唐江，王學(xué)棟，趙玉柱，鄢傳武

（1. 貴州華電大龍發(fā)電有限公司，貴州省 銅仁市 554001；2. 華電電力科學(xué)研究院有限公司，浙江省 杭州市 310030）

0 引言

目前，我國(guó)正處于工業(yè)化和城鎮(zhèn)化加速發(fā)展的時(shí)期，隨著城市的發(fā)展和人民居住條件的改善，供熱面積和供熱量不斷增加，熱負(fù)荷需求不斷增長(zhǎng)，作為政府“民生”工程之一的供熱工程，涉及到千家萬(wàn)戶(hù)的生活質(zhì)量，日益得到重視。

我國(guó)供熱以抽汽供熱和小容量機(jī)組低真空供熱技術(shù)為主[1-4]，2011年開(kāi)始出現(xiàn)的大容量機(jī)組雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換供熱技術(shù)在國(guó)內(nèi)得到了廣泛應(yīng)用[5-6]。大容量機(jī)組雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換供熱技術(shù)，在采暖季節(jié)更換高背壓運(yùn)行的低壓轉(zhuǎn)子，利用高溫循環(huán)水供熱，機(jī)組供熱量大，可以滿(mǎn)足較大的熱負(fù)荷需求，提高了城鎮(zhèn)化發(fā)展迅速的城鎮(zhèn)居民的采暖質(zhì)量，有力地緩解了熱負(fù)荷的快速增長(zhǎng)與熱源廠(chǎng)供熱能力發(fā)展緩慢的矛盾。

1 135 MW等級(jí)機(jī)組高背壓供熱改造技術(shù)

135 MW等級(jí)機(jī)組雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換循環(huán)水直接供熱改造的關(guān)鍵技術(shù)，其技術(shù)特征[7-9]是：1）采用雙背壓雙低壓轉(zhuǎn)子互換技術(shù)。在供熱期采用高背壓的低壓轉(zhuǎn)子，非供熱期采用原凝汽低壓轉(zhuǎn)子，兩者可以互換。2）采用新型高強(qiáng)自帶冠動(dòng)葉。高背壓低壓轉(zhuǎn)子的動(dòng)葉采用新型自帶冠葉型，動(dòng)葉損失??；動(dòng)葉軸向?qū)挾却?，葉片和葉根剛性好；改善末級(jí)氣動(dòng)性能，防止動(dòng)葉根部出汽邊水蝕現(xiàn)象。3）凝汽器雙運(yùn)行模式下安全性的研究。對(duì)冷卻管束、管板、支撐板及水室進(jìn)行改造；重新調(diào)整彈簧預(yù)緊力，減小對(duì)低壓缸的推力；在后水室殼體及進(jìn)出水接管處加裝膨脹節(jié)，以適應(yīng)高背壓運(yùn)行時(shí)殼體高溫引起的熱膨脹。機(jī)組改造后的低壓缸通流部分示意圖如圖1所示。

圖1 高背壓供熱改造后的低壓缸通流部分示意圖Fig. 1 Schematic diagram of the LP cylinder flow part after retrofit for high back pressure heating

大容量機(jī)組低壓缸雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換改造技術(shù)從2011年十里泉電廠(chǎng)5號(hào)機(jī)組改造開(kāi)始實(shí)施，此后，國(guó)內(nèi)135 MW等級(jí)機(jī)組的高背壓供熱改造得到了迅速推廣，目前在山東區(qū)域電網(wǎng)，已有十里泉電廠(chǎng)5號(hào)機(jī)、章丘電廠(chǎng)1號(hào)、2號(hào)機(jī)、滕州電廠(chǎng)2號(hào)機(jī)、淄博熱電廠(chǎng)4號(hào)機(jī)、煙臺(tái)電廠(chǎng)7號(hào)機(jī)、濟(jì)寧電廠(chǎng)5號(hào)機(jī)、臨沂電廠(chǎng)5號(hào)機(jī)、聊城熱電廠(chǎng)5號(hào)機(jī)等9臺(tái)135 MW等級(jí)的機(jī)組完成高背壓循環(huán)水供熱技術(shù)改造。

受發(fā)電企業(yè)所選擇技術(shù)路線(xiàn)的影響，改造內(nèi)容和改造方案各有不同。有7臺(tái)機(jī)組實(shí)施雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換技術(shù)改造，但高背壓運(yùn)行的低壓轉(zhuǎn)子通流部分的改造方案也不同；有2臺(tái)機(jī)組采用在原低壓轉(zhuǎn)子上拆裝末兩級(jí)葉片的方式。

2 300 MW等級(jí)機(jī)組高背壓供熱改造技術(shù)

300 MW等級(jí)機(jī)組高背壓循環(huán)水供熱改造技術(shù)，除了需要研發(fā)新的高背壓工況運(yùn)行的低壓轉(zhuǎn)子、凝汽器進(jìn)行改造以外，還要研究300 MW機(jī)組特有的技術(shù)難題，包括雙層低壓缸的通用性改造、完善低壓缸座缸式軸承、擴(kuò)大給水泵汽輪機(jī)的變工況運(yùn)行范圍以及凝結(jié)水精處理系統(tǒng)采用高溫樹(shù)脂等技術(shù)[10-11]。

1）提高座缸式軸承的可靠性。300 MW機(jī)組低壓轉(zhuǎn)子采用座缸式軸承座，高背壓運(yùn)行，由于排汽溫度的升高，造成低壓缸座缸軸承中心線(xiàn)抬高。通過(guò)對(duì)各軸承標(biāo)高及軸系、低壓缸通流間隙進(jìn)行調(diào)整及低壓缸增設(shè)兩級(jí)噴水減溫裝置得以解決。

2）雙層低壓缸通用性改造。原低壓缸采用鑲嵌式隔板，拆裝難度大，通過(guò)對(duì)內(nèi)缸的優(yōu)化設(shè)計(jì)和改造，使得新、舊低壓轉(zhuǎn)子可以使用同一低壓缸。

3）擴(kuò)大給水泵的變工況運(yùn)行范圍。高背壓運(yùn)行期間，給水泵汽輪機(jī)背壓升高、出力不足。通過(guò)對(duì)小汽輪機(jī)通流部分進(jìn)行全部更換式改造，擴(kuò)大轉(zhuǎn)子的變工況適用范圍，實(shí)現(xiàn)給水泵汽輪機(jī)同一轉(zhuǎn)子可以在非供熱期純凝、供熱期高背壓兩種工況下運(yùn)行的模式。

4）凝結(jié)水精處理系統(tǒng)采用高溫樹(shù)脂。循環(huán)水供熱期間，凝結(jié)水溫度達(dá)到80 ℃以上，原凝結(jié)水精處理系統(tǒng)無(wú)法運(yùn)行，研制開(kāi)發(fā)國(guó)產(chǎn)中壓高溫樹(shù)脂，新增3臺(tái)內(nèi)襯丁基橡膠耐溫100～120 ℃的高溫混床，滿(mǎn)足高背壓供熱工況運(yùn)行的需要。

300 MW等級(jí)機(jī)組循環(huán)水直接供熱技術(shù)改造中的一些技術(shù)難題，是135 MW等級(jí)機(jī)組技術(shù)改造中所沒(méi)有涉及到的，是一次本質(zhì)的技術(shù)創(chuàng)新，華電青島公司2號(hào)機(jī)組是首臺(tái)成功完成此類(lèi)技術(shù)改造的300 MW等級(jí)機(jī)組。此后，該技術(shù)迅速推廣，目前應(yīng)用此技術(shù)完成改造的機(jī)組有：華能黃臺(tái)電廠(chǎng)7號(hào)、8號(hào)機(jī)組，華能德州電廠(chǎng)1號(hào)機(jī)組，華電裕華電廠(chǎng)2號(hào)機(jī)組等。

3 高背壓供熱機(jī)組供熱系統(tǒng)運(yùn)行方式

高背壓供熱機(jī)組，熱網(wǎng)循環(huán)水采用兩級(jí)串聯(lián)加熱的方式。第一級(jí)加熱是熱網(wǎng)循環(huán)水進(jìn)入機(jī)組凝汽器，吸收低壓缸排汽的熱量，然后通過(guò)供熱首站加熱器完成第二次加熱，加熱到一定溫度后，將其送到熱水管網(wǎng)通過(guò)二級(jí)換熱站與二級(jí)熱網(wǎng)循環(huán)水進(jìn)行換熱，熱網(wǎng)循環(huán)水降溫回到凝汽器，形成一個(gè)完整的循環(huán)水回路。供熱首站的二次加熱蒸汽來(lái)自本機(jī)或臨機(jī)中低壓連接管抽汽。

供暖時(shí)，機(jī)組實(shí)施高背壓運(yùn)行模式，循環(huán)冷卻水直接與熱網(wǎng)相連，機(jī)組原循環(huán)水系統(tǒng)的冷卻塔及循環(huán)水泵都停止運(yùn)轉(zhuǎn)，并實(shí)施隔離。循環(huán)水系統(tǒng)切換以后，進(jìn)入凝汽器的循環(huán)水流量降低，135 MW等級(jí)機(jī)組為5 300～7 200 t/h，300 MW等級(jí)機(jī)組為 7 400～9 700 t/h，造成凝汽器內(nèi)壓力上升，排汽溫度也相應(yīng)增加?？紤]到 3℃的端差，循環(huán)水經(jīng)凝汽器加熱后，由 53～60 ℃增加到 66～76 ℃(300 MW機(jī)組最高達(dá)80 ℃)左右。十里泉發(fā)電廠(chǎng)5號(hào)機(jī)組供熱系統(tǒng)如圖2所示。

機(jī)組供熱期結(jié)束，循環(huán)水恢復(fù)原系統(tǒng)運(yùn)行，不再和熱網(wǎng)連接，機(jī)組背壓降回到5～7 kPa，恢復(fù)原純凝工況運(yùn)行。

圖2 十里泉發(fā)電廠(chǎng)5號(hào)機(jī)組改造后供熱系統(tǒng)簡(jiǎn)圖Fig. 2 Heating supply system diagram of NO.5 unit in Shiliquan power plant after retrofit

4 典型機(jī)組高背壓供熱改造后的性能指標(biāo)分析

為了確定機(jī)組供熱改造后的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)和帶負(fù)荷能力，十里泉電廠(chǎng)5號(hào)機(jī)組、章丘電廠(chǎng)2號(hào)機(jī)組、滕州電廠(chǎng)2號(hào)機(jī)組、青島電廠(chǎng)2號(hào)機(jī)組等5臺(tái)機(jī)組進(jìn)行了高背壓運(yùn)行狀態(tài)的性能試驗(yàn)，試驗(yàn)結(jié)果如表1所示。

表 1中不考慮高背壓供熱的機(jī)組試驗(yàn)熱耗率，是指凝汽器帶走的熱量仍作為機(jī)組的冷源損失，這樣便于比較機(jī)組純凝工況下的熱耗率，從而確定和比較機(jī)組改造后的性能指標(biāo)。機(jī)組高背壓供熱工況下運(yùn)行，沒(méi)有冷源損失，參數(shù)的變化只是影響機(jī)組發(fā)電功率，對(duì)機(jī)組供熱熱耗率影響小，因此如作為供熱機(jī)組考慮，不修正參數(shù)變化對(duì)熱耗率的影響。

表1 機(jī)組高背壓改造后純凝和抽凝工況下的性能試驗(yàn)結(jié)果Tab. 1 Test result of units at pure condensing and extraction condensing conditions after high back pressure retrofit

4.1 機(jī)組熱耗率分析

機(jī)組改造后在供熱期運(yùn)行，高背壓純凝工況的熱耗率小于抽汽工況，前者在3 690～3 740 kJ/(kW·h)范圍內(nèi)，后者在 3 690～4 060 kJ/(kW·h)范圍內(nèi)，這是由于機(jī)組利用高溫循環(huán)水供熱，沒(méi)有了冷源損失，供熱參數(shù)越低，機(jī)組經(jīng)濟(jì)性越好，而利用采暖抽汽供熱，供熱蒸汽品質(zhì)提高了，喪失了一部分做功能力，導(dǎo)致機(jī)組發(fā)電功率降低，所以機(jī)組熱耗率增加，增加的幅度跟機(jī)組抽汽供熱量大小有關(guān)。

4.2 冷端參數(shù)對(duì)機(jī)組性能指標(biāo)的影響分析

由表1可以看出，由于熱網(wǎng)循環(huán)水流量的影響，機(jī)組背壓差別很大，帶電負(fù)荷的能力差別也較大。十里泉電廠(chǎng)5號(hào)機(jī)組在接近設(shè)計(jì)循環(huán)水流量7 240 t/h工況下運(yùn)行，發(fā)電功率基本達(dá)到設(shè)計(jì)值110 MW，而此時(shí)機(jī)組背壓為52.364 kPa，比設(shè)計(jì)值43.6 kPa高8.764 kPa；章丘2號(hào)機(jī)組，設(shè)計(jì)循環(huán)水流量 5 000 t/h，實(shí)際循環(huán)水流量約為4 500～4 700 t/h，凝汽器背壓為43 kPa，由于機(jī)組熱負(fù)荷和循環(huán)水流量低，機(jī)組最大出力為105 MW，最小電負(fù)荷為80 MW，而且為了降低凝汽器熱負(fù)荷和低壓缸排汽溫度，機(jī)組各工況下都帶采暖抽汽運(yùn)行；而同等容量的滕州2號(hào)機(jī)組，實(shí)際運(yùn)行循環(huán)水流量10 200 t/h，比設(shè)計(jì)值7 700 t/h偏大較多，因此機(jī)組運(yùn)行背壓低，VWO工況下為37.25 kPa，比設(shè)計(jì)值45.9 kPa偏小8.65 kPa，所以機(jī)組帶負(fù)荷能力強(qiáng)，最大電負(fù)荷達(dá)到136.7 MW；青島電廠(chǎng) 2號(hào)機(jī)組設(shè)計(jì)循環(huán)水流量9 700 t/h，實(shí)際運(yùn)行循環(huán)水流量11 500 t/h，比設(shè)計(jì)值高，在相同的背壓下，機(jī)組帶負(fù)荷能力高，機(jī)組TMCR工況的出力基本達(dá)到設(shè)計(jì)值。

4.3 機(jī)組低壓缸效率

由于機(jī)組利用高溫循環(huán)水供熱，沒(méi)有了冷源損失，因此計(jì)算出來(lái)的機(jī)組熱耗率都比較相近，為了比較改造技術(shù)和改造后機(jī)組的性能指標(biāo)，需要比較機(jī)組改造后的低壓缸效率。

機(jī)組高背壓工況運(yùn)行的低壓缸效率較高，在小抽汽流量工況或高背壓純凝工況下，135 MW等級(jí)機(jī)組低壓缸效率為87%～90%，300 MW機(jī)組的低壓缸效率達(dá)到 93.5%。以上機(jī)組在進(jìn)行低壓缸改造時(shí)，選擇對(duì)低壓通流部分重新優(yōu)化的改造技術(shù)，因此低壓缸效率較高，而其他機(jī)組改造的技術(shù)路線(xiàn)是在原低壓轉(zhuǎn)子上去掉后兩級(jí)，或拆裝后兩級(jí)葉片，改造后的低壓缸效率較低，在80%～83%之間。機(jī)組低壓缸效率的高低，影響機(jī)組的做功能力和經(jīng)濟(jì)性；同時(shí)也影響機(jī)組不考慮高背壓供熱量時(shí)的機(jī)組熱耗率，也就最終影響到機(jī)組實(shí)際運(yùn)行的發(fā)電煤耗率。

4.4 機(jī)組實(shí)際運(yùn)行發(fā)電煤耗率

不考慮機(jī)組高背壓供熱量，對(duì)于非抽汽工況，機(jī)組實(shí)際上是一臺(tái)高背壓運(yùn)行的純凝機(jī)組，基于此概念計(jì)算出機(jī)組實(shí)際運(yùn)行的熱耗率。由表1中數(shù)據(jù)可以看出，機(jī)組熱耗率在 9 640～10 340 kJ/(kW·h)范圍內(nèi)，差別較大，由此說(shuō)明兩個(gè)問(wèn)題：一是冷端參數(shù)影響機(jī)組性能，凝汽器背壓高，機(jī)組做功能力降低，由此計(jì)算的機(jī)組熱耗率高，而且由于運(yùn)行背壓和改造技術(shù)、低壓缸效率的影響，機(jī)組熱耗率差別較大，這一點(diǎn)與作為供熱機(jī)組計(jì)算的熱耗率偏差不大的結(jié)論相反；二是基于以上數(shù)據(jù)計(jì)算的機(jī)組供電煤耗率較高，而在國(guó)內(nèi)，目前供熱煤耗都統(tǒng)一按照 40 g/GJ計(jì)算，減去供熱煤耗后，才是機(jī)組實(shí)際運(yùn)行的供電煤耗，因此機(jī)組實(shí)際供電煤耗差別也比較大，這由改造后低壓缸性能、機(jī)組背壓變化導(dǎo)致的做功能力和供熱參數(shù)高低引起。

5 高背壓供熱機(jī)組調(diào)峰適應(yīng)性試驗(yàn)與調(diào)峰能力分析

高背壓供熱機(jī)組在供熱期實(shí)行以熱定電的運(yùn)行方式，高背壓運(yùn)行，利用高溫循環(huán)水供熱，因此熱負(fù)荷的大小決定著機(jī)組的運(yùn)行方式和電負(fù)荷，以及帶負(fù)荷能力。在供熱初、末期和供熱中期，由于熱負(fù)荷差別較大，因此機(jī)組的調(diào)峰能力、調(diào)峰區(qū)間也差別較大。為了研究機(jī)組在兩種熱負(fù)荷極端工況下的調(diào)峰適應(yīng)性，對(duì)青島2號(hào)機(jī)組、章丘2號(hào)機(jī)組、章丘1號(hào)機(jī)組、滕州2號(hào)機(jī)組進(jìn)行了供熱初期、供熱中期的性能試驗(yàn)，確定機(jī)組在供熱初期、供熱中期帶電、熱負(fù)荷的能力和負(fù)荷變化區(qū)間。表2列出4臺(tái)機(jī)組供熱初期、供熱中期調(diào)峰適應(yīng)性試驗(yàn)數(shù)據(jù)及結(jié)果。

5.1 機(jī)組供熱期調(diào)峰能力分析

以上幾臺(tái)機(jī)組由于供熱負(fù)荷不同，同時(shí)機(jī)組有帶和不帶采暖抽汽兩種形式，也即機(jī)組本身供熱形式和供熱參數(shù)不同，導(dǎo)致機(jī)組帶電、熱負(fù)荷的能力不同，表現(xiàn)為機(jī)組供熱期的調(diào)峰適應(yīng)性和調(diào)峰能力不同。

青島2號(hào)機(jī)組供熱期最大出力為230 MW，最小電負(fù)荷為165 MW，機(jī)組供熱期的調(diào)峰能力為65 MW，經(jīng)過(guò)優(yōu)化調(diào)整，最小電負(fù)荷能達(dá)到改造前的最低穩(wěn)燃負(fù)荷165 MW。

十里泉 5號(hào)機(jī)組試驗(yàn)時(shí)的最大出力為110 MW，最小電負(fù)荷為80 MW，機(jī)組調(diào)峰能力為30 MW。由于機(jī)組帶采暖抽汽，通過(guò)合理地調(diào)整循環(huán)水供熱量和抽汽供熱量，機(jī)組最小電負(fù)荷可達(dá)到70 MW。

章丘1號(hào)機(jī)組，供熱中期運(yùn)行的最大功率為123 MW，最低負(fù)荷為 77 MW，調(diào)峰能力為46 MW，在同等容量、實(shí)施同類(lèi)改造的機(jī)組中，調(diào)峰能力稍大。由于軸系振動(dòng)，機(jī)組負(fù)荷不能進(jìn)一步降低，達(dá)不到改造前的最低穩(wěn)燃負(fù)荷。

章丘2號(hào)機(jī)組，由于機(jī)組熱負(fù)荷和循環(huán)水流量低，而且低壓缸排汽溫度易超溫，限制了機(jī)組帶負(fù)荷能力和調(diào)峰能力，機(jī)組供熱期的調(diào)峰區(qū)間為70～105 MW，調(diào)峰能力為35 MW，最低負(fù)荷達(dá)不到改造前的最低穩(wěn)燃負(fù)荷。2號(hào)機(jī)組與1號(hào)機(jī)組供熱系統(tǒng)的循環(huán)水串聯(lián)運(yùn)行以后，調(diào)峰能力增大，2號(hào)機(jī)組供熱初期的調(diào)峰區(qū)間為 66～109 MW，機(jī)組調(diào)峰能力增大為43 MW，機(jī)組最低電負(fù)荷達(dá)到改造前的最低穩(wěn)燃負(fù)荷。

滕州 2號(hào)機(jī)組，供熱初期的最大出力為135 MW，最小出力為74 MW，調(diào)峰能力約60 MW，調(diào)峰能力稍大；由于機(jī)組供熱初期和供熱中期的循環(huán)水流量差別不大，因此機(jī)組調(diào)峰能力變化不大，供熱中期，機(jī)組最小電負(fù)荷為79.53 MW。

5.2 機(jī)組供熱期調(diào)峰適應(yīng)性和調(diào)峰能力限制因素分析

機(jī)組改造前，正常背壓工況下運(yùn)行，調(diào)峰能力與機(jī)組形式和燃燒煤種有關(guān)，基本在50%額定負(fù)荷左右，但機(jī)組實(shí)施雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換供熱改造以后，高背壓工況下運(yùn)行，機(jī)組的調(diào)峰能力和調(diào)峰區(qū)間大大降低，300 MW機(jī)組的調(diào)峰能力為65 MW，為改造前額定容量的22%；而135 MW等級(jí)機(jī)組的調(diào)峰能力為35～60 MW不等，為機(jī)組改造前額定容量的26%～44%，其調(diào)峰能力跟機(jī)組熱負(fù)荷和循環(huán)水流量關(guān)系較大。分析機(jī)組供熱改造后考核試驗(yàn)數(shù)據(jù)，機(jī)組供熱初期、供熱中期的調(diào)峰適應(yīng)性試驗(yàn)數(shù)據(jù)，得到機(jī)組供熱期影響調(diào)峰能力的因素如下：

1）機(jī)組供熱期運(yùn)行，利用循環(huán)水供熱，為了提高循環(huán)水出水溫度，凝汽器背壓上升，相同的主蒸汽流量下，汽輪機(jī)做功能力降低，因此機(jī)組供熱期最大出力降低，如青島2號(hào)機(jī)組，原容量為300 MW，改造后的最大出力僅為230 MW；十里泉5號(hào)機(jī)組和章丘2號(hào)機(jī)組，原容量為135 MW機(jī)組，改造后的最大出力僅為105～110 MW。

2）實(shí)施高背壓供熱改造的機(jī)組，采暖季節(jié)實(shí)施高背壓供熱，機(jī)組遵循“以熱定電” 的運(yùn)行方式。凝汽器背壓決定著循環(huán)水出水溫度，而在一定的熱負(fù)荷條件下，機(jī)組電功率決定了凝汽器背壓，因此當(dāng)機(jī)組電功率降低的時(shí)候，凝汽器背壓和循環(huán)水出水溫度降低，導(dǎo)致機(jī)組對(duì)外供熱不足，因此機(jī)組電功率不能降低到正常背壓下的最低穩(wěn)燃負(fù)荷。機(jī)組供熱期運(yùn)行，最大電負(fù)荷降低，最小電負(fù)荷上升，導(dǎo)致機(jī)組調(diào)峰適應(yīng)性變差，調(diào)峰區(qū)間變窄，調(diào)峰能力降低。

3）機(jī)組最小電負(fù)荷的可調(diào)范圍，又跟機(jī)組供熱形式相關(guān)。對(duì)于一定的熱負(fù)荷，對(duì)于帶采暖抽汽的機(jī)組，抽汽所帶熱量高于凝汽器出水，因此機(jī)組供熱期帶電、熱負(fù)荷的能力可以通過(guò)采暖抽汽調(diào)節(jié)，最低電負(fù)荷可以降低到正常背壓下的最低穩(wěn)燃負(fù)荷，循環(huán)水供熱量不足部分由本機(jī)和臨機(jī)采暖抽汽來(lái)補(bǔ)償；對(duì)于不帶采暖抽汽的機(jī)組，機(jī)組電功率不能降低到改造前的最低穩(wěn)燃負(fù)荷，否則，機(jī)組電負(fù)荷降低時(shí)，供熱參數(shù)和供熱品質(zhì)不能滿(mǎn)足熱網(wǎng)需要，凝汽器加熱不足部分，只能由更高等級(jí)機(jī)組的采暖抽汽來(lái)補(bǔ)償，全廠(chǎng)的經(jīng)濟(jì)性降低。

5.3 提高機(jī)組調(diào)峰適應(yīng)性的運(yùn)行調(diào)整措施

如電廠(chǎng)存在多種容量、多種供熱方式的機(jī)組，實(shí)施雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換改造的機(jī)組高背壓運(yùn)行的供熱量可以與其他機(jī)組的供熱量共同參與調(diào)整，因此高背壓供熱機(jī)組的電負(fù)荷可以繼續(xù)降低，同時(shí)機(jī)組高背壓運(yùn)行，低壓缸做功能力降低，在與改造前最低穩(wěn)燃負(fù)荷相同的電負(fù)荷下，高背壓供熱機(jī)組的主汽流量大，因此機(jī)組有進(jìn)一步降低電負(fù)荷的潛力，對(duì)于135 MW等級(jí)機(jī)組，采暖季節(jié)的電負(fù)荷可以比改造前降低5 MW；300 MW等級(jí)機(jī)組，采暖季節(jié)的電負(fù)荷可以比改造前降低10 MW。但機(jī)組電負(fù)荷降低所造成的供熱量不足問(wèn)題必須由其他形式供熱的機(jī)組來(lái)補(bǔ)償，或者是機(jī)組低負(fù)荷時(shí)的供熱量不足部分需要在高負(fù)荷時(shí)補(bǔ)償，利用建筑物的儲(chǔ)存功能、蓄熱罐儲(chǔ)存能量，或由臨機(jī)、本機(jī)的抽汽供熱來(lái)補(bǔ)償；對(duì)于本機(jī)帶采暖抽汽的情況，合理地降低凝汽器的供熱量，增加中低壓缸聯(lián)通管的采暖抽汽量，可以進(jìn)一步地降低機(jī)組的電負(fù)荷至改造前的最低穩(wěn)燃負(fù)荷。本機(jī)供熱不足部分，由臨機(jī)采暖抽汽來(lái)補(bǔ)償，在主蒸汽流量不變的條件下，可以降低臨機(jī)的電負(fù)荷，但由于需要保證臨機(jī)的采暖抽汽參數(shù)，臨機(jī)的調(diào)峰能力存在降低?？傮w來(lái)說(shuō)，在供熱工況下，全廠(chǎng)的調(diào)峰能力降低，而且如果電、熱負(fù)荷調(diào)整不合理，會(huì)導(dǎo)致全廠(chǎng)的經(jīng)濟(jì)性降低，這就需要在兼顧全廠(chǎng)經(jīng)濟(jì)性的前提下，合理地調(diào)整機(jī)組的電、熱負(fù)荷，在滿(mǎn)足供熱負(fù)荷要求的條件下，挖掘全廠(chǎng)機(jī)組的調(diào)峰能力。

6 結(jié)論

本文介紹了135MW、300MW等級(jí)機(jī)組雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換循環(huán)水供熱技術(shù)改造的內(nèi)容。由機(jī)組改造后的性能試驗(yàn)，得到機(jī)組改造后高背壓運(yùn)行的性能指標(biāo)。

機(jī)組高背壓純凝工況的熱耗率小于抽汽工況，前者在3 690～3 740 kJ/(kW·h)之間，后者在3 690～4 060 kJ/(kW·h)之間。機(jī)組選擇對(duì)低壓通流部分重新優(yōu)化的改造技術(shù)，低壓缸高背壓運(yùn)行的效率較高，135 MW等級(jí)機(jī)組低壓缸效率為87%～90%，300 MW機(jī)組的低壓缸效率達(dá)到93.5%；機(jī)組冷端設(shè)計(jì)參數(shù)和運(yùn)行參數(shù)決定著冷端系統(tǒng)的性能指標(biāo)，從而導(dǎo)致機(jī)組帶負(fù)荷能力的不同，同樣135 MW等級(jí)機(jī)組，滿(mǎn)負(fù)荷工況下，循環(huán)水流量差3 500 t/h，凝汽器背壓差15 kPa，機(jī)組額定工況下的發(fā)電功率差26.7 MW。

機(jī)組改造后，凝汽器背壓的升高，降低了機(jī)組帶最大電負(fù)荷的能力，同時(shí)供熱機(jī)組“以熱定電”、“熱電耦合”的運(yùn)行方式?jīng)Q定了其最小電負(fù)荷高于非供熱期的最低穩(wěn)燃負(fù)荷，因此機(jī)組的調(diào)峰區(qū)間變窄，調(diào)峰適應(yīng)性降低，300 MW機(jī)組的調(diào)峰能力為65 MW，為改造前額定容量的22%；而135 MW等級(jí)機(jī)組的調(diào)峰能力為35～60 MW，為改造前額定容量的26%～44%。通過(guò)合理的運(yùn)行優(yōu)化調(diào)整，可以提高機(jī)組的調(diào)峰能力和調(diào)峰適應(yīng)性。