有明显提升。
4台机组进行协同改造后，2台135 MW机组高背压运行，2台330 MW机组中1台抽凝运行，1台背压供热运行，最小供热能力为506.66 MW，最大供热能力为1 321.14 MW。按照机组热化发电率和供热运行的能耗指标、供热能力，优化机组多种供热模式下的协同运行方式和电、热负荷分配，在相同的热负荷和机组总进汽量不变的条件下，4台机组带电负荷能力增加了25~40 MW。
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