浅谈几种热电解耦技术改造
解耦技术在200MW供热机组DEH中的应用
２ ０ ０ ３ 年第 ２ １ 卷第 ３ 期
解 耦技 术在 ２ ０ ０ ＭＷ 供 热机 组 Ｄ Ｅ Ｈ 中的应 用
Ａｐ ｐ ｌ ｉ ｃ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｏ ｆ Ｕｎ ｃ ｏ ｕ ｐ ｌ ｉ ｎ ｇ Ｔ ｅ ｃ ｈ ｎ ｏ ｌ ｏ ｇ ｙ ｔ ｏ ＤＥＨ ｏ ｆ ２ ０ ０ ＭＷ Ｈ 系统简介
经
内蒙 古 丰 泰发 电有 限公 司 （ 以下 简 称 丰 泰公 司 ）
的
２ ｘ ２ ０ ０ ＭＷ 汽 轮机 为 哈 尔滨 汽 轮 机 有 限 责 任公 司 生
产的 Ｃ Ｃ ／ １ ４ ０ ／ Ｎ ２ ０ ０ — ３ ０ ０ ５ ３ ５ ／ ５ ３ ５型 超 高 压 一 次 中 间 再热 单 轴 、 三缸、 二排 汽 抽汽 式 汽 轮 机 。与 该 机 配 套的 Ｅ Ｈ部 分 采 用 高 抗 燃 油 装 置 ，工 作 压 力 为 １ ２ － １ ４ ＭＰ ａ 。供 热抽 汽 参数 ： 抽汽压力 ， ０ ． ２ ４ ５ ＭＰ ａ ； 抽 汽
再去分别控制高调门和低调门可实现热负荷的人工解耦控制人工解耦控制是在抽汽手动控制方式下通过人为地键入参数改变抽汽流量系数的大小来改变供热抽汽量也是通过解耦方程来完成整体操作过程的因此不会对电负荷产生大的影响
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Ｉ Ｎ Ｎ Ｅ Ｒ Ｍ Ｏ Ｎ Ｇ Ｏ Ｌ Ｉ Ａ Ｅ Ｌ Ｅ Ｃ Ｔ Ｒ Ｉ Ｃ Ｐ Ｏ ＷＥ Ｒ
的 开 度 乘 以非 线 性 系数 Ｋ， ＫＬ 就 能 真 实 地 代 表
供 热抽 汽流 量 ， 从而为 Ｃ Ｃ Ｓ提 供 了 可靠 的热 负 荷 变
化 的前 馈 信号 ， 见图 ２ 。
火电厂供热及热电解耦技术
火电厂供热及热电解耦技术热电解耦技术是一种以热能为驱动力的分离过程，广泛应用于工业领域中的分离、提纯等工序中。
而在电力行业中，火电厂供热存在着能源利用不充分和二氧化碳排放过高等问题。
针对这些问题，通过采用热电解耦技术，可以在提高热能利用效率的同时，降低二氧化碳的排放。
火电厂供热及热电解耦技术的具体实现可以分为以下几个步骤：1. 燃烧产热在火电厂中，使用燃料如煤、石油、天然气等进行燃烧的过程中释放大量的热能。
这部分热能可以被用于供热或发电等用途。
2. 热能输送利用管道或其他介质将产生的热能输送至需要的地方，如城市居民区、工厂等。
3. 热电解耦通过高温热能驱动产生的动力，运转发电机从而产生电能。
在这个过程中，通过热解分离技术对水进行电解，将水分离为氢气和氧气，并将产生的氢气运用于发电或其他用途。
经过这样的分离过程，火电厂所产生的能源可以得到更加充分的利用，从而达到更好的节约能源和降低排放的目的。
4. 排放减少在使用热电解耦技术的过程中，可以将水进行电解，将氧气、以及未使用的氢气与二氧化碳一同排放到大气中，这样就可以降低二氧化碳的排放量。
同时，这个过程也可以通过产生的能量转化成电能的形式来进行大规模的运用，从而实现能源的再利用。
在实际应用中，热电解耦技术有很大的优势。
首先，可以对火电厂排放的二氧化碳进行处理，从而减少环境损害和污染的影响。
此外，热电解耦技术还能够提高火电厂的热能利用效率，从而提高电站的整体效益。
在一定程度上，使用这种技术可以帮助企业大幅降低生产成本，从而为企业发展提供更好的条件。
综上所述，火电厂供热及热电解耦技术是一项非常有前景的技术，可以在保护环境、降低成本以及提高效率等方面发挥出很好的作用。
相信在不久的将来，这个技术将会得到越来越广泛的应用和推广。
火力发电厂热电解耦技术路线浅析
火力发电厂热电解耦技术路线浅析摘要：当前的火力发电机组多是热电联产机组，热电联产是一项综合利用能源的技术，实现了节能，改善了环境条件，提高了居民生活水平，为解决日益增长的电力供应与城市供热起到了积极的作用。
随着国家三改联动政策的推进，通过增加供热实现机组深度调峰成为一种技术途径。
解决机组深度调峰时供热能力降低问题同时成为制约机组调峰能力的瓶颈。
由此应运而生了多条热电解耦技术路线。
本文对目前主流的热电解耦技术路线做简要分析，供火力发电厂技术改造时参考。
关键词：热电解耦；热电联产；解耦技术路线；深度调峰1引言随着碳达峰碳中和政策的逐步推进，火力发电厂节能降耗深入开展已成为必然。
对于传统火力发电机组来说，热电联产无疑是节能降耗工作的重要一环。
热电联产是指发电厂即生产电能，又利用汽轮发电机组做过功的蒸汽对用户供热的生产方式，即同时生产电、热能的工艺过程。
较之分别生产电、热能方式节约燃料。
热电联产的蒸汽没有冷源损失，所有能将热效率提高到80%以上。
从生产工艺特点来说，热电厂与热电联产工程都是通过抽汽式汽轮机或背压式汽轮机，对外供满足工厂生产及居民采暖所需的蒸汽热源，同时生产将发出的电能并入电网。
热电联产机组的供热能力受机组发电负荷影响很大，在机组参与深度调峰的大背景下，提高低负荷率下的供热能力成为制约火力发电机组的关键。
2热电解耦技术路线基于当前火力发电厂面临的热电解耦形势，各发电企业、电力可研院所在积极的开展技术攻关，力求从技术层面破局。
目前比较成熟的技术改造方案有以下几种：一是低压缸零出力技术。
该技术通过放弃汽轮机低压缸作功能力，达到降低机组负荷实现深度调峰同时增加供热抽汽进而提高机组供热能力目的。
二是光轴供热技术。
该技术同样放弃汽轮机低压缸作功能力，但放弃原理与低压缸零出力有本质区别。
三是高背压双转子技术。
通过提高机组背压，将供热系统循环水引入火电机组汽轮机的凝汽器，达到乏汽利用于供热的目的。
四是汽轮机旁路供热技术，利用深度调峰盈利的特点牺牲机组经济性，达到降负荷增供热目的。
基于综合权重+TOPSIS的百万机组热电解耦改造综合评价研究
基于综合权重+TOPSIS的百万机组热电解耦改造综合评价研究摘要在“双碳”改革的大背景下，热电机组通过热电解耦改造，能够在保证供热能力充足的前提下，提高电负荷调节能力，为电网提供更好的调峰服务，帮助电网消纳更多的新能源发电。
同时，热电机组可以从中获得更多经济补偿，从而提高火电厂对未来电力市场的适应性。
本文以华北地区百万级别热电机组为对象，选择了热泵回收余热、低压缸近零出力、旁路供热改造三种可行方案开展综合评价。
首先建立热电解耦改造的综合评价指标体系，其次构建了基于综合赋权+TOPSIS综合评价模型，运用AHP+熵权法和TOPSIS方法得出了各方案综合排名。
结果显示低压缸近零出力改造是适应于百万机组热电解耦改造的最优方案，其次是旁路供热方案，最后是热泵回收余热方案，为百万机组热电解耦改造方案选择提供了重要参考。
1热电解耦改造的背景和意义热电联产机组的供热能量来自于汽轮机自身抽汽，抽汽量的大小取决于电负荷的高低，因此热电联产机组的供热能力大小与电负荷高低变化趋势一致，两者存在耦合现象。
热电解耦是指破解热电机组的热电捆绑关系，一定程度实现发电负荷和供热负荷的独立调节和供应。
热电解耦改造可以通过来储存或提高机组的供热能力，帮助热电机组实现深度调峰，从而为新能源机组电能消纳腾出空间；同时能够提高热电机组最大供热能力，为居民采暖需求提供有力保障。
另外，还能帮助机组够获得电网调峰收益，提高了热电厂的经济效益。
因此，热电解耦改造对热电厂未来的生存发展有重大意义，也是热电机组在能源新形势、经济新常态下的必然选择。
2热电解耦技术方案介绍热电解耦的常见技术方案有电锅炉储能技术、热泵回收余热技术、低压缸近零出力技术和旁路供热改造技术等等。
由于各个地区政策不同和发电机组的规模、特性不同，不同热电机组可选择的技术路线和方案差别很大。
以华北地区为例，该区域发电厂的上网电价远高于东北和西北地区，并且低谷时段用电优惠政策也未落实，电锅炉技术路线不适合华北地区热电机组用来进行热电解耦改造。
信息化背景下浅谈300MW汽轮机热电解耦运行技术
信息化背景下浅谈300MW汽轮机热电解耦运行技术作者：李健张蕾来源：《科学与信息化》2018年第04期摘要居民供热是关系到百姓民生的大事，必须首先予以保证，所以在传统以热定电的运行方式下，电厂的发电负荷不能随意降低，否则将引起供热量的不足，这就使得电厂配合电网调峰的能力大大下降。
如何彻底解决以热定电运行模式的调峰难题，实现在保证冬季居民供热的同时具有配合风电上网的调峰功能，实现电厂发电负荷受电网调控而降低时，供热量仍然能满足热网需求。
我们一直在努力寻求和研究更可行的方案来解决这一难题。
关键词热电解耦；降本增效；灵活性1 灵活性改造试验灵活性改造需要通过各种实验来采集数据通过试验可以认为临河热电厂所做的工作非常成功：2台磨不投油可以实现机组稳燃，最低负荷带至80～83MW；30%负荷以上负荷机组协调投入；25%负荷以上给水自动投入；40%负荷以上AGC投入，目前负荷调节速率设置为7MW/min，按机组额定负荷330MW计算，负荷调节速率为2.1%。
机组在83MW时可实现给水泵、凝结泵再循环门关闭运行。
关于低压缸切除试验低压缸切除试验存在一定的风险，主要有以下三个方面：鼓风问题：通过前期试验，因为鼓风引起的汽轮机末级和次末级叶片温度升高问题可以解决，东汽已给出末级叶片温度在120℃时报警、投喷水，停机值为200℃，次末级叶片温度在200℃时报警，停机值为210℃，以下是东汽给出的其他限制值：1.1 低压胀差报警值： +9mm停机值： +10mm1.2 凝汽器压力正常值： 5.0 - 5.5kPa报警值： 14.7kPa停机值： 19.7kPa1.3 低压缸排汽温度正常值：小于36℃报警值： 80℃（投喷水）停机值： 110℃（手动）1.4 热电解耦供热改造受供热机组热-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，国内供热机组深度调峰能力不足，与国外机组存在较大差距！低压缸零出力供热技术在低压缸高真空运行条件下，切除低压缸进汽，实现低压缸零出力运行，提高机组供热能力和电调锋能力[1]。
大型热电厂热电解耦方式选择
［ ＤＯ ｌ ｌ １ ０ ． １ ３ ６ １ ６ ／ ｊ ． ｃ ｎ ｋ ｉ 。 ｇ ｅ ｊ ｓ ｙ ｓ ｊ ． ２ ０ １ ８ ． ０ １ ． ０ １ ６ 旋备 ， 电力 电量平衡十分 困难 ， 热电耦合 问题突 出 ， 急 需进行 热电解耦改造 以缓解电网调峰困难及清洁能源消纳问题 。 东北 属于 高寒地 区 ，供热 期长 ，供 热机 组 占火 电容量 ７ ０ ％， 调峰 电源建设条件差 ， 冬季供 暖期调峰困难 ， 弃风 、 弃核
【 关 键 词】大型热电厂； 热电耦合； 热电解耦 ； 选择
【 Ｋ ｅ ｙ ｗ ｏ ｒ ｄ ｓ 】 ｌ ａ ｒ ｇ ｅ ｈ ｅ ａ ｔ － ｓ ｕ ｐ ｐ ｌ ｙ ｐ ｏ ｗ ｅ ｒ ｐ ｌ ａ ｎ ｔ ； ｔ ｈ ｅ ｒ ｍ ｏ ｅ ｌ ｃ ｅ ｔ ｒ ｉ ｃ ， ｃ ｏ ｕ ｐ ｌ ｉ ｎ ｇ ； ｈ ｔ ｅ ｍｏ ｒ ｅ ｌ ｅ ｃ ｔ ｒ ｉ ｃ ｄ ｅ ｃ ｏ ｕ ｐ ｌ ｉ ｎ ｇ ； ｓ ｅ ｌ ｅ ｃ ｔ ｉ ｏ ｎ ．
１ 引言
３热 电解Leabharlann 改造方式的技术经济对 比 当前 ， 国内主要 的热 电解耦改 造方 式有抽 汽供热 、 主蒸 汽
直接减温减压 、 大型 电蓄热种方式 。 本文结合东北地区某大型
问题严 重，电力 系统的新能源消纳 能力成为制约可再 生能源
发展的关键 因素 。为了保障东北地 区电力系统安全 、 稳定、 经
董 云风 ， 吕少胜
（ 河北省 电力勘测设计研究院 ， 河北省电力勘测设计工程技术研究 中心 ， 石家庄 ０ ５ ０ ０ ３ １ ）
火电汽轮机组热电解耦技术研究
火电汽轮机组热电解耦技术研究柳磊;杨建刚;王东;刘成【摘要】针对供热机组受传统“以热定电”运行模式限制,单机调峰能力低(最大仅有50％),无法满足深度调峰的问题,以国电集团西北地区所辖火电供热机组的实际运行情况为出发点,结合汽轮机组节能诊断及机组改造经验,提出了高、低压旁路联合供热,低压缸切缸运行两种热电解耦技术方案,通过比选得出两种技术方案的优缺点及适用范围.【期刊名称】《宁夏电力》【年(卷),期】2017(000)006【总页数】5页(P62-66)【关键词】火电机组;灵活性改造;深度调峰;热电解耦【作者】柳磊;杨建刚;王东;刘成【作者单位】国电科学技术研究院银川电力技术分院,宁夏银川,750011;东南大学,江苏南京,210000;国电科学技术研究院银川电力技术分院,宁夏银川,750011;国电科学技术研究院银川电力技术分院,宁夏银川,750011【正文语种】中文【中图分类】TK262近年来，随着我国风力、光伏发电占比的增加，同时受经济放缓因素影响，全社会工业用电负荷大幅下降，部分地区（主要是东北、新疆、甘肃、宁夏等“三北地区”）出现了严重的弃风、弃光问题，尤其是冬季供热期间，受火电装机容量大、调峰能力弱等因素限制，电网对风电和光伏的消纳形势变得日趋严峻［1-2］。
目前，火电机组是“三北”地区的主要电源点，装机容量超过400 GW，通过国家政策引导，对“三北”地区火电机组运行进行灵活性改造，可释放100 GW以上的调峰空间［3-6］。
尤其是在冬季供热期间，通过热电解耦技术，提高火电供热机组的深度调峰能力，解决电网对风电和光伏的消纳难题。
该技术是现阶段各电力科研院所及发电集团关注的主要问题之一。
本文以国电西北地区所辖火电供热机组的实际运行情况［7］为出发点，结合汽轮机组节能诊断及机组改造经验［8-10］，提出了高、低压旁路联合供热技术，低压缸切缸运行技术两种热电解耦技术方案，并通过比选给出了两种方案的优缺点及适用范围。
面向电源侧灵活性提升的热电解耦技术综述
《中国能源》（月刊）~2021年第5期面向电源侧灵活性提升的热电解耦技术综述申融容\玄婉玥2,张健\张为荣、董玉亮3,袁家海h 4(1.华北电力大学经济与管理学院，北京102206,2.中国矿业大学（北京）管理学院，北京100083,3.华北电力大学能源动力与机械工程学院，北京102206,4.新能源电力与低碳发展研究北京市重点实验室，北京102206)摘要：热电解耦作为热电机组灵活性改造的关键技术，可有效提升热电厂的调峰和供热调节能力，提升电源侧灵活性，是促进新能源消纳的重要措施之一。
本文首先梳理了国内外热电解耦的主要技术手段，对配置储热水罐、配置电锅炉、切除低压缸、高背压改造、旁路供热和余热供热等六种典型热电解耦技术的运行特性进行分析，然后结合实际工程案例，对热电解耦技术的投资成本、调峰能力提升、供热能力提升以及能耗影响进行了论述，最后从理论与实践结合的角度对比了不同的热电解耦技术对热电厂的技术和经济影响，着重分析了其对热电机组灵活性的影响。
关键词：热电解耦；灵活性；调峰能力；供热能力中图分类号：T K01文献标识码：A文章编号：丨003-2355-(2021)05-0051-09D o i:10.3969/j.issn.1003-2355.2021.05.008Abstract:As the key technical means for flexibility retrofitting of the combined heat and power (CHP) units, decoupling of thermal and power generation can effectively improve the peak load regulation ability and heating regulation ability of thermal power plants, thus increasing the flexibility of power supply side. Therefore, decoupling of therm al and power generation is crucial to the power system with a high proportion of renewable energy. This paper reviews the main technical means and development status of decoupling of thermal and power generation, and analyzes operating characteristics of six typical retrofitting technologies. Combining w ith actual cases, this paper systematically discusses the investment cost, the improvement of peak load regulation ability, the improvement of heating capacity and the impact of energy consumption of these typical retrofitting technologies. The technical and economic effects of different retrofitting technologies on the CHP units are compared from the comprehensive perspective of theory and practice. The influence of different retrofitting technologies on the flexibility of units is emphatically analyzed.Key words:Decoupling of Thermal and Power Generation; Flexibility; Peak Load Regulation; Heating Capacity收稿日期：2021-04-06作者简介：申融容（1997-)，女，硕士研究生，主要研究方向为电力系统灵活性、火电灵活性改造与新能源消纳等。
供热汽轮机实现大范围热电解耦的方案探讨
技术研发TECHNOLOGY AND MARKETVol.24, No.3,2017供热汽轮机实现大范围热电解耦的方案探讨李刚(东方汽轮机有限公司，四川德阳618000)摘要：热电联产是业内公认的节能减排、改善环境的有效技术，我国通过长期持续发展，热电联产机组装机已有较大规 模。
如何合理配置旁路系统、储热系统，以及优化机型方案设计，实现较大范围的热电负荷解耦，在改善“三北地区”采暖 期消纳风电等可再生清洁能源方面具有重要意义。
关键词：热电联产；热电解耦；供热汽轮机doi：10. 3969/j.issn. 1006 -8554. 2017. 03.0240引言截止2015年底我国热电联产机组以占火电装机规划的 32%〜35%。
“十一五”以来，临近集中供暖区的新建超临界 350 MW及以下功率等级的火电机组基本都是热电联产机组；此外，一批在役大功率纯凝机组已通过供热改造，并有序关停 供热锅炉及能耗高、污染重的燃煤小热电机组，有效缓解了采 暖季供热需求与污染排放的矛盾。
目前我国热电联产发展需 进行技术升级，在优化电力构成、消纳清洁能源方面发挥更重 要的作用。
因受目前供热机组自身特点限制，需机组功率达到 较高值时才能满足一定供热量的要求，热电负荷解耦范围受 限，参与调峰能力差;不利于采暖季电网消纳“风、光”等清洁能 源。
一种供热能力突出、热电解耦范围大、调峰运行灵活性好 的热电联合机组，能在优化电力构成、节能减排方面具有重大 意义。
1合理配置机组旁路系统及储热系统，优化供热工况运行 模式目前在运行常规抽汽凝汽式热电联产汽轮机，只有电负荷 达到一定比例以上时，才能对外提供一定量的采暖蒸汽，见图1。
以超临界350 MW湿冷采暖供热机组为例，中排对外提供 压力约0.4 MPa，流量约400 t/h采暖蒸汽时，通常需要主汽流 量达到900 t/h以上。
主汽流量除包含对外采暖供热蒸汽量 外，还需满足回热系统的蒸汽流量及低压缸的最小冷却流量；此时对应的最小电负荷约为额定电负荷的65%以上；主汽流 量通常需要达到680 t/h以上时，机组才允许对外供热。
热电联产机组热电特性及储热解耦技术研究
热电联产机组热电特性及储热解耦技术研究摘要：热电联产机组热电特性复杂、热电耦合强烈，严重限制了热电联产机组的运行区间，采用储热有望实现热电联产机组的热电解耦，提升热电联产机组的运行灵活性。
为此，本文结合实例机组，研究获得了热电联产机组的热电特性及储热解耦技术的解耦性能，发现采用储热后机组的最大供热能力显著提高，机组的最低电负荷率显著下降，解耦效果明显。
关键词：热电联产机组;电热特性;热电解耦;储热随着社会的进步，人口的增长和人民物质需求的提高，世界的能源需求不断增加。
2015年，全球能源消费量增长2.5%，而其主要的推动力为中国、印度等新兴经济体，能源消费依然侧重于化石燃料，化石燃料在能源消费中的份额高达87%，石油、煤炭和天然气各占一次能源消费量的33%、30%和24%。
近年来随着能源解耦向着低碳化、清洁化方向发展，可再生能源占比逐渐提高。
风能、太阳能等可再生能源发电时变特性强烈，造成弃风、弃光现象严重。
热电联产机组具有强烈的热-电耦合特性，严重限制了热电联产机组的运行区间。
为此，对热电联产机组进行热电解耦至关重要。
热电解耦改造技术主要有热电联产机组性能挖潜[1]、电锅炉、吸收式热泵、压缩式热泵、储热罐[2]，低压缸光轴改造[3]、主蒸汽减温减压等。
储热是一种典型的热电解耦技术，本文对储热的热电解耦性能展开研究分析。
一、热电联产机组的电热特性热电联产机组安全运行存在着一些限制条件：（1）主蒸汽流量不能超过汽轮机的最大进气量；（2）锅炉蒸发量不能低于锅炉稳燃的最小蒸发量；（3）低压缸进期流量不能低于最小凝汽流量；（4）供热抽汽参数需达到热用户的需求；（5）供热抽汽流量不能高于机组的最大供热抽汽量。
在这些条件的限制下，热电联产机组由热电耦合特性。
本文计算的机组的单级抽汽式汽轮机组，它是中汽轮机中间（即中压缸与低压缸连通管处）抽取了一部分蒸汽作为热源用于对外供热。
因此，进入汽轮机的新蒸汽可以分为两股，一股在汽轮机前半部分（即汽轮机高压缸和中压缸）做功后，从中压缸排汽口抽出用于供热，称为供热汽流；另一股则流过汽轮机的后半部分（即汽轮机低压缸）继续做功，最后排入凝汽器冷却，可称为凝汽汽流。
热电联产机组热电解耦改造技术路线探讨
热电联产机组热电解耦改造技术路线探讨摘要：结合我国风电、光伏、水电等新能源电力装机容量持续快速增长，部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水问题，现有热电联产机组受限于“以热定电”的运行方式，无法实现有效调峰。
结合此背景，本文对热电联产机组的热电解耦改造理论及技术进行归纳探讨，经过对比，推荐合适的改造技术线路。
关键字：热电解耦；高背压；低压缸零出力一、引言近年来，我国风电、光伏、水电等新能源电力装机容量持续快速增长，在役及在建装机容量均已位居世界第一。
从目前的情况来看，我国电力系统调节能力难以完全适应新能源大规模发展和消纳的要求，部分地区出现了较为严重的弃风、弃光和弃水问题，尤其是东北、华北、西北（三北）等地。
以东北区域为例，东北地区供热期长，供热机组占火电容量70％，尤其在冬季供热期，现有热电联产机组受限于“以热定电”的运行方式，无法实现有效调峰，弃风、弃核问题严重。
为提升热电联产机组的调峰能力热电联产机组热电解耦改造亟需进行推广实施。
热电解耦的是为解决“以热定电”运行模式的调峰难题，实现在保证冬季居民供热的同时具有配合风电上网的调峰功能，保证火力发电负荷受电网调控而降低时，供热量能热网需求。
二、热电解耦技术路线探讨结合热电联产机组特性及调峰相关政策本文对热电联产机组高背压供热改造、低压缸光轴供热改造、热压机提质分级供热改造、低压缸零出力供热改造进行理论及技术归纳。
具体如下：2.1热电联产机组高背压供热改造技术高背压供热是近几年快速发展的一种高效、可靠的供热技术，其实质是高背压供热，通过供热期与非供热期双转子互换可显著提高汽轮机的安全可靠性。
供热期汽轮机采用专门制造的高背压供热低压转子、拆除低压缸末两级叶片或者进行低压缸改造提高汽轮机工作背压范围，提高汽轮机的排汽背压，并将凝汽器循环冷却水出、入口直接接入供热系统，由热网循环水充当凝汽器循环冷却水。
该循环水供热可采用串联式两级加热系统，热网循环水首先经过凝汽器进行第一次加热，吸收低压缸排汽潜热，然后再经过供热首站蒸汽加热器完成第二次加热，生成高温热水，送至热水管网通过二级换热站与二级热网循环水进行换热，高温热水冷却后再回到机组凝汽器，构成一个完整的循环水路，非供热期采用纯凝工作方式，凝汽器循环水切换到原循环冷却水供水状态，汽轮机排汽参数恢复到正常水平，形成低背压，即汽轮机恢复原纯凝工况运行。
大型发电厂供热改造和优化运行以及热电解耦的措施
大型发电厂供热改造和优化运行以及热电解耦的措施摘要：随着我国日益严峻的环境问题,以及城市对供热需求的不断增长,对现有供电机组进行供热改造成为了一举两得的高效应对策略。
但由于机组工况与设计值并不完全匹配,造成供热改造后机组的运行特性发生变化。
本文以某发电厂供热改造后的实际运行实践,介绍了机组改造后可能出现的特性变化及应对策略，同时针对机组供热改造后，可能会出现的热电矛盾，因此本文对目前国内热电解耦技术做一个简单分析和总结。
关键词：供电；改造；特性变化；对策随着我国环境问题的逐渐凸显,国家对于节能环保的要求日益提高。
近年来随着电力工业迅速发展,一大批大型机组相继建成投产,供电紧张的局面有所缓和。
而同时热负荷较集中的城市热网的迅速发展和热电厂供热能力不足的问题十分突出。
[1]这就为大型供电机组的供热改造打造了良好的基础,也成为了目前电力企业改革的主要方向之一。
因此机组实际运行将是极为复杂,发电和供热经常不是同步变化,很难达到设计工况,节能效果自然会有较大下降。
以某发电厂供热机组的生产运行为例,此次供热改造机组共提供两路供汽汽源。
一路为高压汽源,取自再热蒸汽热段,设计压力为3.23MPa,温度为538℃,最大抽汽量为50t/h;另一路为低压汽源,在中压缸排汽联通管道安装阀门进行抽汽供热,设计压力为0.9MPa,温度为330℃,最大抽气量为300t/h。
一、改造后的运行特性变化与相应对策1、供热改造后机组总体经济性明显提高。
机组供热改造后正式投产,在其正常供热运行,由于进行了项目后评估报告,其数据显示机组供电煤耗下降22.9g/kWh,年节约标煤约4.53万吨/年,减排二氧化碳约10万吨/年,大幅减少粉尘、二氧化硫和氮氧化物污染，其节能减排功效及经济效益均十分理想。
2、四级抽汽压力上升。
此次供热改造,在中压缸排汽联通管道安装阀门,即中低压连通调门,以此对中排汽进行升压及分配,一部分进入低压缸继续做功,另一部分进入低压供热管道,对外供汽。
天津市主力热电联产机组热电解耦改造分析
（!）电蓄热供热。该改造方法是给热电联产机组加装电蓄热 锅炉，具体运行原理为：在电负荷低谷时间段，除了汽机抽汽供
热之外，热负荷缺口由电蓄热锅炉将电能转换成热能直接供热；
在电负荷尖峰时段，热负荷全部由汽机抽汽供热。同样，这种改
造方法初始投资较高，且直接将高品位的电能转化为低品位的
热能，造成机组能效降低。 （0）汽轮机旁路供热。这种改造方法是对汽轮机主蒸汽管道
进行旁路改造，运行原理为：在供热高峰时段，直接将主蒸汽进
行减温减压进行供热。该方法初始投资较低，改造方便，但是减
温减压降低了蒸汽参数，损失了蒸汽有效高位热能，造成机组能
效降低。 （+）切低压缸供热。这种改造方法是将原本进入低压缸的蒸
汽用于供热，并保证机组安全稳定运行。该方法改造简单，投资
较少，且具有一定的经济效益。但是在机组抽凝和且低压缸供热
热回收，驱动汽源凝结水及提取余热后的余热载体返回至电厂
主机系统；热网回水依次进入热泵、热网加热器进行二次串联加
热。该方法是一种新型的热电解耦技术，在实现热电解耦和节能
协同提升的同时，还要保持汽轮机抽凝运行模式下的灵活响应
电负荷的能力，具有很高的发展潜力。
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目前，受供热期热电矛盾的影响，各大主力热电厂积极进行
浅谈几种热电解耦技术改造
2018 年 9 月 Sep.2018
浅谈几种热电解耦技术改造
申景波
（神华国能天津大港发电厂有限公司，天津，300272）
摘 要： 为解决日益严重的弃风（光、水）问题，提高新能源的消纳能力，提高火电机组的运行灵活
性，实现供热机组热电解耦，已是迫在眉睫的任务。本文主要针对供热机组热电解耦技术改造如低真
作者简介：申景波（1986-），男，工程师，2009 年毕业于华北电力大学，现任职于神华国能天津大港发电厂有限公司生产技术处，主要从事汽轮 机专业管理工作。Tel：18526679303，E-mail：526567922@
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申景波：浅谈几种热电解耦技术改造
第9期
压条供下的换热要求，同时解决凝汽器水室承压、温 度升高造成管束与壳体膨涨不均匀，以及与低压缸之 间的应力过大的问题。
机组进行低真空供热改造，基本避免了低压缸凝 结水大量的冷源损失，对降低煤耗有明显作用，符合 国家节能减排的需求。此种改造主要是通过增大改造 机组供热能力，减轻邻机供热负荷，从一定程度上增 强邻机热电解耦灵活性，但将限制改造机组深度调峰 能 力（300MW 等 级 机 组 改 造 后 最 低 发 电 负 荷 约 为 180MW）。同时为保证凝汽器冷却效果，需要较大量 的热网循环水以及较大的供热面积（300MW 等级机 组改造后需要至少 12000t/h 热网循环水量）。保证供 热面积和改造机组的发电负荷，是该项目可实施改造 的关键条件。
光轴设计计算时要保证重量与原低压转子相近，
1
2
2
图 2 光轴转子
使得低压轴承载荷不变，油温等参数满足机组安全运 行要求。光轴的转动惯量要和原转子尽量相同或相 近，质量分布要保证临界转速和扬度与原低压转子相 近，使得轴系的振动特性和安装特性不变，见图 2。 3.1.2 供热抽汽系统的 3 个改造方案
一种应用于灵活性改造、深度热电解耦的工业供汽（供热）增汽机系统
一种应用于灵活性改造、深度热电解耦的工业供汽（供热）增汽机系统【摘要】一种应用于灵活性改造、深度热电解耦的工业供汽（供热）增汽机系统目的就是为了克服上述发电厂机组的矛盾而提出一种新型系统，提供一种适应灵活性改造、深度热电解耦的系统及方案，该系统及方案不仅能够做到提高接纳风电太阳能等领域的能力，达到解耦的目的，而且能大幅度提高机组的工业供汽（或供热）能力；具有最直接、收益高等优点。
【关键词】热电解耦工业供汽灵活性改造1.技术领域对外有工业供汽（供热）的发电厂1.背景技术当前形势，随着国内风电、太阳能以及其它新能源领域发电机组装机容量的增大（都已位居世界第一），这就要求燃煤机组必须接纳以上形式的领域。
而实际上一些地区的弃风弃光率日益增长，消纳已经成为制约可再生能源发展的关键因素。
这样为了配合可再生能源发电上网的发展需要，势必要求现有的机组越来越多参与到灵活性改造过程中，以提升调峰能力。
同时热电联产机组越来越持续增加，因为居民供热是关系到百姓民生的大事，必须首先予以保证，所以在传统以热定电的运行方式下，电厂的发电负荷不能随意降低，否则将引起供热量的不足，这样与大幅接纳风电太阳能等领域的发展相矛盾，而很多电厂又承担着向周边工业园区提供一定量的工业蒸汽，而工业供汽又有真很好的经济收益，消纳、供热、供汽、发电，势必要求电厂同时兼顾，这样在参与灵活性改造的过程中也要做到深度热电解耦，而本文所提的增汽机系统能解决以上矛盾，且具有一定的节能减排效果。
1.技术内容现有技术：单纯只通过主蒸汽或者冷再蒸汽减温减压，当需要机组调峰低电负荷而需要外供高压蒸汽时，这样引起的不良后果：①会使过热器和再热器流量偏差增大；②使再热器的流量和压力偏小，再热器容易烧坏；③无法实现热电解耦。
采用增汽机系统，用减压后的主蒸汽（降低蒸喷的产品制造难度）抽取热再出口重新回到再热冷段，使得再热器流量增大到所需流量。
解决上述问题的技术方案要点：是通过增汽机系统（增汽机系统工作原理基于高压蒸汽抽取低压蒸汽获得中压蒸汽），在电厂热力系统中创新应用，合理布置，选择最佳设计参数，达到解耦且满足产能的目的。
东北区域大型火电站热电解耦技术探讨
东北区域大型火电站热电解耦技术探讨发布时间：2021-09-08T05:39:54.883Z 来源：《科学与技术》2021年第29卷13期作者：王国力[导读] 本文阐述了热电解耦技术背景王国力（国家电投黑龙江分公司黑龙江哈尔滨 150090）摘要：本文阐述了热电解耦技术背景，并对该技术拟实施火力发电站的各类实际问题进行了综合分析，并指出了运行优势及缺点。
关键词:热电解耦；辅助调峰；供热；抽汽前言自十三五以来，东北经济在“三去一降一补”供给侧改革的背景下增速放缓，东北区域用电负荷增长乏力。
另一方面，以光伏、核能、风电等为代表的新能源发展势头迅猛。
东北电网供、受端矛盾日益加剧。
近几年，全国发电平均利用小时数呈逐年下降趋势，据统计，2016年全国6MW以上机组发电设备利用小时数3785小时，同比减少203小时，是1964年以来最低水平。
2016年辽宁省发电设备利用小时数3857小时，黑龙江省3411小时，吉林省2756小时。
2015年弃风、弃光比例分别达到19%、15%，2016年更是高达近50%，电源结构中灵活电源少，火电机组占比高，是导致调峰能力不足的重要原因。
尤其冬季受供热机组最小核准运行方式影响，调峰能力进一步降低。
据统计，2015年67%的弃风出现在供暖期，其中80%的弃风又集中在低谷时段。
在此背景下，为缓解这一电网供给侧矛盾，《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》(2016.11版)应运而生，该文件旨在保障东北地区电力系统安全、稳定、经济运行，缓解热、电之间矛盾，促进风电、核电等清洁能源消纳，开展东北电力辅助调峰服务。
所谓辅助调峰服务是指并网发电机组通过平滑稳定地调整机组出力、改变机组运行状态或调节负荷所提供的服务。
即在调峰补偿服务时段多发电考核，少发电补偿。
1．火电站辅助调峰背景：本文以介绍东北地区某600MW等级大型电厂为例进行说明，该电厂地处大兴安岭南端山脊的西北坡，气候寒冷。
年平均气温0.7℃，供暖期长达8个月。
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浅谈几种热电解耦技术改造
发表时间：2019-04-11T16:45:09.673Z 来源：《电力设备》2018年第30期作者：郝鹏
[导读] 摘要：随着我国的综合国力在不断地加强，为解决日益严重的弃风（光、水）问题，提高新能源的消纳能力，提高火电机组的运行灵活性，实现供热机组热电解耦，已是迫在眉睫的任务。
（国家能源投资集团有限责任公司北京 100034）
摘要：随着我国的综合国力在不断地加强，为解决日益严重的弃风（光、水）问题，提高新能源的消纳能力，提高火电机组的运行灵活性，实现供热机组热电解耦，已是迫在眉睫的任务。
本文主要针对供热机组热电解耦技术改造如低真空供热改造、背压光轴改造，以及低压缸零出力供热改造等进行介绍和分析，结合不同改造方案的适用性比较分析，为供热机组实现热电解耦的技术改造提供借鉴。
关键词：热电解耦；灵活性；调峰低真空供热；背压光轴；低压缸零出力
至2017年底，全国全口径发电装机容量17.8亿kW，其中火电、水电、风电、太阳能、核电等分别占比62.2%、19.2%、9.2%、7.3%、2.0%。
大力发展风能、太阳能等可再生能源已成为“十三五”期间我国电力发展的重点任务之一。
风能、太阳能集中快速发展的“三北地区”，冬季采暖季弃风、弃光现象越来越严重，一方面是由于该类型电能较强的随机性和间歇性，大规模并网在一定程度上会给电网的完全稳定运行带来负面影响；更重要的原因是这些地区电网中占主体地位的燃煤供热机组因供热而无法参与有效调峰，极大挤压了风电、太阳能发电的并网空间。
《电力发展“十三五”规划》明确指出，提升我国火电运行灵活性，改造预期使热电联产机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%~50%额定容量。
此外，建立了利益调节机制，并出台和落地了各种辅助服务市场、峰谷电价等一系列配套政策，以提高调峰积极性。
提高燃煤供热机组深度调峰能力的主要途径是有效削弱其热-电强依赖特性。
本文以某亚临界330MW供热机组为例，就燃煤供热机组热电解耦的主要技术进行探讨，为即将开展火电灵活性改造的机组提供改造思路。
1低真空供热改造
1.1主要改造范围
主要改造范围有：低压缸双背压双转子互换、凝汽器改造、化学精处理改造、循环开式冷却水系统改造、凝结水泵改造、更改相应热工相关逻辑6项。
（1）凝汽器改造，适当增大换热面积以满足高背压条供下的换热要求，同时解决凝汽器水室承压、温度升高造成管束与壳体膨涨不均匀，以及与低压缸之间的应力过大的问题。
（2）化学精处理改造，由于凝结水温度提高，应更换适应高温的树脂，以提高配套设施的冗余量和耐高温能力。
（3）循环开式冷却水系统改造，由于原有的循环水系统停止运行，本机无法提供辅机设备所需的却水源，需要从邻机接引过来。
（4）凝结水泵改造，由于高背压工况下凝结水温度在50℃左右，需要将凝结水泵密封件更换为耐高温部件。
更改相应热工相关逻辑，低压缸排汽压力供热期运行时，更改定值为65kPa，汽轮机跳闸。
低压缸排汽温度高报警供热期运行时更改定值为84℃。
图1 电极锅炉应用于供热机组热电解耦的系统示意
1.2电极锅炉技术原理
电极锅炉是利用水的高热阻特性，直接将电能转换为热能，并将热能传递给介质的热能装置。
该方案的本质是以消耗部分汽轮机发电功率的电极锅炉补充机组供热能力不足部分，并实现热电解耦，降低机组上网功率。
供热机组应用该方案参与深度调峰的运行方式为：风电过剩时段，供热机组降低发电负荷以接纳风电上网，由电极锅炉通过消耗另外一部分风电以补偿供热不足；或者供热机组发电负荷略有下降，由电极锅炉在厂内消耗部分甚至全部发电负荷作为供热补充，实现供热机组少上网或者零上网，极端工况甚至可以从电网消纳电量，实现负上网。
电极锅炉应用于供热机组热电解耦的系统如图1所示。
电极锅炉加热系统与机组原加热系统并联连接，当电网需求低谷、汽轮机抽汽对热网水加热不足时，开启电极锅炉，从热网循环水泵出口母管引出部分流量的热网水至电极锅炉加热，与此同时，电极锅炉消耗一定电功率，在上网功率一定的情况下，汽轮发电机组出力=深度调峰功率（低谷）+电极锅炉功率+厂用电，故汽轮机发电功率随电极锅炉功率相应增加，中排蒸汽和电极锅炉同时满足热网水的加热需求。
同储热供热一样，供热机组配置电极锅炉装置时也需要根据当地电网形势、调峰政策、供热热负荷等因素进行优化设计。
调峰补贴价格水平随着供热机组实现大面积灵活性改造完成必然呈下降趋势。
根据当前供热现状、40%THA热电解耦目标，电极热水锅炉的容量初选30MW。
2低压缸零出力改造
2.1改造前后技术参数
2.1.1改造前后抽汽能力对比
以300MW等级机组低压缸零出力改造为例：如图2所示，机组额定主蒸汽流量条件下，改造后采暖抽汽流量为713t/h，同改造前相比，采暖抽汽流量增大348t/h，对应采暖抽汽热负荷增大265MW。
图2 改造前后抽汽流量对比
2.1.2改造前、后电负荷调峰能力对比分析改造前、后机组抽汽供热、电负荷调峰关系见图3。
图3 改造前、后机组抽汽供热、电负荷调峰关系
改造后在锅炉最低稳燃负荷（按40%BMCR蒸发量考虑）条件下，主蒸汽流量为427t/h，抽汽供热流量为312t/h，此时机组发电功率为85MW。
将改造前、后供热负荷（采暖抽汽流量）保持不变来对比，低压缸零出力工况同设计排汽流量工况相比，在同样采暖抽汽流量下，机组最低电负荷可相对下降150MW。
2.2改造范围
（1）中低压连通管改造。
（2）供热蝶阀改造。
（3）增设低压缸冷却蒸汽系统。
（4）配套汽轮机本体运行监视测点改造。
（5）低压缸末级叶片抗水蚀金属耐磨层喷涂处理。
小容积流量工况运行时，低压缸末两级处于鼓风工况运行，导致低压缸末两级后温度和低压排汽缸温度升高，为降低低压排汽缸温度，需要持续投入喷水减温，维持低压排汽缸温度在安全范围内。
而小容积流量条件下，末级叶片出现的涡流会卷吸减温水至动叶流道，加剧动叶出汽边根部区域水蚀情况，威胁机组安全运行。
因此，建议对低压缸末级叶片实施金属耐磨层喷涂处理。
（6）配套供热系统改造。
为保证低温省煤器正常投运，保持凝结水系统有较大流量，需将热网加热器疏水直接接至凝汽器。
由于热网疏水温度相对较高，如果将热网疏水直接回凝汽器，容易造成能量浪费。
为减少该部分热量浪费，建议在热网加热器侧加装外置式疏水冷却器，将热网疏水热量传递至热网循环水，热网疏水降温后再接至凝汽器。
（7）配套自动控制系统改造。
（8）低压缸零出力运行试验。
2.3改造适用性
低压缸零出力改造可在相同发电负荷下增大原有机组的抽汽能力，在不影响供热负荷的前提下，主要用于实现供热机组灵活性深度调峰。
但是目前国内已改造机组无连续长期运行的业绩。
结语
与低真空供热、背压光轴供热改造等供热改造方案相比，低压缸零出力供热技术，能够实现供热机组在抽汽凝汽式运行方式与高背压运行方式的灵活切换，使机组同时具备高背压机组供热能力大、抽汽凝汽式供热机组运行方式灵活的特点，避免了低真空供热改造（双转子）和光轴改造方案采暖期前后，需更换两次低压缸转子的问题和备用转子存放保养问题，机组运行的维护费用大大降低。
参考文献
［1］王汝武.电厂节能减排技术［M］.北京：化学工业出版社，2008.
［2］刘树昌.大型凝气机组供热改造［M］.北京：中国电力出版社，2012.
［3］刘志真.热电联产［M］.北京：中国电力出版社，2006.［4］王宇清.供热工程［M］.北京：机械工业出版社，2008. ［5］孙奉仲.热电联产技术与管理［M］.北京：中国电力出版社，2008.。