燃煤機組低負荷時熱電解耦方法及運行中汽機易出現的問題

1、供熱工況熱電解耦

目前， 國內絕大多數供熱機組均採取汽輪機中壓缸排汽供熱方式， 而受汽輪機低壓缸最小冷卻流量的限制， 在機組供熱量一定的情況下， 機組發電負荷不能低於某一限值， 這種“以熱定電”的模式限制了供熱機組在供熱期的深度調峰能力， 這也是我國三北地區供暖期調峰困難、棄風棄光現象嚴重的重要原因。 因此， 要在保證機組供熱量不變的前提下， 降低機組電出力， 就需要打破機組供熱期的熱、電耦合關係。 目前， 常用的熱電解耦技術有：汽輪機旁路供熱， 切除低壓缸供熱，

熱水、熔鹽儲熱供熱， 電鍋爐、電熱泵供熱等。

（1）汽輪機旁路供熱

該技術主要是指汽輪機高、低壓旁路聯合供熱， 利用高壓旁路將部分主蒸汽減溫減壓旁路至高壓缸排汽， 經鍋爐再熱器加熱後， 從低壓旁路（中壓缸進口）抽汽對外供熱。 該技術方案能最大程度地實現熱電解耦， 可達到“停機不停爐”的效果， 同時改造投資也較小， 不足之處在於供熱經濟性較差。 此外， 在方案設計中應注意各路蒸汽流量的匹配， 保持汽輪機轉子的推力平衡， 確保高壓缸末級葉片的運行安全性， 防止受熱面超溫， 同時應確保旁路供熱時的運行安全性。

（2）切除低壓缸供熱

該技術是打破原有的汽輪機低壓缸最小冷卻流量限值理論， 在供熱期間切除低壓缸進汽，

僅保持少量的冷卻蒸汽（約 10 t/h左右）， 使低壓缸在高真空條件下“空轉”運行， 從而提高汽輪機的供熱能力。 該技術能使機組在原供熱能力的基礎上增加 20%左右的供熱能力， 由於減少了低壓缸排汽的冷源損失， 具有較好的供熱經濟性。 該項技術在國外有成功案例， 在我國內蒙古某330 MW 機組上也成功完成了連續 72 h 的切除低壓缸進汽試驗， 試驗期間在保證供熱蒸汽流量 350 t/h的前提下， 機組電負荷降至 120 MW， 監測汽輪機末級和次末級葉片溫度正常。 該項技術改造投資小， 遠低於高背壓、光軸改造成本， 具有較好的市場應用前景。

（3）熱水、熔鹽儲熱供熱

該技術是通過設置熱水罐、熔鹽罐等存儲熱量， 作為電網負荷較低時機組供熱抽汽的補充或熱量的存儲，

間接實現熱電解耦。 以熱水儲熱為例， 根據實際需求， 在電網高峰時段， 增加供熱抽汽加熱熱網迴圈水並存儲在儲熱罐中， 電網低谷時， 由儲熱罐儲存的熱水對外供熱；也可在電網低谷時， 機組不深調負荷， 增加供熱抽汽加熱熱網迴圈水並存儲在儲熱罐中， 在電網高峰時段時由儲熱罐儲存的熱水對外供熱， 增加上網電負荷。 儲熱供熱技術對機組原熱力系統的改造少， 供熱經濟性較好， 不足之處在於改造投資較大， 儲熱罐占地面積大， 且不適用於長期連續調峰。 儲熱供熱技術在德國、丹麥應用廣泛， 在我國的東北地區也有成功應用。

（4）電鍋爐、電熱泵供熱

該技術是指在電源側設置電鍋爐、電熱泵等，

在低負荷抽汽供熱不足時， 通過電熱或電蓄熱的方式將電能轉換為熱能， 補充供熱所需， 從而實現熱電解耦。 該技術的優點是能最大程度地實現熱電解耦， 對原機組的改造少；不足在於改造投資大， 且機組熱經濟性較差。 電鍋爐在國外也有廣泛的應用， 主要用於電網中富餘的“垃圾電”的消化， 而在我國東北地區， 受電力輔助調峰市場獎勵機制的影響， 也有少量電廠採取合同能源管理的模式開展電鍋爐供熱改造， 實現熱電解耦。 在上述幾種熱電解耦技術方案中， 最成熟的是熱水罐儲熱供熱、電鍋爐供熱技術， 這 2 種技術熱經濟性較好， 但改造成本相對較高， 占地面積也較大；其次是汽輪機旁路技術， 改造成本低， 但熱經濟性較差；切除低壓缸供熱技術改造成本最低， 熱經濟性也最好， 但應用業績相對較少， 安全性還有待驗證， 是未來的研究熱點之一。

2、運行中汽機易出現的問題

汽缸/轉子脹差大、低壓缸排汽溫度高、加熱器疏水不暢機組深度調峰降負荷過程中， 由於轉子冷卻比汽缸快， 容易出現負脹差的情況， 運行過程中應控制降負荷速率， 脹差較大時須採用加熱裝置向汽缸夾層和法蘭通冷卻蒸汽。 低負荷下排汽溫度高則主要受鼓風摩擦的影響， 沒有足夠的蒸汽將產生的熱量帶走， 此時需通過後缸噴水減溫裝置向汽輪機排汽中噴入高度霧化的減溫水來實現降溫。 低負荷下低壓加熱器（低加）疏水不暢主要是受低負荷下相鄰兩段抽汽壓差小、兩級加熱器之間差壓小的影響所致， 此時需要對低加疏水管道進行改造，減少兩級加熱器之間疏水管道的阻力。

此時需要對低加疏水管道進行改造，減少兩級加熱器之間疏水管道的阻力。