CN106894855B - 一种基于热源端和热网综合调节的热电解耦改造及运行方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种基于热源端和热网综合调节的热电解耦改造及运行方法，该技术利用高低压旁路、低压缸脱缸运行、电锅炉、热网管网储热实现热电解耦。为了保证低负荷下机组的供热能力，在原有抽汽供热方式的基础上通过低压缸脱缸运行改造，增加机组的供热能力；同时通过首站和二次站的联合调节，利用一次管网在较高负荷时储热以补充低负荷时供热能力的不足；通过低压缸脱缸运行及一次管网储热，基本可以解决整个供热期期间低负荷下的供热量的问题。辅以电锅炉改造，防止极端天气期以及机组长时间低负荷运行管网导致蓄热功能失效时，通过电锅炉做为热负荷的调峰；同时对高低压旁路进行改造作为供热的备用手段，进一步提高机组低负荷下供热的可靠性。
Description
技术领域
本发明属于火力发电机组的应用领域，尤其是涉及火力发电机组灵活性改造中的供热系统，是一种基于热源端和热网综合调节的热电解耦改造及运行方法。
背景技术
进入十三五，随着国家以及国际社会对环境保护的日趋重视，火力发电机组灵活性改造，以及热电解耦十分迫切。火电机组进行灵活性改造有以下原因：
碳排放达标的需要：中国碳排放量占全球的20%，2016年9月3日，中国向联合国递交《巴黎协定》批准文件，中国二氧化碳排放量在2030年达到峰值，2020年非化石能源占一次能源的消费的比例达到15%，2030年达到20%，煤和煤电的发展将会受到限制。
非水可再生能源的发展和消纳：据估计到2020年，风电装机将达到2.3亿千瓦左右（每年增长2千万千瓦），太阳能发电装机将达到1.4亿千瓦左右，两者加起来有4亿千瓦以上。消纳非水可再生能源，成为紧迫的任务；风电和太阳能的波动性给煤电灵活性改造带来需求。
煤电是灵活性改造的最佳对象：煤电占我国装机容量的比重较大，2014年占全国装机容量的67%，全国30万千瓦机组880台，60万千瓦的机组481台。2016年国家密集出台一系列政策进行火电灵活性改造。改造目标为热电机组增加20%额定容量高峰能力，最小技术出力达到40%—50%额定容量；纯凝机组达到30%—35%额定容量，这是最低要求，部分机组达到国际先进水平，不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%~25%。
当前火力发电机组进行热电解耦的主要方式有以下几种：
1）汽轮机侧改造：高背压改造、低压缸光轴改造，电厂高背压改造就是常规所说的电厂低温循环水供热，通过降低电厂凝汽器的真空度，提高排汽压力和温度，用汽轮机低压缸排汽加热热网循环水，达到直接供热或者经过尖峰二次加热后供热的目的；低压缸光轴改造就是在采暖季前将汽轮机原低压转子更换为光轴转子，彻底解列低压缸运行，即中压缸排汽全部进入热网加热器，热网循环水系统不做较大的改变，采用一根光轴直接连接中压转子和发电机转子，供热结束后，将低压光轴转子更换为纯凝转子。此类改造优点是运行成本较低，增加机组供热能力，缺点是改造造价较高，灵活性不够好，采暖期非采暖期需停机检修，更换转子等工作增加检修量，尤其是高背压技术无法适应机组低负荷运行，低负荷运行时易发生鼓风现象。
2）储热技术方式：目前，有较大规模工程实际应用的储热技术主要有显热储热技术与潜热储热技术。显热储热主要是通过储热材料温度的上升或下降而存储热能，显热储热是各种储热方式中原理最简单、技术最成熟、材料来源最丰富，成本也相对较为低廉的一种，因而实际应用最为普遍。显热储热中最普遍的技术就是热水储热系统，储热设备主要采用储热水罐，热电联产机组可在上网电量高峰时段大量生产电能，并将产生的热能储存起来；在用热高峰且上网电量处于较低的波动区间时，则可以维持较少的发电量，缺少的部分热量由储热罐储存的热量来提供。此类技术优点是技术成熟，商业化程度高，缺点是造价相对其他技术昂贵，占地空间大，储热温度较低，而且储热水罐为了适应峰谷周期储热必然带来储热损失，一个峰谷周期可能会损失储热量的5%甚至更多。
3）旁路改造：就是利用主汽、再热蒸汽辅助供热，主要是高低压旁路增容，在主蒸汽管道与再热冷段蒸汽管道之间设置减温减压器，利用低压旁路减温减压后蒸汽至供热母管参与供热。此类技术优点是改造相对简单，增加供热能力，缺点是有再热器超温，汽轮机推力变化等问题出现，影响机组安全性，而且改造后相当于直接采用主汽参数为16.7MPa，540℃的高品位蒸汽减温减压供热，机组运行经济性差。
4）电锅炉技术：主要原理是通过设置电锅炉满足高温热水热负荷，电锅炉用量来自机组发电，由于电锅炉消耗了部分电量，因此机组实际发电负荷可以不用降至过低，机组能够保持较高发电负荷的同时，供热负荷能够得到满足。优点是运行灵活，机组实际负荷率高，对汽轮机本体不进行改造。缺点是进行灵活性改造需要较大功率电锅炉，造价较高。
申请号：CN2016108054719中国发明专利公布了一种从电站锅炉抽蒸汽的热电解耦供热系统，该发明公开了一种从电站锅炉抽蒸汽的热电解耦供热系统，热网回水主要采用凝汽换热器进行加热，在凝汽换热器后面再增加抽汽加热器，抽汽加热器的热源蒸汽从电站锅炉的过热段或再热段抽取；当汽轮机发电系统处于高负荷时，完全采用汽轮机排汽或从汽轮机中、低压缸连通管抽取的蒸汽在凝汽换热器凝结放热来加热热网水，当汽轮发电系统负荷降低，凝汽换热器加热能力不足时，从电站锅炉抽取高压蒸汽经降压后送至抽汽加热器，给热网水进一步升温，以保证低发电负荷下供热能力不减；该发明可以实现供热电厂的热电解耦，保证低发电负荷下供热能力不减，并且可以减少低负荷下电站锅炉尾部烟气温度的降低，保证锅炉脱硝系统工作正常。但是该发明热电解耦电负荷较低时供热直接用锅炉主汽减温减压方式，该方式能源利用效率极低，供热成本较高。热电解耦时增加了机组运行成本。
现有技术中存在以下缺陷：
1、汽机侧改造：如高背压改造、低压缸光轴改造，此类改造需要对汽轮机本体进行较大改造，而且采暖期及非采暖期切换时需停机检修，不够灵活，汽轮机发电能力受一定影响，改造费用较高。尤其是高背压技术无法适应机组低负荷运行，低负荷运行时易发生鼓风现象。
2、储热技术方式：目前，有较大规模工程实际应用的储热技术主要有显热储热技术与潜热储热技术。显热储热中最普遍的技术就是热水储热系统，热水灌储热，缺点是工程造价较高，储热温度较低，占地大，而且储热水罐为了适应峰谷周期储热必然带来储热损失，一个峰谷周期可能会损失储热量的5%甚至更多；潜热储热技术中有代表性的为熔盐储罐，该技术缺点是造价非常昂贵，该技术运行中也有储热损失。
3、旁路改造：缺点是有再热器超温，汽轮机推力变化等问题出现，影响机组安全性，而且改造后相当于直接采用主汽参数为16.7MPa，540℃的高品位蒸汽减温减压供热，改造机组运行经济性差。
4、电锅炉：缺点时进行灵活性改造需要较大功率电锅炉，造价较高，相对汽轮机抽汽供热不节能。
发明内容
为了解决上述问题，本发明提供了一种基于热源端和热网综合调节的全体系的热电解耦技术，其所要解决技术问题包括：1、本发明所述技术方案通过对汽轮机本体进行少量改造，增加低压缸进汽隔离阀，低压缸缸内喷射减温装置，前置抽真空装置后低压缸脱缸运行即可达到增加机组供热能力，较其他本体改造技术对本体改造量少，安全可靠，相对费用较低。2、储热方面，本技术方案通过首站和二次站的联合调节，利用一次管网在较高负荷时储热以补充低负荷时供热能力的不足，储热设备为现有一次管网，只需首站和二次站调节配合，不增加额外储热设备，实现储热功能。3、对高、低压旁路进行改造作为供热的备用手段，进一步提高机组低负荷下供热的可靠性，只做备用供热方式，增加供热安全性，避免其供热成本高的缺点。4、电锅炉调峰方面，减少电锅炉配置功率，采用高压电机锅炉，通过电锅炉做为热负荷的调峰，利用电锅炉调峰的特点后尽可能的利用系统配合减小所需配置的电锅炉功率，减少初投资。5、通过一系列新技术应用及创新，在尽可能利用现有设备，兼顾能效和安全性的情况下，实现低负荷下的热电解耦，同时系统改造量较小。
为了解决上述问题，发明了一种基于热源端和热网综合调节的全体系的热电解耦技术，并提供本发明系统配置及改造运行方法。所述系统配置主要包括锅炉（101），汽轮机高压缸（102），汽轮机中压缸（103），汽轮机低压缸（104），凝汽器（105），发电机（106），水环真空泵（107），升压器（108），电锅炉（109），前置抽真空设备（110），热网加热器（111），高压旁路减温减压器（112），低压旁路减温减压器（113），热用户一板式换热器（114），热用户二板式换热器（115），热用户三板式换热器（116），热用户一（117），热用户二（118），热用户三（119），锅炉给水（201），主蒸汽（202），高压旁路减温水（203），低压旁路减温水（204），热网加热器疏水（205），低压缸减温水（206），高压旁路截止阀（301），高压旁路减温水截止阀（302），供热调节蝶阀（303），低压缸进汽隔离阀（304），低压缸减温水调节阀（305），低压旁路截止阀（306），热网抽汽调节阀（307），低压旁路至热网加热器调节阀（308），前置抽真空设备旁路截止阀（309），电锅炉热网循环水进水门（310），电锅炉热网循环水出水门（311），电锅炉热网循环水旁路门（312），热用户一二次网旁路门（313），热用户二二次网旁路门（314），热用户三二次网旁路门（315）。以及连接上述设备的阀门及管件。
本专利系统示意图为附图1。其中汽轮机由汽轮机高压缸（102），汽轮机中压缸（103），汽轮机低压缸（104）组成与锅炉（101），发电机（106）为电厂三大主机，锅炉给水（201）进入锅炉（101）被加热汽化为主蒸汽（202）进入汽轮机高压缸（102），做功后进入锅炉（101）再热器再热后依次进入汽轮机中压缸（103），汽轮机低压缸（104）做功，汽轮机带动发电机（106）转动发电。汽轮机低压缸（104）排汽进入凝汽器（105）冷却凝结，水环真空泵（107）完成凝汽器（105）不凝结气体的抽取。发电机（106）产生的电能至升压器（108）升压后供出，汽轮机中压缸（103）排汽抽汽至热网加热器（111）加热热网循环水，热网循环水至热用户一板式换热器（114），热用户二板式换热器（115），热用户三板式换热器（116）进行换热，将热供至热用户一（117），热用户二（118），热用户三（119），本发明新增前置抽真空设备（110）、前置抽真空设备旁路截止阀（309）安装在原水环真空泵（107）前，提高凝汽器（105）真空，低压缸进汽隔离阀（304）安装在汽轮机中压缸（103），汽轮机低压缸（104）直接管道上，在供热调节蝶阀（303）之后；电锅炉（109）接入热网循环水管路中，与热网加热器（111）串联，电锅炉热网循环水进水门（310），电锅炉热网循环水出水门（311）接在电锅炉前后，启热网循环水至电锅炉截止作用，电锅炉热网循环水旁路门（312）可对电锅炉进行旁路；高压旁路减温减压器（112）接在汽轮机主蒸汽至高压缸排汽管道之间，高压旁路截止阀（301），高压旁路减温水截止阀（302）为高压旁路减温减压器（112）配套阀门，低压旁路减温减压器（113）设置在再热热段管道至凝汽器管道上，低压缸进汽隔离阀（304），低压缸减温水调节阀（305），低压旁路截止阀（306）为低压旁路减温减压器（113）配套阀门。
本发明所述技术实现的关键点有以下四点：低压缸脱缸运行改造，增加机组的供热能力；一次管网储热，通过热网首站和热网二次站的联合调节，利用一次管网在较高负荷时储热以补充低负荷时供热能力的不足；增设电锅炉，防止极端天气期以及机组长时间低负荷运行管网导致蓄热功能失效时，通过电锅炉做为热负荷的调峰；高低压旁路改造，对高、低压旁路进行改造作为供热的备用手段，进一步提高机组低负荷下供热的可靠性。
其中改造及运行模式如下：
1、低压缸脱缸运行改造，增加机组的供热能力。低压缸脱缸运行改造方案：新增前置抽真空设备（110），低压缸进汽隔离阀（304），低压缸减温水调节阀（305），前置抽真空设备旁路截止阀（309）；进行脱缸运行时，首先关闭系统原有供热调节蝶阀（303），然后关闭低压缸进汽隔离阀（304），关闭前置抽真空设备旁路截止阀（309），启动前置抽真空设备（110），保证汽轮机低压缸（104）不进汽，同时汽轮机低压缸（104）和凝汽器（105）处于高真空的运行状态，机组背压接近1.5kPa左右运行，观察低压缸转子温度趋势，适当投入低压缸减温水调节阀（305）对低压缸喷水减温，保持低压转子不超温，则实现低压缸脱缸运行。
2、一次管网储热，通过首站和二次站的联合调节，热网首站一般由热网加热器（111），一次热网循环水泵以及相应阀门及管道组成，设置在电厂侧利用电厂汽轮机抽汽加热热网循环水；热网二次站一般由板式换热器，二次热网循环水泵以及相应阀门及管道组成，设置在热用户侧，将一次热网热量换热至二次热网，将热送至热用户。热用户一板式换热器（114），热用户二板式换热器（115），热用户三板式换热器（116）即为热网二次站板式换热器。利用一次管网在较高负荷时储热以补充低负荷时供热能力的不足；具体实施方案如下：机组电负荷较高而相应热负荷较低时，利用现有一次管网配合热用户侧二次管网上相关设备进行调节，在不增加热用户热负荷的前提下提高一次网循环水温度。在机组电负荷较低而热负荷有较高的时候，利用一次管网储热提高二次管网侧温度，从而实现提高热负荷。利用现有设备一次网储热时，增加热网抽汽调节阀（307）开度，增加进入热网加热器（111）抽汽量，提高一次管网热网循环水温度，同时相应调整热用户一二次网旁路门（313），热用户二二次网旁路门（314），热用户三二次网旁路门（315）开度，在二次测循环水温度提高的情况下不增加各热用户热负荷。实现管网储热。
3、增设电锅炉，防止极端天气期以及机组长时间低负荷运行管网导致蓄热功能失效时，通过电锅炉做为热负荷的调峰；具体实施方案如下：增设电锅炉（109），电锅炉热网循环水进水门（310），电锅炉热网循环水出水门（311），电锅炉热网循环水旁路门（312），在极端天气时以及机组长时间低负荷运行管网导致储热功能失效时，通过电锅炉做为热负荷的调峰；电锅炉采用高压电极锅炉，可直接由发电机的出线供电或增加高厂变高压供电，配电系统相对简单；需要电锅炉调峰供热时，开启电锅炉热网循环水进水门（310），电锅炉热网循环水出水门（311），关闭电锅炉热网循环水旁路门（312），热网循环水进入电锅炉后被加热至热用户需求温度后供出。
4、高低压旁路改造，对高、低压旁路进行改造作为供热的备用手段，进一步提高机组低负荷下供热的可靠性。具体方案：高压旁路，在主蒸汽（202）管道至汽轮机高压缸（102）排汽管道之间增加一旁路，并增设高压旁路截止阀（301）、高压旁路减温减压器（112）、高压旁路减温水截止阀（302）、高压旁路减温水（203）；低压旁路，在汽轮机中压缸（103）进汽管道与凝汽器（105）之间增设一旁路，并增设低压旁路截止阀（306）、低压旁路减温减压器（113）、低压旁路减温水（204）、低压旁路至热网加热器调节阀（308），在事故及其他技术方式失效时，为保证供热安全，开启高压旁路截止阀（301）及高压旁路减温减压器（112）将主蒸汽减温减压后引至高压缸排汽至再热器后，同时开启低压旁路截止阀（306）及低压旁路减温减压器（113），适当调整低压旁路至热网加热器调节阀（308）开度将减温减压后的再热蒸汽引至热网加热器（111）辅助供热，保证机组低负荷下供热负荷。
改造后实现热电解耦整个供热期供热量组成示意图如附图2。
将供暖期分为五个阶段：供热期0-1定义为供热初期，指供热期初期供水温度低于75℃的时间段，此时热网供热量完全由中压缸排汽抽汽提供；供热期1-2定义为供热次寒一期，指供热期前期供水温度低于85℃而高于75℃的时间段，此时热网供热量由中压缸排汽抽汽、一次管网储热、电锅炉供热三部分提供；供热期2-3定义为供热高峰期，指供热期供水温度高于85℃的时间段，此时热网供热量由中压缸排汽抽汽、低压缸脱缸运行抽汽、一次管网储热、电锅炉供热四部分提供；供热期3-4定义为供热次寒二期，指供热期后期供水温度低于85℃而高于75℃的时间段，此时热网供热量由中压缸排汽抽汽、一次管网储热、电锅炉供热三部分提供；供热期4-5定义为供热末期，供热期末期供水温度低于75℃的时间段；此时热网供热量完全由中压缸排汽抽汽提供；常规中压缸排汽抽汽供热部分（401），一次管网调节储热部分（402），电锅炉调节供热部分（403），低压缸脱缸运行抽汽补充部分（404），电锅炉调节供热部分（405）
改造后供热期供热量基本由中压缸排汽抽汽供热、一次管网储热调节、低压缸脱缸运行抽汽、电锅炉调峰供热四部分组成，若无事故状态不启用高低压旁路供热。
应用本发明技术后，热电机组增加20%额定容量电负荷调峰能力，电负荷最小技术出力可达36%额定容量。机组可增加30%供热能力，供热负荷在现有基础上增加约30%。
相对于现有技术，本发明的技术方案获得了以下优点：
1、本发明所述技术方案通过对汽轮机本体进行少量改造，增加低压缸进汽隔离阀，低压缸缸内喷射减温装置，前置抽真空装置后低压缸脱缸运行即可达到增加机组供热能力，较其他本体改造技术对本体改造量少，安全可靠，相对费用较低。
2、储热方面，本技术方案通过首站和二次站的联合调节，利用一次管网在较高负荷时储热以补充低负荷时供热能力的不足，储热设备为现有一次管网，只需首站和二次站调节配合，不增加额外储热设备，实现储热功能。
3、对高、低压旁路进行改造作为供热的备用手段，进一步提高机组低负荷下供热的可靠性，只做备用供热方式，增加供热安全性，避免其供热成本高的缺点。
4、电锅炉调峰方面，减少电锅炉配置功率，采用高压电机锅炉，通过电锅炉做为热负荷的调峰，利用电锅炉调峰的特点后尽可能的利用系统配合减小所需配置的电锅炉功率，减少初投资。
5、通过一系列新技术应用及创新，在尽可能利用现有设备，兼顾能效和安全性的情况下，实现低负荷下的热电解耦，同时系统改造量较小。
附图说明
接下来，将结合附图对本发明做进一步的描述，图中：
图1：本发明所述系统示意图，其中汽轮机由汽轮机高压缸（102），汽轮机中压缸（103），汽轮机低压缸（104）组成与锅炉（101），发电机（106）为电厂三大主机，锅炉给水（201）进入锅炉（101）被加热汽化为主蒸汽（202）进入汽轮机高压缸（102），做功后进入锅炉（101）再热器再热后依次进入汽轮机中压缸（103），汽轮机低压缸（104）做功，汽轮机带动发电机（106）转动发电。汽轮机低压缸（104）排汽进入凝汽器（105）冷却凝结，水环真空泵（107）完成凝汽器（105）不凝结气体的抽取。发电机（106）产生的电能至升压器（108）升压后供出，汽轮机中压缸（103）排汽抽汽至热网加热器（111）加热热网循环水，热网循环水至热用户一板式换热器（114），热用户二板式换热器（115），热用户三板式换热器（116）进行换热，将热供至热用户一（117），热用户二（118），热用户三（119），本发明新增前置抽真空设备（110）、前置抽真空设备旁路截止阀（309）安装在原水环真空泵（107）前，提高凝汽器（105）真空，低压缸进汽隔离阀（304）安装在汽轮机中压缸（103），汽轮机低压缸（104）直接管道上，在供热调节蝶阀（303）之后；电锅炉（109）接入热网循环水管路中，与热网加热器（111）串联，电锅炉热网循环水进水门（310），电锅炉热网循环水出水门（311）接在电锅炉前后，启热网循环水至电锅炉截止作用，电锅炉热网循环水旁路门（312）可对电锅炉进行旁路；高压旁路减温减压器（112）接在汽轮机主蒸汽至高压缸排汽管道之间，高压旁路截止阀（301），高压旁路减温水截止阀（302）为高压旁路减温减压器（112）配套阀门，低压旁路减温减压器（113）设置在再热热段管道至凝汽器管道上，低压缸进汽隔离阀（304），低压缸减温水调节阀（305），低压旁路截止阀（306）为低压旁路减温减压器（113）配套阀门。
图2：改造后实现热电解耦整个供热期供热量组成示意图，描述本发明系统及方法应用后各供热期供热量的组成情况。
图1中的附图标记如下，锅炉（101），汽轮机高压缸（102），汽轮机中压缸（103），汽轮机低压缸（104），凝汽器（105），发电机（106），水环真空泵（107），升压器（108），电锅炉（109），前置抽真空设备（110），热网加热器（111），高压旁路减温减压器（112），低压旁路减温减压器（113），热用户一板式换热器（114），热用户二板式换热器（115），热用户三板式换热器（116），热用户一（117），热用户二（118），热用户三（119），锅炉给水（201），主蒸汽（202），高压旁路减温水（203），低压旁路减温水（204），热网加热器疏水（205），低压缸减温水（206），高压旁路截止阀（301），高压旁路减温水截止阀（302），供热调节蝶阀（303），低压缸进汽隔离阀（304），低压缸减温水调节阀（305），低压旁路截止阀（306），热网抽汽调节阀（307），低压旁路至热网加热器调节阀（308），前置抽真空设备旁路截止阀（309），电锅炉热网循环水进水门（310），电锅炉热网循环水出水门（311），电锅炉热网循环水旁路门（312），热用户一二次网旁路门（313），热用户二二次网旁路门（314），热用户三二次网旁路门（315）
图2中的区间含义描述如下：供热期0-1定义为供热初期，指供热期初期供水温度低于75℃的时间段，此时热网供热量完全由中压缸排汽抽汽提供；供热期1-2定义为供热次寒一期，指供热期前期供水温度低于85℃而高于75℃的时间段，此时热网供热量由中压缸排汽抽汽、一次管网储热、电锅炉供热三部分提供；供热期2-3定义为供热高峰期，指供热期供水温度高于85℃的时间段，此时热网供热量由中压缸排汽抽汽、低压缸脱缸运行抽汽、一次管网储热、电锅炉供热四部分提供；供热期3-4定义为供热次寒二期，指供热期后期供水温度低于85℃而高于75℃的时间段，此时热网供热量由中压缸排汽抽汽、一次管网储热、电锅炉供热三部分提供；供热期4-5定义为供热末期，供热期末期供水温度低于75℃的时间段；此时热网供热量完全由中压缸排汽抽汽提供；常规中压缸排汽抽汽供热部分（401），一次管网调节储热部分（402），电锅炉调节供热部分（403），低压缸脱缸运行抽汽补充部分（404），电锅炉调节供热部分（405）。
具体实施方式
参考附图1-2，本发明提供了一种基于热源端和热网综合调节的全体系的热电解耦技术，其所要解决技术问题包括：1、本发明所述技术方案通过对汽轮机本体进行少量改造，增加低压缸进汽隔离阀，低压缸缸内喷射减温装置，前置抽真空装置后低压缸脱缸运行即可达到增加机组供热能力，较其他本体改造技术对本体改造量少，安全可靠，相对费用较低。2、储热方面，本技术方案通过热网首站和热网二次站的联合调节，热网首站一般由热网加热器（111），一次热网循环水泵以及相应阀门及管道组成，设置在电厂侧利用电厂汽轮机抽汽加热热网循环水；热网二次站一般由板式换热器，二次热网循环水泵以及相应阀门及管道组成，设置在热用户侧，将一次热网热量换热至二次热网，将热送至热用户。热用户一板式换热器（114），热用户二板式换热器（115），热用户三板式换热器（116）即为热网二次站板式换热器。利用一次管网在较高负荷时储热以补充低负荷时供热能力的不足，储热设备为现有一次管网，只需首站和二次站调节配合，不增加额外储热设备，实现储热功能。3、对高、低压旁路进行改造作为供热的备用手段，进一步提高机组低负荷下供热的可靠性，只做备用供热方式，增加供热安全性，避免其供热成本高的缺点。4、电锅炉调峰方面，减少电锅炉配置功率，采用高压电机锅炉，通过电锅炉做为热负荷的调峰，利用电锅炉调峰的特点后尽可能的利用系统配合减小所需配置的电锅炉功率，减少初投资。5、通过一系列新技术应用及创新，在尽可能利用现有设备，兼顾能效和安全性的情况下，实现低负荷下的热电解耦，同时系统改造量较小。
为了解决上述问题，发明了一种基于热源端和热网综合调节的全体系的热电解耦技术，并提供本发明系统配置及改造运行方法。所述系统配置主要包括锅炉（101），汽轮机高压缸（102），汽轮机中压缸（103），汽轮机低压缸（104），凝汽器（105），发电机（106），水环真空泵（107），升压器（108），电锅炉（109），前置抽真空设备（110），热网加热器（111），高压旁路减温减压器（112），低压旁路减温减压器（113），热用户一板式换热器（114），热用户二板式换热器（115），热用户三板式换热器（116），热用户一（117），热用户二（118），热用户三（119），锅炉给水（201），主蒸汽（202），高压旁路减温水（203），低压旁路减温水（204），热网加热器疏水（205），低压缸减温水（206），高压旁路截止阀（301），高压旁路减温水截止阀（302），供热调节蝶阀（303），低压缸进汽隔离阀（304），低压缸减温水调节阀（305），低压旁路截止阀（306），热网抽汽调节阀（307），低压旁路至热网加热器调节阀（308），前置抽真空设备旁路截止阀（309），电锅炉热网循环水进水门（310），电锅炉热网循环水出水门（311），电锅炉热网循环水旁路门（312），热用户一二次网旁路门（313），热用户二二次网旁路门（314），热用户三二次网旁路门（315）。以及连接上述设备的阀门及管件。本专利系统示意图为附图1。
本发明所述技术实现的关键点有以下四点：低压缸脱缸运行改造，增加机组的供热能力；一次管网储热，通过热网首站和热网二次站的联合调节，利用一次管网在较高负荷时储热以补充低负荷时供热能力的不足；增设电锅炉，防止极端天气期以及机组长时间低负荷运行管网导致蓄热功能失效时，通过电锅炉做为热负荷的调峰；高低压旁路改造，对高、低压旁路进行改造作为供热的备用手段，进一步提高机组低负荷下供热的可靠性。
1、低压缸脱缸运行改造，增加机组的供热能力。低压缸脱缸运行改造方案：新增前置抽真空设备（110），低压缸进汽隔离阀（304），低压缸减温水调节阀（305），前置抽真空设备旁路截止阀（309）；进行脱缸运行时，首先关闭系统原有供热调节蝶阀（303），然后关闭低压缸进汽隔离阀（304），关闭前置抽真空设备旁路截止阀（309），启动前置抽真空设备（110），保证汽轮机低压缸（104）不进汽，同时汽轮机低压缸（104）和凝汽器（105）处于高真空的运行状态，机组背压接近1.5kPa左右运行，观察低压缸转子温度趋势，适当投入低压缸减温水调节阀（305）对低压缸喷水减温，保持低压转子不超温，则实现低压缸脱缸运行。
2、一次管网储热，通过首站和二次站的联合调节，利用一次管网在较高负荷时储热以补充低负荷时供热能力的不足；具体实施方案：机组电负荷较高而相应热负荷较低时，利用现有一次管网配合热用户侧二次管网上相关设备进行调节，在不增加热用户热负荷的前提下提高一次网循环水温度。在机组电负荷较低而热负荷有较高的时候，利用一次管网储热提高二次管网侧温度，从而实现提高热负荷。利用现有设备一次网储热时，增加热网抽汽调节阀（307）开度，增加进入热网加热器（111）抽汽量，提高一次管网热网循环水温度，同时相应调整热用户一二次网旁路门（313），热用户二二次网旁路门（314），热用户三二次网旁路门（315）开度，在二次测循环水温度提高的情况下不增加各热用户热负荷。实现管网储热。
3、增设电锅炉，防止极端天气期以及机组长时间低负荷运行管网导致蓄热功能失效时，通过电锅炉做为热负荷的调峰；具体实施方案：增设电锅炉（109），电锅炉热网循环水进水门（310），电锅炉热网循环水出水门（311），电锅炉热网循环水旁路门（312），在极端天气时以及机组长时间低负荷运行管网导致储热功能失效时，通过电锅炉做为热负荷的调峰；电锅炉采用高压电极锅炉，可直接由发电机的出线供电或增加高厂变高压供电，配电系统相对简单；需要电锅炉调峰供热时，开启电锅炉热网循环水进水门（310），电锅炉热网循环水出水门（311），关闭电锅炉热网循环水旁路门（312），热网循环水进入电锅炉后被加热至热用户需求温度后供出。
4、高低压旁路改造，对高、低压旁路进行改造作为供热的备用手段，进一步提高机组低负荷下供热的可靠性。具体方案：高压旁路，在主蒸汽（202）管道至汽轮机高压缸（102）排汽管道之间增加一旁路，并增设高压旁路截止阀（301）、高压旁路减温减压器（112）、高压旁路减温水截止阀（302）、高压旁路减温水（203）；低压旁路，在汽轮机中压缸（103）进汽管道与凝汽器（105）之间增设一旁路，并增设低压旁路截止阀（306）、低压旁路减温减压器（113）、低压旁路减温水（204）、低压旁路至热网加热器调节阀（308），在事故及其他技术方式失效时，为保证供热安全，开启高压旁路截止阀（301）及高压旁路减温减压器（112）将主蒸汽减温减压后引至高压缸排汽至再热器后，同时开启低压旁路截止阀（306）及低压旁路减温减压器（113），适当调整低压旁路至热网加热器调节阀（308）开度将减温减压后的再热蒸汽引至热网加热器（111）辅助供热，保证机组低负荷下供热负荷。
改造后实现热电解耦整个供热期供热量组成示意图如附图2。
将供暖期分为五个阶段：供热期0-1定义为供热初期，指供热期初期供水温度低于75℃的时间段，此时热网供热量完全由中压缸排汽抽汽提供；供热期1-2定义为供热次寒一期，指供热期前期供水温度低于85℃而高于75℃的时间段，此时热网供热量由中压缸排汽抽汽、一次管网储热、电锅炉供热三部分提供；供热期2-3定义为供热高峰期，指供热期供水温度高于85℃的时间段，此时热网供热量由中压缸排汽抽汽、低压缸脱缸运行抽汽、一次管网储热、电锅炉供热四部分提供；供热期3-4定义为供热次寒二期，指供热期后期供水温度低于85℃而高于75℃的时间段，此时热网供热量由中压缸排汽抽汽、一次管网储热、电锅炉供热三部分提供；供热期4-5定义为供热末期，供热期末期供水温度低于75℃的时间段；此时热网供热量完全由中压缸排汽抽汽提供；常规中压缸排汽抽汽供热部分（401），一次管网调节储热部分（402），电锅炉调节供热部分（403），低压缸脱缸运行抽汽补充部分（404），电锅炉调节供热部分（405）。
改造后供热期供热量基本由抽汽供热、一次管网储热调节、低压缸脱缸运行抽汽、电锅炉调峰供热四部分组成，若无事故状态不启用高低压旁路供热。
应用本发明技术后，热电机组增加20%额定容量电负荷调峰能力，电负荷最小技术出力可达36%额定容量。机组可增加30%供热能力，供热负荷在现有基础上增加约30%。
相对于现有技术，本发明的技术方案获得了以下优点：
1、本发明所述技术方案通过对汽轮机本体进行少量改造，增加低压缸进汽隔离阀，低压缸缸内喷射减温装置，前置抽真空装置后低压缸脱缸运行即可达到增加机组供热能力，较其他本体改造技术对本体改造量少，安全可靠，相对费用较低。
2、储热方面，本技术方案通过首站和二次站的联合调节，利用一次管网在较高负荷时储热以补充低负荷时供热能力的不足，储热设备为现有一次管网，只需首站和二次站调节配合，不增加额外储热设备，实现储热功能。
3、对高、低压旁路进行改造作为供热的备用手段，进一步提高机组低负荷下供热的可靠性，只做备用供热方式，增加供热安全性，避免其供热成本高的缺点。
4、电锅炉调峰方面，减少电锅炉配置功率，采用高压电机锅炉，通过电锅炉做为热负荷的调峰，利用电锅炉调峰的特点后尽可能的利用系统配合减小所需配置的电锅炉功率，减少初投资。
5、通过一系列新技术应用及创新，在尽可能利用现有设备，兼顾能效和安全性的情况下，实现低负荷下的热电解耦，同时系统改造量较小。
本发明的关键点是（1）实现低压缸非改造下脱缸运行提升机组的供热能力；（2）通过高负荷下一次管网的蓄热补充低负荷下的部分不足的供热量；（3）通过体系技术配合减小所需电配置锅炉功率；（4）系统改造量较小兼顾能效和安全性的情况下，实现低负荷下的热电解耦。
本发明的保护点是（1）实现低压缸非改造下脱缸运行提升机组的供热能力；（2）通过高负荷下一次管网的蓄热补充低负荷下的部分不足的供热量；（3）热电解耦改造中电锅炉配置功率减小；（4）整体系统改造量较小，但兼顾能效及安全性。
实例说明：
某电厂1台330MW抽凝式汽轮机组，采暖最大工况抽汽量550t/h，单机承担680万平方米供热面积，采暖高峰期机组在满足热负荷时最小电负荷180MW，由于该电厂附近集中供热面积的增加了100万平方米，而且该厂地处东北地区需进行灵活性调峰改造。现需要进行改造在满足增加供热面积的情况下实现热电解耦，在不减少供热负荷的情况下，使得机组最小技术出力降至40%额定容量以下，且需要满足供热安全。
根据本发明所述技术进行热电解耦改造，改造包括四个部分：低压缸脱缸运行改造、一次管网储热、电锅炉改造、高低压旁路改造。低压缸脱缸运行改造：增设前置抽真空设备（110），低压缸进汽隔离阀（304），低压缸减温水调节阀（305），前置抽真空设备旁路截止阀（309）；一次管网储热需对现有管网阀门调节及性能进行检修；电锅炉改造：增设电锅炉（109），电锅炉热网循环水进水门（310），电锅炉热网循环水出水门（311），电锅炉热网循环水旁路门（312）其中电锅炉选用高压电极锅炉，功率50MW；高低压旁路改造：高压旁路，在主蒸汽（202）管道至汽轮机高压缸（102）排汽管道之间增加一旁路，并增设高压旁路截止阀（301）、高压旁路减温减压器（112）、高压旁路减温水截止阀（302）、高压旁路减温水（203）；低压旁路，在汽轮机中压缸（103）进汽管道与凝汽器（105）之间增设一旁路，并增设低压旁路截止阀（306）、低压旁路减温减压器（113）、低压旁路减温水（204）、低压旁路至热网加热器调节阀（308）。
按上述方案改造完成后，供热能力增加145t/h，最大供热面积增加至860万平方米，供热能力增加约26.5%，在满足供热负荷的前提下，机组最小电负荷120MW，机组最小技术出力降至36.4%额定容量，满足改造需求，因为高低压旁路改造相比改造前机组供热安全性大幅提升。
本发明技术所述系统中前置抽真空设备（110）可以为离心式真空泵，也可为蒸汽喷射器以及罗茨式真空泵。
本发明技术所述系统中电锅炉（109），除本发明实施例中提到的高压电极式电锅炉，也可为电热管式电锅炉、电热棒式电锅炉、电热板式电锅炉、感应式电锅炉、浸没式电锅炉。
尽管上面已经示出和描述了本发明的实施例，可以理解的是，上述实施例是示例性的，不能理解为对本发明的限制，本领域的普通技术人员在本发明的范围内可以对上述实施例进行变化、修改、替换和变型，这些变化、修改、替换和变型也视为本发明的保护范围。
Claims (4)
1.一种基于热源端和热网综合调节的热电解耦改造及运行方法；
其中，系统配置主要包括锅炉(101)，汽轮机，凝汽器(105)，发电机(106)，水环真空泵(107)，升压器(108)，电锅炉(109)，前置抽真空设备(110)，热网加热器(111)，高压旁路减温减压器(112)，低压旁路减温减压器(113)，热用户一板式换热器(114)，热用户二板式换热器(115)，热用户三板式换热器(116)，热用户一(117)，热用户二(118)，热用户三(119)，锅炉给水(201)，主蒸汽(202)，高压旁路减温水(203)，低压旁路减温水(204)，热网加热器疏水(205)，低压缸减温水(206)，高压旁路截止阀(301)，高压旁路减温水截止阀(302)，供热调节蝶阀(303)，低压缸进汽隔离阀(304)，低压缸减温水调节阀(305)，低压旁路截止阀(306)，热网抽汽调节阀(307)，低压旁路至热网加热器调节阀(308)，前置抽真空设备旁路截止阀(309)，电锅炉热网循环水进水门(310)，电锅炉热网循环水出水门(311)，电锅炉热网循环水旁路门(312)，热用户一二次网旁路门(313)，热用户二二次网旁路门(314)，热用户三二次网旁路门(315)；以及连接上述设备的阀门及管件；
其中汽轮机由汽轮机高压缸(102)，汽轮机中压缸(103)，汽轮机低压缸(104)组成，汽轮机与锅炉(101)，发电机(106)为电厂三大主机，锅炉给水(201)进入锅炉(101)被加热汽化为主蒸汽(202)进入汽轮机高压缸(102)，做功后进入锅炉(101)再热器再热后依次进入汽轮机中压缸(103)，汽轮机低压缸(104)做功，汽轮机带动发电机(106)转动发电；
汽轮机低压缸(104)排汽进入凝汽器(105)冷却凝结，水环真空泵(107)完成凝汽器(105)不凝结气体的抽取；
发电机(106)产生的电能至升压器(108)升压后供出，汽轮机中压缸(103)排汽抽汽至热网加热器(111)加热热网循环水，热网循环水至热用户一板式换热器(114)，热用户二板式换热器(115)，热用户三板式换热器(116)进行换热，将热供至热用户一(117)，热用户二(118)，热用户三(119)，前置抽真空设备(110)、前置抽真空设备旁路截止阀(309)安装在水环真空泵(107)前，提高凝汽器(105)真空，低压缸进汽隔离阀(304)安装在汽轮机中压缸(103)与汽轮机低压缸(104)的连接管道上，低压缸进汽隔离阀(304)在供热调节蝶阀(303)之后；电锅炉(109)接入热网循环水管路中，与热网加热器(111)串联，电锅炉热网循环水进水门(310)，电锅炉热网循环水出水门(311)接在电锅炉前后，起热网循环水至电锅炉截止作用，电锅炉热网循环水旁路门(312)可对电锅炉进行旁路；高压旁路减温减压器(112)接在汽轮机主蒸汽至高压缸排汽管道之间，高压旁路截止阀(301)，高压旁路减温水截止阀(302)为高压旁路减温减压器(112)配套阀门，低压旁路减温减压器(113)设置在再热热段管道至凝汽器管道上，低压缸进汽隔离阀(304)，低压缸减温水调节阀(305)，低压旁路截止阀(306)为低压旁路减温减压器(113)配套阀门；
其中改造及运行模式如下：
(1)、低压缸脱缸运行改造，增加机组的供热能力；低压缸脱缸运行改造方案：新增前置抽真空设备(110)，低压缸进汽隔离阀(304)，低压缸减温水调节阀(305)，前置抽真空设备旁路截止阀(309)；进行脱缸运行时，首先关闭系统原有供热调节蝶阀(303)，然后关闭低压缸进汽隔离阀(304)，关闭前置抽真空设备旁路截止阀(309)，启动前置抽真空设备(110)，保证汽轮机低压缸(104)不进汽，同时汽轮机低压缸(104)和凝汽器(105)处于高真空的运行状态，机组背压接近1.5kPa左右运行，观察低压缸转子温度趋势，适当投入低压缸减温水调节阀(305)对低压缸喷水减温，保持低压转子不超温，则实现低压缸脱缸运行；
(2)、一次管网储热，通过热网首站和热网二次站的联合调节，热网首站由热网加热器(111)，一次热网循环水泵以及相应阀门及管道组成，设置在电厂侧利用电厂汽轮机抽汽加热热网循环水；热网二次站一般由板式换热器，二次热网循环水泵以及相应阀门及管道组成，设置在热用户侧，将一次热网热量换热至二次热网，将热送至热用户；
热用户一板式换热器(114)，热用户二板式换热器(115)，热用户三板式换热器(116)即为热网二次站板式换热器；
利用一次管网在较高负荷时储热以补充低负荷时供热能力的不足；具体实施方案如下：机组电负荷较高而相应热负荷较低时，利用现有一次管网配合热用户侧二次管网上相关设备进行调节，在不增加热用户热负荷的前提下提高一次网循环水温度；在机组电负荷较低而热负荷又较高的时候，利用一次管网储热提高二次管网侧温度，从而实现提高热负荷；利用现有设备一次网储热时，增加热网抽汽调节阀(307)开度，增加进入热网加热器(111)抽汽量，提高一次管网热网循环水温度，同时相应调整热用户一二次网旁路门(313)，热用户二二次网旁路门(314)，热用户三二次网旁路门(315)开度，在二次测循环水温度提高的情况下不增加各热用户热负荷；实现管网储热；
(3)、增设电锅炉，防止极端天气期以及机组长时间低负荷运行管网导致蓄热功能失效时，通过电锅炉做为热负荷的调峰；具体实施方案如下：增设电锅炉(109)，电锅炉热网循环水进水门(310)，电锅炉热网循环水出水门(311)，电锅炉热网循环水旁路门(312)，在极端天气时以及机组长时间低负荷运行管网导致储热功能失效时，通过电锅炉做为热负荷的调峰；电锅炉采用高压电极锅炉，可直接由发电机的出线供电、或增加高厂变高压供电，配电系统相对简单；需要电锅炉调峰供热时，开启电锅炉热网循环水进水门(310)，电锅炉热网循环水出水门(311)，关闭电锅炉热网循环水旁路门(312)，热网循环水进入电锅炉后被加热至热用户需求温度后供出；
(4)、高低压旁路改造，对高、低压旁路进行改造作为供热的备用手段，进一步提高机组低负荷下供热的可靠性；具体方案：高压旁路，在主蒸汽(202)管道至汽轮机高压缸(102)排汽管道之间增加一旁路，并增设高压旁路截止阀(301)、高压旁路减温减压器(112)、高压旁路减温水截止阀(302)、高压旁路减温水(203)；低压旁路，在汽轮机中压缸(103)进汽管道与凝汽器(105)之间增设一旁路，并增设低压旁路截止阀(306)、低压旁路减温减压器(113)、低压旁路减温水(204)、低压旁路至热网加热器调节阀(308)，在事故及其他技术方式失效时，为保证供热安全，开启高压旁路截止阀(301)及高压旁路减温减压器(112)将主蒸汽减温减压后引至高压缸排汽至再热器后，同时开启低压旁路截止阀(306)及低压旁路减温减压器(113)，适当调整低压旁路至热网加热器调节阀(308)开度将减温减压后的再热蒸汽引至热网加热器(111)辅助供热，保证机组低负荷下供热负荷。
2.根据权利要求1所述的改造及运行方法：其中将供暖期分为五个阶段：供热期0-1定义为供热初期，指供热期初期供水温度低于75℃的时间段，此时热网供热量完全由中压缸排汽抽汽提供；供热期1-2定义为供热次寒一期，指供热期前期供水温度低于85℃而高于75℃的时间段，此时热网供热量由中压缸排汽抽汽、一次管网储热、电锅炉供热三部分提供；供热期2-3定义为供热高峰期，指供热期供水温度高于85℃的时间段，此时热网供热量由中压缸排汽抽汽、低压缸脱缸运行抽汽、一次管网储热、电锅炉供热四部分提供；供热期3-4定义为供热次寒二期，指供热期后期供水温度低于85℃而高于75℃的时间段，此时热网供热量由中压缸排汽抽汽、一次管网储热、电锅炉供热三部分提供；供热期4-5定义为供热末期，供热期末期供水温度低于75℃的时间段；此时热网供热量完全由中压缸排汽抽汽提供；定义其中的各个区段部分如下：常规中压缸排汽抽汽供热部分(401)，一次管网调节储热部分(402)，电锅炉调节供热部分(403)，低压缸脱缸运行抽汽补充部分(404)，电锅炉调节供热部分(405)，
改造后供热期供热量基本由中压缸排汽抽汽供热、一次管网储热调节、低压缸脱缸运行抽汽、电锅炉调峰供热四部分组成，若无事故状态不启用高低压旁路供热。
3.根据权利要求1或2所述的改造及运行方法，其中前置抽真空设备(110)为离心式真空泵或者为蒸汽喷射器以及罗茨式真空泵。
4.根据权利要求1或2所述的改造及运行方法，其中电锅炉(109)是电热管式电锅炉、电热棒式电锅炉、电热板式电锅炉、感应式电锅炉或浸没式电锅炉。
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