350MW导管抽汽供热机组灵活性改造探索及实践

350MW超临界机组深度调峰的探索及措施摘要：本文首先论述了350MW超临界机组深度调峰制约因素，然后作者根据本人在生产一线的工作经验和具体实践提出了350MW超临界机组深度调峰风险防控措施和经济运行技术措施，并且在生产实践中进行了检验，经过反复试验改进的方案措施不但切实可行，而且确实提高了350MW超临界机组深度调峰能力，取得了很好的经济效益。

关键词：350MW超临界机组深度调峰辽宁大唐国际沈东热电有限责任公司锅炉由东方锅炉有限公司生产的DG1128/25.4-II6型超临界参数变压运行直流炉，前后墙对冲燃烧方式；汽轮机为北京北重汽轮机有限责任公司生产的NC350-24.2/0.4/566/566型超临界、一次中间再热、供热、湿冷凝汽式机组。

为进一步摸索机组深度调峰能力，确保深度调峰期间安全环保经济运行，进行了专题研究，确定了影响机组调峰能力的制约因素和风险点，明确了目前机组安全稳定运行调峰下限，并根据风险点制定了有效的风险防控措施。

一、机组深度调峰能力制约因素（一）锅炉最小给水流量限制。

按照东锅初设，公司最小给水流量设计为282t/h；经与锅炉厂与调试单位最终优化至248t/h，折纯凝电负荷约76MW；综合考虑锅炉低负荷水循环动力及水冷壁冷却要求，结合公司实际运行经验，锅炉连续安全运行最小给水流量可按照285t/h 控制，折纯凝电负荷约85MW。

（二）锅炉干湿态转换限制。

按照东锅初设，锅炉给水流量282t/h进行干湿态转换，经最小给水流量优化后，目前按照最小给水流量 248t/h进行干湿态转换节点控制，折纯凝电负荷约76MW。

受锅炉上水主路流量限制，若继续降低干湿态转换节点流量，运行中需频繁切换锅炉上水旁路运行，存在一定风险，不继续降低转态流量节点。

（三）锅炉最小给煤量限制。

目前，公司两台炉最小给煤量下限已优化至70/68t/h，按照入炉煤干燥无灰基挥发分不低于40控制，锅炉最小给煤量下限可优化至60t/h。

350MW 超临界供热机组灵活性改造探索及实践王健1，原树峰2，（1.山西漳电蒲洲热电有限公司，山西永济044500；2.山西漳电科学技术研究院，山西太原030031）摘要：近年来国内装机容量发展迅速，电力系统现有的调节能力难以满足新能源消纳的需求，传统供热机组需要通过技术改造既满足供热的需求，又具备一定的调峰能力。

对某350MW 超临界供热机组灵活性改造方案进行了介绍，对改造后调试中遇到的一些问题进行了论述，通过参数调整和运行方式的优化，使机组安全平稳降至30%额定负荷，在保证供热的同时达到了机组深度调峰的要求。

关键词：供热机组；灵活性改造；调峰；参数调整；运行方式优化中图分类号：TM621文献标志码：B文章编号：1671-0320（2020）05-0038-040引言近年来，我国的风电、光伏等新能源装机容量发展迅速，电力系统现有的调节能力难以满足新能源消纳的需求，不少地区出现了弃风、弃光现象。

尤其在采暖季节电网调峰与保供热、保新能源消纳之间的矛盾更加突出，亟须传统的抽汽供热机组通过技术改造既满足供热的需求，又具备一定的调峰能力[1-2]。

随着清洁取暖工程的持续实施，集中供热面积不断扩大，必将使当前原本紧张的热电矛盾更加恶化。

这就需要电网必须配套足够的调峰调频容量，以保证电网灵活调度和安全稳定运行[3-4]。

为此，开展供热机组灵活性改造探索及实践具有重要意义。

本文以某台350MW 超临界供热机组为例，介绍灵活性改造的方案及试验情况。

1某电厂超临界供热系统简介某电厂建设有2×350MW 超临界直接空冷抽汽式机组。

2台机组分别于2015年12月、2016年3月投入商业运行。

锅炉是哈尔滨锅炉厂制造的HG-1205/25.4-YM1型超临界参数变压运行直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π型锅炉。

汽轮机是哈尔滨汽轮机厂制造的CZK350/327-24.2/0.40/566/566型超临界、两缸两排汽、一次中间再热、单抽供热直接空冷凝汽式汽轮机，额定供热抽汽量350t/h 。

350MW超临界纯凝机组供热改造经济性分析【摘要】介绍了国产350MW超临界纯凝机组再热抽汽供热的改造方案，通过对抽汽供热机组的各工况数据、技术特点、经济性等进行分析，表明机组采用再热抽汽供热是安全、节能的，为其他电厂同类型机组供热改造提供经验。

【关键词】供热；纯凝机组；节能；经济；再热抽汽引言华能东方电厂装有4台国产350MW 超临界机组，是海南省总装机容量最大的燃煤发电厂。

电厂为实现国家的节能减排战略，对现有4台超临界机组进行抽汽供热改造。

机组改造后的抽汽量能满足中海油80万吨甲醇装置和DCC项目化工生产所需的动力透平用汽，满足了国家对电厂实施热电联产，集中供热、保护环境的要求，提高了企业的经济效益和社会效益。

该供热改造方案具有改造技术简单、施工工期短、投资少、回报快等优点，机组抽汽供热过程中能同时确保供汽、用汽单位的安全生产及电网安全稳定。

采用超临界参数机组供热后将进一步降低电厂机组能耗指标，同时有利于企业经济效益的提高以及带来良好的社会效益。

1 供热方案1.1 抽汽汽源的确定东方电厂锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的超临界压力、变压运行、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型布置燃煤直流炉。

汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的超临界、一次中间再热、双缸双排汽、单轴、凝汽式汽轮机。

中海油提供的80万吨甲醇装置、DCC装置用汽需求为：压力3.5MPa，温度420℃；最大需求量370t/h，额定需求量170t/h。

根据制造厂的热力性能计算，机组原来的各级抽汽不能满足供汽参数要求。

因此，采用高温再热蒸汽经减温减压后供给各用户。

1.2 供热流程为满足中海油热用户负荷参数需求，从电厂4×350MW机组的高温再热蒸汽管道上各引出1路蒸汽管道到各自的减温器，减温器的出口管道分别接到1根供汽母管上，再送到与中海油的交界点处。

1.3 供热回水本工程供热回水由中海油二期化肥除盐水装置制水后直接回供给电厂各台机组凝汽器，由于回供水质有时可能不符合电厂凝结水水质标准，故需建一套在线高速混床系统，将回水升压后进入高速混床进行再生处理后满足机组水质要求。

350MW机组汽轮机中压缸排汽供热改造分析在当今能源需求不断增长和环保要求日益严格的背景下，对现有350MW 机组汽轮机进行中压缸排汽供热改造成为了提高能源利用效率、减少环境污染、满足社会供热需求的重要举措。

本文将对 350MW 机组汽轮机中压缸排汽供热改造进行详细的分析。

一、改造背景随着城市化进程的加速，城市集中供热的需求不断增加。

传统的供热方式往往存在能源浪费、环境污染等问题。

而大型火电机组在发电的同时，其产生的余热如果能够得到有效利用，用于供热，将极大地提高能源综合利用率，实现节能减排。

350MW 机组汽轮机在运行过程中，中压缸排汽具有一定的压力和温度，具备供热的潜力。

通过对其进行改造，可以将这部分蒸汽引出，用于供热，从而提高机组的经济性和社会效益。

二、改造原理中压缸排汽供热改造的基本原理是在汽轮机中压缸与低压缸之间设置供热抽汽口，将部分中压缸排汽抽出，经过减温减压等处理后，输送至热网用于供热。

在改造过程中，需要对汽轮机的通流部分进行重新设计和优化，以确保机组在供热工况下的安全稳定运行。

同时，还需要配套建设供热管道、换热站等设施，将抽汽的热能传递给用户。

三、改造方案1、抽汽口位置的选择抽汽口位置的选择至关重要，需要综合考虑汽轮机的结构、运行参数以及供热需求等因素。

一般来说，抽汽口应选择在中压缸排汽压力和温度较为稳定的位置，以保证抽汽的品质和稳定性。

2、抽汽参数的确定抽汽参数包括压力、温度和流量等。

这些参数的确定需要根据热网的需求、汽轮机的运行特性以及热力系统的平衡进行计算和优化。

通常，抽汽压力应满足热网的压力要求，抽汽温度应经过减温处理后符合热网的温度标准。

3、供热管道系统的设计供热管道系统的设计应考虑管道的材质、直径、保温等因素，以减少热损失和提高输送效率。

同时，还需要合理规划管道的走向和布置，避免与其他设施发生冲突。

4、控制系统的改造为了实现机组在供热和发电工况之间的灵活切换，需要对汽轮机的控制系统进行改造。

某电厂350MW机组热网抽汽改造某电厂350MW机组热网抽汽改造【摘要】：对某电厂350MW纯凝汽式汽轮机改造为热电联产机组的技术要求和改造技术方案做了介绍，并介绍了改造后机组实际运行情况和安全注意事项。

【关键词】：热电联产供热改造热网Piping steam extraction improvment project of 350MW unit in Sanhe power plantYangShuangHua ZhangZhiTao CuiXiaoHu HanMengSanhe power plant Hebei Sanhe 065201【Abstract 】：This paper introduced the project ,which is 350MW condensational units of one power plant were reformed Cogeneration units , the improvment’s tec hnical requirements and technical scheme were introduced, the actual running status and matters needing attention were presented finally .【Keywords】: heat and power cogeneration Heating reform heat supply network1、引言电厂锅炉产生的蒸汽驱动汽轮发电机组发电以后，排出的蒸汽仍含有大部分热量被冷却水带走，因而火电厂的热效率只有30％～40％。

如果蒸汽驱动汽轮机的过程之后的抽汽或排汽的热量能加以利用，可以既发电又供热。

这种生产方式称为热电联产。

这个过程既有电能生产又有热能生产，是一种热、电同时生产、高效的能源利用形式。

其热效率可达80％～90％，能源利用效率比单纯发电约提高一倍以上。

㊀收稿日期:２０１９￣０８￣１２㊀㊀㊀㊀㊀㊀基金项目:国家电力投资集团公司科技项目(２０１８－００９－ＫＪ－ＤＢＧＳ)ꎮ㊀作者简介:天㊀罡(１９７３￣)ꎬ男ꎬ内蒙通辽人ꎬ高级工程师ꎮ长期从事火电机组生产技术管理工作ꎮ３５０ＭＷ机组低压缸切除供热改造方案及调峰性能分析天㊀罡１ꎬ刘立华１ꎬ黄㊀智２ꎬ陈晓利３ꎬ陈立东１ꎬ李㊀博１ꎬ高继录１ꎬ邢㊀畅３(１国家电投东北电力有限公司ꎬ沈阳１１０１８１ꎻ２国家电力投资集团公司ꎬ北京１０００２９ꎻ３中电投东北能源科技有限公司ꎬ沈阳１１０１７９)摘要:针对东北地区某３５０ＭＷ供热机组ꎬ研究选择了最佳的灵活性改造技术路线ꎬ提出了低压缸切除改造技术方案ꎬ重点对比分析了改造前后机组供热特性和调峰性能ꎬ并分析了改造后机组的运行安全性以及经济性ꎮ结果表明ꎬ在确保机组安全稳定运行的情况下ꎬ低压缸切除技术实现热电解耦的同时ꎬ还大幅度提升了机组深度调峰能力和运行经济性ꎮ在供热负荷不变ꎬ同时满足供热和调峰要求的条件下ꎬ实施低压缸切除技术改造后ꎬ较改造前机组发电功率下降约９０.０ＭＷꎬ发电煤耗降低了７０ｇ/(ｋＷ ｈ)ꎮ改造后末级叶片未发现大面积水蚀等情况ꎬ叶片外观完好ꎮ２０１８年度整个采暖期调峰收益２３６０万元ꎬ经济效益显著ꎮ关键词:低压缸切除ꎻ供热改造ꎻ热电解耦ꎻ调峰性能ꎻ热电机组分类号:ＴＫ１２３㊀㊀㊀文献标识码:Ａ㊀㊀㊀文章编号:１００１￣５８８４(２０１９)０６￣０４５７￣０４ＲｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎＳｃｈｅｍｅｏｆＲｅｍｏｖｉｎｇＬｏｗＰｒｅｓｓｕｒｅＣｙｌｉｎｄｅｒａｎｄＨｅａｔｉｎｇｆｏｒ３５０ＭＷＵｎｉｔＡｎａｌｙｓｉｓｏｆＰｅａｋＲｅｇｕｌａｔｉｏｎＰｅｒｆｏｒｍａｎｃｅＴＩＡＮＧａｎｇ１ꎬＬＩＵＬｉ￣ｈｕａ１ꎬＨＵＡＮＧＺｈｉ２ꎬＣＨＥＮＸｉａｏ￣ｌｉ３ꎬＣＨＥＮＬｉ￣ｄｏｎｇ１ꎬＬＩＢｏ１ꎬＧＡＯＪｉ￣ｌｕ１ꎬＸＩＮＧＣｈａｎｇ３(１ＳＰＩＣＮｏｒｔｈｅａｓｔＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＣｏｍｐａｎｙＬｉｍｉｔｅｄꎬＳｈｅｎｙａｎｇ１１０１８１ꎬＣｈｉｎａꎻ２ＳｔａｔｅＰｏｗｅｒＩｎｖｅｓｔｍｅｎｔＣｏｒｐｏｒａｔｉｏｎＬｉｍｉｔｅｄꎬＢｅｉｊｉｎｇ１０００２９ꎬＣｈｉｎａꎻ３ＣＰＩＮｏｒｔｈｅａｓｔＥｎｅｒｇｙＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＣｏｏｍｐａｎｙＬｉｍｉｔｅｄꎬＳｈｅｎｙａｎｇ１１０１７９ꎬＣｈｉｎａ)Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ａｃｃｏｒｄｉｎｇｔｏａ３５０ＭＷｈｅａｔｉｎｇｕｎｉｔｉｎｎｏｒｔｈｅａｓｔＣｈｉｎａꎬｔｈｉｓｐａｐｅｒｓｔｕｄｉｅｓａｎｄｓｅｌｅｃｔｓｔｈｅｂｅｓｔｆｌｅｘｉｂｌｅｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎｔｅｃｈｎｉｃａｌｒｏｕｔｅꎬａｎｄｐｕｔｓｆｏｒｗａｒｄｔｈｅｔｅｃｈｎｉｃａｌｓｃｈｅｍｅｏｆｌｏｗ￣ｐｒｅｓｓｕｒｅｃｙｌｉｎｄｅｒｒｅｍｏｖａｌａｎｄｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎ.Ｉｔｆｏｃｕｓｅｓｏｎｃｏｍｐａｒｉｎｇａｎｄａｎａｌｙｚｉｎｇｔｈｅｈｅａｔｉｎｇｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｐｅａｋｓｈａｖｉｎｇｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅｏｆｔｈｅｕｎｉｔｂｅｆｏｒｅａｎｄａｆｔｅｒｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎꎬａｎｄａｎａｌｙｚｅｓｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｓａｆｅｔｙａｎｄｅｃｏｎｏｍｙｏｆｔｈｅｕｎｉｔａｆｔｅｒｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎ.Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔꎬｏｎｔｈｅｐｒｅｍｉｓｅｏｆｅｎｓｕｒｉｎｇｔｈｅｓａｆｅａｎｄｓｔａｂｌｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｕｎｉｔꎬｔｈｅｌｏｗ￣ｐｒｅｓｓｕｒｅｃｙｌｉｎｄｅｒｒｅｍｏｖａｌｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｃａｎｎｏｔｏｎｌｙｒｅａｌｉｚｅｔｈｅｒｍａｌ￣ｅｌｅｃｔｒｏｌｙｔｉｃｃｏｕｐｌｉｎｇꎬｂｕｔａｌｓｏｇｒｅａｔｌｙｉｍｐｒｏｖｅｔｈｅｕｎｉｔ'ｓｄｅｅｐｐｅａｋｓｈａｖｉｎｇｃａｐａｂｉｌｉｔｙａｎｄｏｐｅｒａｔｉｏｎｅｃｏｎｏｍｙ.Ｕｎｄｅｒｔｈｅｃｏｎｄｉｔｉｏｎｔｈａｔｔｈｅｈｅａｔｉｎｇｌｏａｄｉｓｕｎｃｈａｎｇｅｄａｎｄｔｈｅｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｏｆｈｅａｔｉｎｇａｎｄｐｅａｋｒｅｇｕｌａｔｉｏｎａｒｅｍｅｔａｔｔｈｅｓａｍｅｔｉｍｅꎬａｆｔｅｒｔｈｅｔｅｃｈｎｉｃａｌｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎｏｆｌｏｗ￣ｐｒｅｓｓｕｒｅｃｙｌｉｎｄｅｒｒｅｍｏｖａｌｉｓｉｍｐｌｅｍｅｎｔｅｄꎬｔｈｅｇｅｎｅｒａｔｉｎｇｐｏｗｅｒｏｆｔｈｅｕｎｉｔｉｓｒｅｄｕｃｅｄｂｙａｂｏｕｔ９０.０ＭＷａｎｄｔｈｅｃｏａｌｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎｆｏｒｐｏｗｅｒｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｉｓｒｅｄｕｃｅｄｂｙ７０ｇ/(ｋＷ ｈ)ｃｏｍｐａｒｅｄｗｉｔｈｔｈａｔｂｅｆｏｒｅｔｈｅｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎ.Ｎｏｌａｒｇｅａｒｅａｏｆｗａｔｅｒｅｒｏｓｉｏｎｗａｓｆｏｕｎｄｉｎｔｈｅｌａｓｔｓｔａｇｅｂｌａｄｅａｆｔｅｒｍｏｄｉｆｉｃａｔｉｏｎꎬａｎｄｔｈｅａｐｐｅａｒａｎｃｅｏｆｔｈｅｂｌａｄｅｗａｓｉｎｇｏｏｄｃｏｎｄｉｔｉｏｎ.Ｉｎ２０１８ꎬｔｈｅｐｅａｋ￣ｓｈａｖｉｎｇｒｅｖｅｎｕｅｆｏｒｔｈｅｗｈｏｌｅｈｅａｔｉｎｇｐｅｒｉｏｄｗａｓ２３.６ｍｉｌｌｉｏｎｙｕａｎꎬｗｉｔｈｓｉｇｎｉｆｉｃａｎｔｅｃｏｎｏｍｉｃｂｅｎｅｆｉｔｓ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:ｒｅｍｏｖａｌｏｆｌｏｗｐｒｅｓｓｕｒｅｃｙｌｉｎｄｅｒꎻｈｅａｔｉｎｇｒｅｎｏｖａｔｉｏｎꎻｔｈｅｒｍｏ￣ｅｌｅｃｔｒｏｌｙｔｉｃｃｏｕｐｌｉｎｇꎻｐｅａｋｓｈａｖｉｎｇｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅꎻｔｈｅｒｍｏｅｌｅｃｔｒｉｃｕｎｉｔ０㊀前㊀言随着我国风电㊁光伏等可再生能源装机的快速发展ꎬ导致电力产能过剩ꎬ同时国家对环保指标的严格管控ꎬ加大地方小锅炉拆除工作力度ꎬ采暖供热负荷的转移ꎬ使得火电机组冬季供热压力增大ꎬ导致供暖期间部分地区出现较严重的弃风和弃光现象[１]ꎮ辽宁省热电联产机组占燃煤机组的７０％ꎬ且均采用 以热定电 模式运行ꎬ使得机组对于电负荷的调峰能力越来越小[２]ꎬ导致采暖期参与调峰工作与满足供热需求两者之间的矛盾尤为突出ꎮ为保障电力安全供应和民生用热需求ꎬ提高电力系统调节能力ꎬ适应可再生能源的高速发展ꎬ提高电力系统对可再生能源的消纳能力ꎬ确保电力系统的安全稳定运行ꎬ对电力系统进行灵活性改造已势在必行[２ꎬ３]ꎮ２０１６年以来国家能源局出台了一系列政策ꎬ确定了２２个火电灵活性改造示范试点项目ꎬ旨在深度挖掘煤电机组调峰潜力ꎬ提升煤电机组运行灵活性[４－９]ꎮ本文针对东北地区某３５０ＭＷ热电机组ꎬ对比分析常见的灵活性改造技第６１卷第６期汽㊀轮㊀机㊀技㊀术Ｖｏｌ.６１Ｎｏ.６２０１９年１２月ＴＵＲＢＩＮＥＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹＤｅｃ.２０１９术路线的优缺点ꎬ提出了低压缸切除改造方案ꎬ分析了改造后的运行安全性ꎬ并分析了改造后对机组供热和调峰性能的影响ꎮ１㊀机组概况及供热情况１.１㊀机组概况东北地区某热电厂１号机组为Ｎ３５０－１６.７/５３８/５３８型亚临界㊁一次中间再热㊁单轴㊁双缸㊁双排汽凝汽式汽轮机ꎮ额定抽汽压力为０.８５ＭＰａꎬ设计最大抽汽流量为３７５ｔ/ｈꎬ供热面积６７０万ｍ２ꎮ机组主要设计参数见表１ꎮ１.２㊀灵活性改造技术路线选择研究某热电厂结合电厂的实际供热情况ꎬ对比分析研究了高背压供热㊁蓄热水罐㊁电锅炉以及旁路抽汽㊁低压切除等多种灵活性改造技术路线的优缺点ꎬ见表２ꎮ由表２可知ꎬ某热电厂采用汽轮机低压缸切除的灵活性改造技术不仅有利于增大采暖期的供热量ꎬ满足供热发展需求ꎬ还有利于实现热电解耦ꎬ增加获得调峰补偿的能力ꎮ因此ꎬ选择低压缸近零出力作为灵活性改造的首选方案ꎮ㊀㊀㊀表１机组主要设计参数额定功率ꎬＭＷ额定主蒸汽流量ꎬｔ/ｈ额定主蒸汽压力ꎬＭＰａ额定主蒸汽温度ꎬħ额定再热蒸汽温度ꎬħ排气压力ꎬｋＰａ３５０１０５３１６.６７５３８５３８４.９给水温度ꎬħ设计热耗率ꎬｋＪ/(ｋＷ ｈ)末级叶片高度ꎬｍｍ汽轮机级数ꎬ级回热数数ꎬ级转速ꎬｒ/ｍｉｎ２７４.１７８６０１０１８１Ｃ＋１２Ｐ＋９Ｐ＋７Ｐˑ２＝３６３ＧＪ＋１ＣＹ＋４ＤＪ＝８３０００㊀㊀表２多种灵活性改造技术路线对比分析方㊀案蓄水罐方案电锅炉方案旁路抽汽方案低压缸切除方案优缺点分析经济性较好ꎬ但投资较大ꎮ目前某热电厂供热面积还未达到设计值ꎬ不适宜采取高背压供热改造ꎮ采暖热负荷较高ꎬ电与热之间多次转化ꎬ运行经济性较差ꎬ能源利用率较低ꎬ初投资较高ꎮ投资成本相对较低ꎬ改造周期短ꎬ但考虑到机组的安全性ꎬ抽汽量有所限制ꎬ调峰范围有限ꎮ另一方面ꎬ抽汽改造也相对降低了机组热利用率ꎮ灵活切换ꎬ大幅降低机组运行维护费用ꎬ运行经济性较好㊁初投资较低㊁运行维护成本较低ꎮ２㊀低压缸切除改造方案低压缸切除技术是在低压缸高真空运行条件下ꎬ采用可完全密封的液压蝶阀切除低压缸原进汽管道进汽ꎬ通过新增旁路管道通入少量的冷却蒸汽ꎬ用于带走低压缸切除后低压转子转动产生的鼓风热量[７]ꎮ与改造前相比ꎬ低压缸切除技术解除了低压缸最小蒸汽流量的制约ꎬ在供热量不变的情况下ꎬ可显著降低机组发电功率ꎬ实现深度调峰ꎮ根据低压缸切除技术实现原理和需求ꎬ确定了本次供热改造方案ꎬ本文重点阐述供热蝶阀㊁增设低压缸冷却蒸汽系统㊁低压缸喷水系统㊁抽真空系统等系统的改造方案ꎮ２.１㊀供热蝶阀改造方案为保证低压缸安全运行ꎬ通常设计低压缸最小进汽冷却流量ꎮ原低压缸进汽蝶阀设计最小通流能力大ꎬ同时因蝶阀口径大ꎬ设备可控性差ꎬ蝶阀一般处于手动控制ꎮ过大的低压缸冷却流量限制了机组供热能力ꎬ也降低了机组下限调峰能力ꎬ直接影响到机组运行的灵活性ꎮ低压缸切除改造后ꎬ与原系统的差别是液控蝶阀完全关闭ꎬ冷却蒸汽调节阀开启ꎬ抽汽速关调节阀根据供热需求开启适当位置ꎬ低压缸喷水调节阀开启ꎮ而在主机制造厂规定的低压缸最小冷却蒸汽流量与低压缸零蒸汽流量之间存在着风险点ꎬ为确保机组安全运行ꎬ需要将目前的导汽管液压蝶阀改造为安全密闭的液控蝶阀ꎬ使低压缸在机组运行时的发电出力为零[８]ꎬ汽轮机的中压缸排汽全部用于采暖供热ꎮ具体改造方案为将原不能完全密封的供热蝶阀更换为可完全密封的液压蝶阀[８]ꎬ液压蝶阀口径为ＤＮ１２００(与中低压连通管保持一致)ꎬ改造方案见图１ꎮ液控蝶阀选用三偏心金属密封蝶阀ꎬ配以液压传动装置与先进的液控系统㊁电气控制系统ꎮ图１㊀蝶阀改造方案２.２㊀增设低压缸冷却蒸汽系统实施低压缸切除供热改造ꎬ需要通过供热蝶阀将低压缸进汽完全切断ꎮ为确保改造后机组运行安全ꎬ需要通入少量的冷却蒸汽ꎬ用于带走低压转子转动产生的鼓风热量ꎮ新增加的低压缸通流部分冷却蒸汽系统汽源取自中压缸排汽ꎬ接入点为低压缸进汽口(中低压连通管上供热蝶阀后适当位置)[７]ꎮ冷却蒸汽旁路管道规格选取ＤＮ４００ꎬ冷却蒸汽流量约为２０ｔ/ｈꎬ如图２所示ꎮ８５４汽㊀轮㊀机㊀技㊀术㊀㊀第６１卷图２㊀低压缸冷却蒸汽系统２.３㊀抽真空系统改造方案由于低压缸切除技术是将低压缸处于高真空状态下ꎬ低压缸进汽量很小ꎬ使进入低压缸的蒸汽远远小于传统运行值ꎬ从而使得鼓风影响不危及机组的运行安全[７]ꎮ某热电厂原真空系统连接两台１００％水环真空泵ꎮ机组启动时两台真空泵同时运行ꎻ正常运行后ꎬ真空泵运行方式为一运一备ꎮ改造方案为在原真空系统抽汽母管上接入一套凝汽器蒸汽喷射真空系统(含一台小功率水环真空泵)ꎮ改造后的凝汽器蒸汽喷射真空系统主要由蒸汽喷射泵系统㊁换热系统㊁小功率水环真空泵系统㊁阀门系统和控制仪表系统组成ꎬ如图３所示ꎮ图３㊀抽真空系统改造方案为降低凝汽器漏入空气量ꎬ通过凝汽器真空严密性治理ꎬ真空系统严密性小于２７０Ｐａ/ｍｉｎꎻ增加蒸汽喷射泵ꎬ以提高抽空气能力和提高机组真空ꎮ经安全校核得出末两级叶片的动强度满足设计规范要求ꎮ２.４㊀喷水减温系统改造方案原低压缸喷水减温系统没有流量测点ꎬ喷水减温控制阀门一般为全开㊁全关型ꎬ没有调节阀ꎬ不能有效地对喷水减温流量进行控制㊁调节ꎬ若减温水流量不足ꎬ会造成低压缸缸体温度超限ꎮ为便于调节和监视切除低压缸运行时低压缸喷水减温流量ꎬ将目前管径较小的低压缸喷水管道更换为管径较大的管道ꎬ管径选择８９ｍｍꎬ如图４所示ꎮ在低压缸喷水减温系统增加流量测量装置和调节阀ꎬ并纳入ＤＣＳ控制系统之中ꎮ图４㊀喷水减温系统改造方案３㊀改造后机组性能和调峰能力分析３.１㊀改造后机组性能分析图５给出了低压缸切除供热改造前后ꎬ不同工况下发电功率㊁供热抽汽量㊁发电煤耗等供热特性的对比ꎮ由图５可知ꎬ相同供热负荷下ꎬ机组发电功率降低９０ＭＷꎬ相同主蒸汽流量下ꎬ机组抽汽量增加１８５ｔ/ｈꎬ相同供热负荷下ꎬ机组发电煤耗降低６３ｇ/(ｋＷ ｈ)~７０ｇ/(ｋＷ ｈ)ꎮ图５㊀改造前后机组供热性能对比图６给出了改造前后不同工况下机组调峰能力的对比ꎮ９５４第６期天㊀罡等:３５０ＭＷ机组低压缸切除供热改造方案及调峰性能分析㊀㊀由图６可知ꎬ与改造前相比ꎬ在保证机组供热负荷不变的情况下ꎬ改造后发电功率下降约９０.０ＭＷꎬ机组调峰能力得到大幅度提升ꎮ图６㊀改造前后机组调峰能力对比３.２㊀改造后机组安全性及经济性分析机组实施低压缸切除供热改造后ꎬ经过一个采暖期后ꎬ检查末级叶片情况并进行了着色检查ꎬ改造前后末级叶片外观照片如图７所示ꎮ由图７可以看出ꎬ改造后末级叶片未发现大面积水蚀等情况ꎬ叶片外观完好ꎮ图７㊀改造前后末级叶片情况对比改造后机组以热定电模式运行ꎬ目前该机组锅炉最低稳燃负荷在４０％ＭＳ左右ꎬ对应的改造后对外供热量为２０７.６ＭＷ(折供热面积约４２０万ｍ２)ꎮ当外界供热需求在２０８.０ＭＷ以上时ꎬ可对１号机组实施低压缸切除运行方式[７]ꎮ２０１８年机组实施低压缸切除运行２３次ꎬ深度调峰的小时数约６１７ｈꎬ深度调峰期间机组负荷率降至３８％ꎬ一个采暖期获得调峰收益２３６０万元ꎮ４㊀结㊀论本文针对东北地区某３５０ＭＷ供热机组研究选择了最佳的灵活性改造技术路线ꎬ提出了低压缸切除改造技术方案ꎬ重点对比分析了改造前后机组供热特性和调峰能力ꎬ并分析了改造后机组的运行安全性以及经济性ꎮ通过研究分析ꎬ结论如下:(１)对比分析多种灵活性改造技术路线的优缺点ꎬ综合考虑供热需求㊁运行安全性以及投资成本等因素ꎬ得出低压缸切除灵活性改造方案是最佳路线ꎮ(２)在保证对外供热负荷不变的条件下ꎬ低压缸切除改造后ꎬ发电功率较改造前下降约９０.０ＭＷꎬ机组调峰能力得到大幅度提升ꎮ同时ꎬ在满足供热㊁调峰要求的情况下ꎬ机组发电煤耗降低７０ｇ/(ｋＷ ｈ)ꎮ(３)实施低压缸切除运行方式后ꎬ机组各项指标良好ꎮ改造后末级叶片未发现大面积水蚀等情况ꎬ叶片外观完好ꎮ２０１８年度整个采暖期调峰收益２３６０万元ꎬ经济效益显著ꎮ参考文献[１]㊀王有利.３５０ＭＷ导管抽汽供热机组灵活性改造探索及实践[Ｊ].东北电力技术ꎬ２０１９ꎬ４０(２):４８－５０.[２]㊀孟悦然.火电灵活性改造与技术路线浅析[Ｊ].电力系统装备ꎬ２０１８ꎬ(１１):７７－７９.[３]㊀国家能源局.可再生能源调峰机组有限发电试行办法[ＥＢ/ＯＬ].２０１６.ｈｔｔｐ://ｗｗｗ.ｎｅａ.ｇｏｖ.ｃｎ/２０１６－０７/２２/ｃ＿１３５５３３２２５.ｈｔｍ.[４]㊀国家能源局.国家能源局正式启动提升火电灵活性改造示范试点工作[ＥＢ/ＯＬ].２０１６.ｈｔｔｐ://ｗｗｗ.ｎｅａ.ｇｏｖ.ｃｎ/２０１６－０６/２０/ｃ＿１３５４５１０５０.ｈｔｍ.[５]㊀国家能源局.国家能源局综合司关于下达火电灵活性改造试点项目的通知[ＥＢ/ＯＬ].２０１６.ｈｔｔｐ://ｚｆｘｘｇｋ.ｎｅａ.ｇｏｖ.ｃｎ/ａｕｔｏ８４/２０１６０７/ｔ２０１６０７０４＿２２７２.ｈｔｍ.[６]㊀国家能源局.国家能源局综合司关于下达第二批火电灵活性改造试点项目的通知[ＥＢ/ＯＬ].２０１６.ｈｔｔｐ://ｚｆｘｘｇｋ.ｎｅａ.ｇｏｖ.ｃｎ/ａｕｔｏ８４/２０１６０８/ｔ２０１６０８０５＿２２８５.ｈｔｍ.[７]㊀陈建国ꎬ谢争先ꎬ付怀仁ꎬ等.３００ＭＷ机组汽轮机低压缸切除技术[Ｊ].热力发电ꎬ２０１８ꎬ４７(５):１０６－１１０.[８]㊀刘小龙.低压缸零出力改造在火电大机组供热方面的应用[Ｊ].电力系统装备ꎬ２０１８ꎬ(１１):１４６－１４７.[９]㊀谷伟伟ꎬ张永海ꎬ余小兵ꎬ等.某电厂汽轮机低压缸零出力供热工况低压末级叶片动强度分析[Ｊ].热力发电ꎬ２０１８ꎬ４７(５):６３－７０.(上接第４０７页)[６]㊀ＭｏｎｔｅｌｐａｒｅＳꎬＲｉｃｃｉＲ.Ａｎｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌｍｅｔｈｏｄｆｏｒｅｖａｌｕａｔｉｎｇｔｈｅｈｅａｔｔｒａｎｓｆｅｒｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔｏｆｌｉｑｕｉｄ－ｃｏｏｌｅｄｓｈｏｒｔｐｉｎｆｉｎｓｕｓｉｎｇｉｎｆｒａ￣ｒｅｄｔｈｅｒｍｏｇｒａｐｈｙ[Ｊ].ＥｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌＴｈｅｒｍａｌ＆ＦｌｕｉｄＳｃｉｅｎｃｅꎬ２００４ꎬ２８(８):８１５－８２４.[７]㊀高㊀炎ꎬ晏㊀鑫ꎬ李㊀军.燃气透平叶片尾缘开缝结构冷却性能的数值研究[Ｊ].西安交通大学学报ꎬ２０１６ꎬ５０(３):２９－３７.[８]㊀周㊀超ꎬ常海萍ꎬ崔德平ꎬ等.涡轮叶片尾缘斜劈缝气膜冷却数值模拟[Ｊ].南京航空航天大学学报ꎬ２００６ꎬ３８(５):５８３－５８９.[９]㊀ＬｉｎｇＪꎬＹａｐａＳＤꎬＢｅｎｓｏｎＭＪꎬｅｔａｌ.Ｔｈｒｅｅ￣ＤｉｍｅｎｓｉｏｎａｌＶｅｌｏｃｉｔｙａｎｄＳｃａｌａｒＦｉｅｌｄＭｅａｓｕｒｅｍｅｎｔｓｏｆａｎＡｉｒｆｏｉｌＴｒａｉｌｉｎｇＥｄｇｅＷｉｔｈＳｌｏｔＦｉｌｍＣｏｏｌｉｎｇ:ＴｈｅＥｆｆｅｃｔｏｆａｎＩｎｔｅｒｎａｌＳｔｒｕｃｔｕｒｅｉｎｔｈｅＳｌｏｔ[Ｊ].ＪｏｕｒｎａｌｏｆＴｕｒｂｏｍａｃｈｉｎｅｒｙꎬ２０１３ꎬ１３５(３):４２０－４３１.０６４汽㊀轮㊀机㊀技㊀术㊀㊀第６１卷。

350 MW供热机组低压缸切除改造灵活性提升分析张猛;刘鑫屏【摘要】为解决电网所面临大规模新能源电力消纳的问题,需要对供热机组进行灵活性改造.在众多改造方式中,低压缸切除技术具有经济效益高、成本低、可行性高等诸多优势.对于供热机组在低压缸切除方式下的运行,通过利用变工况热力计算的方法来对机组灵活性的提升进行定量的分析与计算.以某350MW供热机组为例,对该机组进行热力计算,在不改变额定供热抽汽的前提下,通过与其他工况下功率对比,分析该技术对供热机组灵活性的提升.结果表明,低压缸切除改造能使该机组负荷率降低至45％以下,满足现有的国家调峰政策要求,可以为供热机组低压缸切除改造提供有益的支撑.【期刊名称】《华北电力大学学报(自然科学版)》【年(卷),期】2019(046)003【总页数】7页(P73-79)【关键词】供热机组;低压缸切除;热力计算;灵活性提升【作者】张猛;刘鑫屏【作者单位】华北电力大学控制与计算机工程学院,河北保定071003;华北电力大学控制与计算机工程学院,河北保定071003【正文语种】中文【中图分类】TM6210 引言近年来，我国新能源发展迅猛，尤其是风、光资源比较丰富的“三北”地区，局部地区新能源装机占比过高，导致电网面临大规模新能源电力消纳问题，弃风限电现象日益突出。

“三北”地区的火电机组大部分是供热机组，供热机组受“以热定电”方式约束，同时供热期与风电大发期重叠，致使风电消纳矛盾日益突出。

随着区域电网调峰调频形势严峻，供热机组参与电网调峰调频是大势所趋[1-4]。

目前，大部分供热机组采用中压缸排汽供热，受到汽轮机低压缸最小冷却流量的限制[5]。

因此，为提高机组灵活性，需要对供热机组进行灵活性改造。

供热机组灵活性的提升主要依靠热电解耦，热电解耦技术的研究，对提高供热机组的灵活性、增强供热机组参与调频调峰的能力具有重要的积极意义[6-9]。

针对供热机组热电解耦提出的主要技术有：电锅炉技术、主蒸汽减温减压供热、配置蓄热罐、低压缸切除等。

西门子汽轮机抽汽供热改造探讨卢利军摘要：某发电公司在供热改造实施过程中，结合供热市场、机组配置、机组经济性等做了完善的可行性研究，选定对西门子350MW汽轮机实施连通管打孔抽汽供热改造方案。

本文重点对该公司西门子350MW汽轮机最大抽汽量核算、机组安全性评定、机组重要参数变量等进行深入探讨；结合施工过程中的现场设计、工程经验，提出改造设计要点和施工中的注意事项。

通过此文，向同类型机组供热改造项目提供工程案例借鉴，并能够充分认识西门子350MW汽轮机的抽汽潜力、安全性评定要素、机组参数变量等，为国内同行提供参考素材。

关键词：汽轮机；抽汽量；供热；排汽温度；改造0引言按照国家可持续发展战略、十三五节能减排规划和节能降耗相关政策要求，某发电公司积极调研机组改造路线，在与周边市、县政府接洽后，掌握到周边地区供热需求大，该公司供热改造市场前景光明。

邀请专业机构对该公司供热市场、机组配置、机组经济性等做了完善的可行性研究，选定对西门子350MW汽轮机实施连通管打孔抽汽供热改造方案。

由于国内西门子350MW汽轮机抽汽供热改造工程案例少，可借鉴经验不够先进，该公司对西门子350MW汽轮机抽汽供热改造可行性进行了深入研究，在机组极限抽汽量、安全性要素、重要参数变量等方面取得了突破，为工程顺利实施提供了强有力的理论支撑。

在工程设计中，充分挖掘机组抽汽潜力，最大抽汽量设计500t/h，成为国内同类型机组中抽汽能力最大、热效率最高、性价比最高的机组。

1简介某发电公司位于山西省阳城县内，总装机容量3300MW，一期安装6台350MW机组，汽轮机为西门子公司生产的亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽、凝汽式汽轮机；二期安装2台600MW机组，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的亚临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽、间接空冷、凝汽式汽轮机。

该公司供热改造可行性研究报告中指出，周边市、县区域近几年供热需求近3800万m2，供热负荷约2200MW。

㊀第３３卷第１期２０１９年１月P OW E R㊀E Q U I P M E N TV o l ．３３,N o ．１J a n ．２０１９㊀收稿日期:２０１８Ｇ０２Ｇ２２;㊀修回日期:２０１８Ｇ０７Ｇ０２作者简介:戴建刚(１９７０ ),男,工程师,主要从事火力电厂热控控制设备管理工作.E Ｇm a i l :d a i j g ＠j l e pc ．c o m．c n ３５０MW 机组超高压供热系统改造与控制方案戴建刚(江苏利电能源集团,江苏江阴２１４４４４)摘㊀要:对某电厂３５０MW 机组的超高压供热系统进行改造,介绍了改造的热力系统㊁控制方案,以及增加供热量后的机组凝汽器补水系统,改造增加了电厂对外供热量,提高了用户蒸汽参数的稳定性,为同类型机组供热改造提供借鉴.关键词:超高压;节能减排;供热改造;热工控制;热电联产中图分类号:TM ６２１㊀㊀㊀文献标志码:A㊀㊀㊀文章编号:１６７１Ｇ０８６X (２０１９)０１Ｇ００４７Ｇ０４R e t r o f i t a n dC o n t r o l o f a nU l t r a Ｇh i ghP r e s s u r e H e a t i n g S ys t e mi na ３５０MW U n i t D a i J i a n g a n g(J i a n g s uL i d i a nE n e r g y G r o u p ,J i a n g y i n２１４４４４,J i a n gs uP r o v i n c e ,C h i n a )A b s t r a c t :A n i n t r o d u c t i o n i s p r e s e n t e d t o t h e r e t r o f i t o na nu l t r a Ｇh i g h p r e s s u r eh e a t i n g s ys t e mo f a ３５０MW u n i t ,w i t hf o c u s o n t h e t h e r m a l p a r a m e t e r s ,t h e c o n t r o l s c h e m e a n d t h e f e e d w a t e r s ys t e mf o r t h eu n i t c o n d e n s e r r e q u i r e db y t h e i n c r e a s e o f h e a t s u p p l y ．A f t e r r e t r o f i t ,t h e h e a t i n g c a p a c i t y o f t h e p o w e r p l a n t t o o u t s i d e c u s t o m e r si s p r o m o t e d ,t h es t e a m p a r a m e t e r sa r es t a b i l i z e d ．T h i s m a y se r v ea sar ef e r e n c ef o r r e t r o f i t o f h e a t i ng s ys t e m s o f s i m i l a r u n i t s ．K e y w o r d s :u l t r a Ｇh i g h p r e s s u r e ;e n e r g y s a v i n g a n d e m i s s i o n r e d u c t i o n ;r e t r o f i to f h e a t i n g s ys t e m ;t h e r m a l c o n t r o l ;h e a t a n d p o w e r c o ge n e r a t i o n ㊀㊀近年来,随着国家节能减排计划的实施和环保要求的提高,某电厂周围化工企业的自备小电厂逐步关停,化工厂及其他热用户的供热改为由电厂大机组提供[１],供热量的增加导致该电厂原有的５~８号机组超高压供热系统已不能满足供热量要求.为此利用停机检修的机会,对１~４号机组分别进行超高压供热设备改造,扩大全厂对外供热能力.笔者介绍了超高压供热系统的改造方案和控制策略,紧急情况下采取供热跳闸保护㊁增加配套的凝汽器补水㊁供热中心协调控制各台机组供热流量,以保证发电和供热设备的安全运行.１㊀改造方案㊀㊀该电厂１~４号机组共４台３５０MW 燃煤发电机组,在２０世纪９０年代相继建成投产.１号㊁２号机组是意大利A n s a l d o 制造的T C D F Ｇ３３．５一次中间再热㊁单轴双排汽㊁冲动凝汽式汽轮机;３号㊁４号机组是美国西屋公司制造的T C ２F Ｇ３８ ６型亚临界㊁一次中间再热㊁单轴双排汽㊁凝汽式汽轮机,２０１６年经过中排通流部分改造,改为抽凝式汽轮机.超高压供热系统改造是将１~４号机组主蒸汽(简称主汽)管道割开,加装一个异径三通阀,接出O D ３５１X １８Ｇ１２C r １M o V 合金钢蒸汽管道到减温减压器,管道上依次布置有电动隔绝阀(有小旁路阀)㊁气动逆止阀㊁液压快关阀㊁液动压力调节阀(有小旁路阀),减温水从８号高压加热器(简称高加)出口管道引出,经过电动隔绝阀和气动压力调节阀汇成超高压减温水母管,各机组再分别从母管引出减温水经过温度调节阀到减温减压器,减温减压后的蒸汽经过电动隔绝阀汇入超高压蒸汽母管(蒸汽参数为９ ５M P a㊁３６０ħ).单台机组供热能力为３００t /h .减温减压器后安装双通道压力㊁流量测点和三通道温度第３３卷测点.蒸汽管路和减温水管路分别安装长径喷嘴,测量蒸汽和减温水流量.单台机组超高压供热热力系统见图１.进汽电动隔绝阀的小旁路阀用于启动时暖管,液动压力调节阀的小旁路阀打开后可以使管路处于小流量热备用.图１㊀单台机组超高压供热系统图２㊀控制方案２．１机组供热跳闸处理㊀㊀机组发生汽轮机跳闸或锅炉M F T(主燃料跳闸)时触发供热跳闸(机组因故跳闸或停机时,为防止母管蒸汽倒流引起汽轮机超速,设计汽轮机跳闸或锅炉M F T后迅速停运供热设备).机组主汽至超高压供热减温减压器后汽温大于４２０ħ(三取二),延时５m i n后触发供热跳闸,设计此逻辑是为了防止减温减压器后碳钢管道超温造成爆裂.机组主汽至超高压供热减温减压器后汽温低于２８０ħ(三取二),延时５s后触发供热跳闸,设计此逻辑是为了防止设备故障后低温蒸汽进入供汽母管造成管道损坏.主汽至超高压供热减温减压后电动隔绝阀离开开位置到关位置后触发供热跳闸.２．２机组具备供热条件判断㊀㊀机组主汽压力＞１１ ５M P a㊁主汽温度＞４２０ħ且无汽轮机跳闸或M F T信号后,认为机组具备对外供热能力,允许投运超高压供热设备.２．３主汽至超高压供热电动隔绝阀控制㊀㊀主汽至超高压供热电动隔绝阀只有手动开,无自动开联锁;可手动关,也有自动关联锁.自动关联锁条件为机组供热跳闸,或者主汽至超高压供热液动快关阀离开开位置,并且到关位置时触发１０s脉冲联关该阀.２．４主汽至超高压供热液动快关阀控制㊀㊀主汽至超高压供热液动快关阀只能手动打开,打开的允许条件是机组必须具备供热条件并且无机组供热跳闸;可手动关也有自动紧急关联锁,自动紧急关联锁条件为机组供热跳闸.２．５主汽至超高压供热气动逆止阀控制㊀㊀主汽至超高压供热气动逆止阀只能手动打开,打开的允许条件为机组具备供热条件;可手动关也有自动紧急关联锁,自动紧急关联锁条件为机组供热跳闸.２．６主汽至超高压供热减温减压器减压阀控制２．６．１闭环控制主汽至超高压供热减温减压器减压阀设有运行方式选择站,运行人员可以通过运行方式选择站选择该调节阀以压力调整方式或流量调整方式运行(见图２).以压力调整方式运行时,运行人员通过控制站设定压力定值,即超高压蒸汽减压阀后压力运行定值,经控制站运算后输出控制值,开大或关小压力调节阀,使阀后压力(双测量,采用备用选择)运行在设定值.调节阀输出指令还受到最大流量控制指令的限制.运行人员可以进入供热画面上最大流量㊁最小流量设定站,人工设定调节阀最大供汽流量值,取人工设定值和负荷函数值两者的较小值.当１号㊁２号机组汽轮机进汽质量流量大于１１２６t/h(最大连续负荷),３号㊁４号汽轮机进汽质量流量大于１１８０t/h(阀门全开负荷)时,超高压供热调节阀开度禁止增加.图２㊀主汽至超高压供热减温减压器减压阀控制原理㊀㊀同样该阀也可以由运行人员选择流量调整方式,控制蒸汽输出流量.当阀后压力为１０ ５M P a时,控制站发出报警的同时切手动,由运行人员根据机组情况手动调整,然后再选择合适的运行方式投自动运行.主汽至超高压供热减温减压器减压阀有本机(L o c a l)和远方(R e m o t e)两种方式.仅在流量自动方式时可以切到远方,即供热中心控制方式,此方式下调节阀的流量设定值由远方供热中心给出.８４第１期戴建刚:３５０MW 机组超高压供热系统改造与控制方案２．６．２开环控制使压力阀控制站输出指令强切为０并且切手动的条件为:机组供热跳闸;主汽至超高压供热减温减压器蒸汽管路不通信号;机组不具备供热条件.主汽至超高压供热减温减压器减压阀控制站强切手动的保护条件为:调节阀的指令和反馈的偏差大于１０％;调节阀反馈坏质量;控制站输出指令有强切为０的信号;压力控制方式下压力测量设备故障;流量控制方式下流量测量设备故障.２．７母管减温水至减温减压器温度调整阀控制２．７．１闭环控制运行人员通过操作站设定减温减压器后蒸汽温度,控制站根据设定和实际汽温(三取中)的偏差值进行运算,发出开大或关小调节阀指令,使减温减压器后蒸汽温度运行在设定值.２．７．２开环控制发生机组供热跳闸或者供热压力调节阀输出指令小于２％时,温度调节阀控制站输出指令强切为０并且控制站切手动.温度调节阀控制站切手动的保护条件为:调节阀的指令和反馈的偏差大于１０％;调节阀的位置反馈坏质量;调节阀控制站输出指令强切为０的信号;温度测量设备故障.２．８供热中心分散控制系统控制㊀㊀１~４号机组的超高压压力调节阀供出蒸汽汇成超高压母管,为了协调机组间的供热负荷,保证母管和用户侧蒸汽压力㊁温度的稳定,改造时电厂加装了供热中心分散控制系统(D C S ).在机组D C S 和供热中心D C S 之间敷设光缆,通过光缆通信实现指令和控制量等数据传输.由供热中心D C S 控制用户侧参数并控制各台机组的供热指令.供热中心控制原理见图３.图３㊀供热中心控制原理图㊀㊀该系统为串联调节,主调节器的输入为超高压母管压力及其设定值,副调节器调节总超高压供热流量,调节器输出通过平衡器运算出各台机组的供热流量指令.运行人员还可以通过改变偏置调整机组间超高压供热量的大小.供热中心D C S 投运后,用户侧流量作为控制量之一,供热中心把流量指令分配到各台机组,各机组协调动作,单台机组供热设备故障退出时,其他机组设备会迅速动作,能保证用户侧蒸汽参数的稳定.３㊀调试中的问题及解决方案３．１温度控制㊀㊀调试过程中,遇到用户用汽量突然变化导致压力调节阀开度变化较大,阀后温度波动较大,有时会引起调节阀振荡.解决方案为将压力调节阀指令作为温度调节阀指令的前馈,将调节器P I D 参数设计成随调节阀开度变化的变参数,调节阀开度小时比例作用弱,调节阀开度大时比例作用加强,使温度调节能迅速响应,温度控制精度提高.３．２锅炉汽包水位调节㊀㊀超高压供热的减温水从８号高加出口管道引出,汇成母管,１号㊁２号机组给水引出处在给水流量测点下游,所以１号㊁２号机组给水到减温水母管流量大时,会影响其汽包水位调节,在汽包水位三冲量调节中,进汽包的给水流量应该是原给水流量减去给水到供热减温水母管的分流量.３号㊁４号机组主汽流量是根据汽轮机调节级压力和温度计算得出,超高压供热改造后,锅炉产生的主汽在进入汽轮机前分流一部分出去对外供热,所以在汽包水位三冲量调节中,主汽流量应该在汽轮机入口流量基础上加上超高压供热流量.３．３机组凝器补水㊀㊀电厂对工业用户供热都是开式供热,即工质不回收,因此必须对凝汽器相应地进行补水[２].凝汽器补水主要受以下因素影响:(１)凝汽器水位过高或过低.水位过高,会降低凝汽器冷却面积,影响真空效果;水位过低,会使凝结水泵发生汽蚀.(２)凝结水含氧量.凝汽器凝结水含氧量过高,会加速凝结水管道及设备的腐蚀.机组没有供热时,凝汽器补水是通过凝汽器真空补水小阀和补水大阀利用凝汽器真空从储９４第３３卷水箱补水到凝汽器.随着机组超高压供热的投运,真空补水已不能满足凝汽器补水量,需要启动注水泵向凝汽器补水.为适应此运行工况,修改了凝汽器补水逻辑:当凝汽器水位低于４５０m m(正常设定值为５００m m)时联启注水泵,机组凝汽器补水小阀指令小于６０％时自动停运注水泵.注水泵启动时为防止补水量过大将凝汽器补水大阀短时关小到３０％(５s脉冲).利用注水泵补水存在不节能和补水泵频繁启停不利于设备安全等弊端.为此,对凝汽器补水系统进行了改造:从除盐水补水母管引一路除盐水至凝汽器喉部喷淋,在凝汽器内增设一套雾化喷淋装置,雾化喷淋装置共５０个喷头,每个喷头的质量流量为３t/h,采用接触换热方式冷却排汽.当补水打入凝汽器喉部后,经过雾化,强化了排汽的冷却效果.这样既回收了部分冷源损失,又提高了真空度,降低了凝结水溶氧.新增加的这路除盐水直补补水质量流量可达１８０~２００t/h.除盐水直补管路上增加调节阀,和原有的凝汽器真空补水大小阀共两路补水,这样既节约了能源,又提高了凝汽器补水系统的安全性.４㊀结语㊀㊀供热设备的增加改变了原机组发电设备的布置,在提供稳定的蒸汽给用户的同时,还要考虑电厂本身发电设备以及供热设备的安全可靠运行,为此设计合理的供热系统和控制逻辑是十分必要的.在大流量供热以及多台机组共同供热的情况下,为防止单台机组跳闸或单台供热设备强制退出造成供热蒸汽参数大幅度波动,有必要设置供热中心D C S,由其统一协调,平稳控制多台机组供热设备.参考文献:[１]刘网扣,崔琦,范雪飞．３００MW机组再热器热段抽汽供热改造[J]．发电设备,２０１８,３２(１):６１Ｇ６４．[２]许锐锋,赵俊英,张东海．６００MW机组供热改造系统的设计与控制[J]．中国电力,２０１５,４８(７):７２Ｇ７５．０５。

350MW超临界抽凝式热电联产机组低压缸零出力改造及运行发布时间：2021-11-09T08:19:57.781Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第14期作者：国峰冯宗田娄汉强[导读] 实施新旧动能转换，深化节能减排，创新发展，电力企业需要担负起自身的社会责任，热电联产是电力行业节能减排的重要途径之一，热电联产主要以抽汽供热为主，供热机组热-电耦合特性、“以热定电”运行方式及低压缸冷却蒸汽流量限值影响等因素影响，致使火电机组深度调峰能力不足，灵活性大打折扣，低压缸零出力供热技术是解决这一问题的途径之一，可以大幅提高机组的供热能力、电调峰能力和供热经济性。

国家能源泰安热电有限公司山东泰安 271000摘要：实施新旧动能转换，深化节能减排，创新发展，电力企业需要担负起自身的社会责任，热电联产是电力行业节能减排的重要途径之一，热电联产主要以抽汽供热为主，供热机组热-电耦合特性、“以热定电”运行方式及低压缸冷却蒸汽流量限值影响等因素影响，致使火电机组深度调峰能力不足，灵活性大打折扣，低压缸零出力供热技术是解决这一问题的途径之一，可以大幅提高机组的供热能力、电调峰能力和供热经济性。

关键词：热电联产；低压缸零出力改造；运行一、前言汽轮机是热电厂生产运行的重要设备之一，也是热电厂控制能源的主要设备，在我国电力行业发展过程中经过专家、技术人员的不断研究和探索，结合国家对节能降耗的号召，在汽轮机节能降耗方面已经有了一定的成果，抽汽供热大大提高企业综合能源利用效率和经济利益，“以热定电”运行方式致使火电机组深度调峰能力不足，灵活性大打折扣，低压缸零出力供热大幅提高机组的供热能力、电调峰能力和供热经济性。

低压缸零出力供热技术在低压缸高真空运行条件下，切除低压缸原进汽管道进汽，通过新增旁路管道通入少量的冷却蒸汽，实现低压缸近零出力运行，从而大幅降低低压缸冷却蒸汽消耗，减少机组冷源损失，大幅提高机组的供热能力、电调峰能力和供热经济性。