--毫米，最終涂層總厚度為0.10到0.20毫米。防護(hù)涂層范圍設(shè)計(jì)：聯(lián)系小容積流量條件下低壓缸末兩級(jí)葉片水蝕特點(diǎn)及其他類似機(jī)組的防護(hù)處理實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)。建議噴涂防護(hù)處理范圍為：低壓缸末級(jí)動(dòng)葉片出氣邊的正反兩側(cè)，長(zhǎng)度需覆蓋所有發(fā)生水蝕的區(qū)域（約占葉片高度的2/3），進(jìn)汽側(cè)的背弧面寬度約為3厘米，進(jìn)汽側(cè)的正弧面寬度約1厘米。3.4.2低壓缸長(zhǎng)葉片運(yùn)行安全性校核切除低壓缸進(jìn)汽運(yùn)行時(shí)，進(jìn)入低壓缸的蒸汽流量大幅減小，運(yùn)行工況嚴(yán)重偏離設(shè)計(jì)值，會(huì)造成低壓末兩級(jí)葉片動(dòng)應(yīng)力增大、水蝕加劇、高周疲勞壽命縮短，威脅機(jī)組運(yùn)行安全。為保證機(jī)組切缸順利進(jìn)行，需對(duì)低壓缸末兩級(jí)葉片進(jìn)行小容積流量條件下的進(jìn)行安全性校核REF_Ref28501\r\h[15]，為改造方案參數(shù)選擇提供理論依據(jù)。3.4.3切除低壓缸進(jìn)汽運(yùn)行調(diào)試切除低壓缸進(jìn)汽運(yùn)行時(shí)，低壓缸處于高真空、小容積流量條件運(yùn)行狀態(tài)。低壓缸長(zhǎng)葉片鼓風(fēng)情況、汽缸差脹、轉(zhuǎn)子軸向位移變化、汽缸上下缸溫差均可能發(fā)生較大變化，且不同機(jī)組上述特性各不相同REF_Ref30094\r\h[31]。因此，需通過(guò)切除低壓缸進(jìn)汽試驗(yàn)，研究機(jī)組在切除低壓缸過(guò)程中和切除低壓缸后運(yùn)行的相關(guān)特性，為后續(xù)制訂切除低壓缸進(jìn)汽控制方案、投入低壓缸進(jìn)汽控制方案及運(yùn)行指導(dǎo)提供依據(jù)。3.4.4低壓缸噴水減溫系統(tǒng)改造原低壓缸噴水減溫系統(tǒng)無(wú)流量測(cè)點(diǎn)，詳見(jiàn)圖3-6以及圖3-7。噴水減溫控制閥門不是電動(dòng)調(diào)節(jié)閥，控制精度差，不能有效地控制、調(diào)節(jié)噴水流量。對(duì)噴水管道上增加相應(yīng)的調(diào)節(jié)閥進(jìn)行，噴水母管增加流量測(cè)點(diǎn)，對(duì)噴入低壓缸的噴水量進(jìn)行調(diào)節(jié)和監(jiān)視。噴頭改用先進(jìn)的霧化噴頭，保證噴水霧化效果。低壓缸切除后鼓風(fēng)發(fā)熱量大幅度增加，原設(shè)計(jì)的噴水量不足以帶走鼓風(fēng)發(fā)熱量，經(jīng)過(guò)核算，噴水管道維持?60mm可以滿足噴水要求，布置方式跟原來(lái)保持一致，每個(gè)排汽口對(duì)應(yīng)各4個(gè)。原有的控制邏輯在低壓缸排汽溫度50℃開(kāi)始噴減溫水，低壓缸噴水量加大后，對(duì)相應(yīng)的控制邏輯進(jìn)行更改，仍然維持50℃開(kāi)始噴減溫水，排汽溫度控制在80℃以下。綜上所述，需對(duì)低壓缸噴水減溫系統(tǒng)進(jìn)行改造。為在機(jī)組切缸運(yùn)行時(shí)監(jiān)視和調(diào)節(jié)低壓缸噴水減溫流量，新增加流量測(cè)點(diǎn)以及在原有噴水管路上新增電動(dòng)調(diào)節(jié)閥，并增加相應(yīng)的執(zhí)行機(jī)構(gòu)電源和DCS控制卡件。圖3-6低壓缸噴水減溫改造后系統(tǒng)圖（綠色為新增部件）圖3-7低壓缸噴水減溫系統(tǒng)2個(gè)手動(dòng)閥之間加裝電動(dòng)調(diào)節(jié)閥3.5控制系統(tǒng)改造3.5.1熱控系統(tǒng)改造考慮到機(jī)組的供熱抽氣參數(shù)發(fā)生變化以及機(jī)組的安全性問(wèn)題，需添加相關(guān)保護(hù)，增加或修改相關(guān)關(guān)的控制邏輯。控制系統(tǒng)配套主要改造內(nèi)容如下：1、本次熱控系統(tǒng)改造中涉及到的新增電動(dòng)執(zhí)行機(jī)構(gòu)包括：（1）連通管A、B上DN1200液動(dòng)蝶閥（2個(gè)）；（2）冷卻蒸汽支路電動(dòng)調(diào)節(jié)閥（1個(gè)）；（3）低壓缸減溫水流量電動(dòng)調(diào)節(jié)閥（2個(gè)）；2、本次熱控改造中涉及到的新增監(jiān)視點(diǎn)包括：（1）增加低壓缸末級(jí)、次末級(jí)動(dòng)葉出口溫度測(cè)點(diǎn)（8個(gè)）；（2）增加旁通管路上冷卻蒸汽壓力測(cè)點(diǎn)（1個(gè)）和溫度測(cè)點(diǎn)（1個(gè)）；（3）增加旁通管路上冷卻蒸汽流量測(cè)點(diǎn)（電動(dòng)調(diào)節(jié)閥前，1個(gè)）；圖3-8為測(cè)點(diǎn)位置示意圖。圖3-8測(cè)點(diǎn)位置示意圖3、本次熱控系統(tǒng)改造中涉及到的保護(hù)包括：（1）切除低壓缸進(jìn)汽需要退出的保護(hù)①低壓缸低流量限制保護(hù)停機(jī)聯(lián)鎖；②供熱蝶閥故障停機(jī)且其按鈕投入；（2）切除低壓缸進(jìn)汽需要優(yōu)化的保護(hù)低壓缸噴水減溫電動(dòng)閥聯(lián)鎖的低壓排汽缸溫度大于80℃開(kāi)，小于50℃關(guān)閉；（3）低壓缸切除改造需要增加的保護(hù)①低壓排汽缸溫度大于100℃聯(lián)鎖開(kāi)中低壓連通管進(jìn)汽蝶閥；②新增的低壓缸噴水減溫調(diào)節(jié)閥接入原有的熱工保護(hù)系統(tǒng)替代低壓缸噴水減溫電動(dòng)閥的保護(hù)（低壓排汽缸溫度大于80℃開(kāi)，小于50℃關(guān)閉）。3.5.2機(jī)組控制技術(shù)改造單元機(jī)組負(fù)荷控制系統(tǒng)的組成框圖如圖3-9所示。圖3-9單元機(jī)組負(fù)荷控制系統(tǒng)的組成框圖在單元機(jī)組負(fù)荷控制系統(tǒng)中，機(jī)組負(fù)荷由鍋爐和汽輪機(jī)共同調(diào)節(jié)，鍋爐和汽輪機(jī)是一個(gè)不可分割的整體，是一個(gè)聯(lián)合的被控對(duì)象。該系統(tǒng)的任務(wù)是要在主蒸汽壓力偏差在允許范圍內(nèi)，使機(jī)組輸出電功率盡快適應(yīng)電網(wǎng)負(fù)荷變化，并要求具有一定的調(diào)頻能力。圖3-9為單元機(jī)組負(fù)荷控制系統(tǒng)框圖。實(shí)施切除低壓缸進(jìn)汽供熱技術(shù)改造后，當(dāng)機(jī)組在深度調(diào)峰工況下運(yùn)行時(shí)，機(jī)組參數(shù)會(huì)發(fā)生明顯變化REF_Ref30199\r\h[32]，會(huì)對(duì)協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)的性能產(chǎn)生顯著影響。需優(yōu)化CTF和CBF系統(tǒng)。兩個(gè)系統(tǒng)中均設(shè)計(jì)主汽壓力控制器，控制原理圖如圖3-10所示。主汽壓力設(shè)定值與實(shí)際值的偏差經(jīng)PI運(yùn)算后乘以權(quán)重系數(shù)，再與能量平衡信號(hào)及負(fù)荷指令信號(hào)與各自的權(quán)重因子乘積進(jìn)行求和，最后輸出燃料控制指令REF_Ref30329\r\h[33]。通過(guò)這些計(jì)算，即可獲得最優(yōu)控制項(xiàng)組合。圖3-10直接能量平衡協(xié)調(diào)控制圖控制系統(tǒng)改造還包括DEH系統(tǒng)、DCS系統(tǒng)以及新增測(cè)點(diǎn)及保護(hù)的邏輯優(yōu)化，使系統(tǒng)能夠?qū)崿F(xiàn)切缸與原始運(yùn)行工況的靈活切換。3.6電氣部分本次低壓缸切除改造只有新增電動(dòng)頭，接線從現(xiàn)有電氣系統(tǒng)引出，新增電動(dòng)執(zhí)行機(jī)構(gòu)需增設(shè)電源。第4章改造后效果預(yù)測(cè)4.1改造后熱力系統(tǒng)分析進(jìn)行切除低壓缸供熱技術(shù)改造后，中壓缸排汽全部進(jìn)入熱網(wǎng)加熱器，現(xiàn)對(duì)改造后機(jī)組的熱力系統(tǒng)進(jìn)行分析。經(jīng)濟(jì)根據(jù)技術(shù)改造規(guī)劃，通過(guò)切除低壓缸改造的方式控制機(jī)組電負(fù)荷調(diào)峰至60MW（工況1，30%THA）、80MW（工況2，40%THA）、100MW（工況3，50%THA），對(duì)應(yīng)這3個(gè)熱耗率驗(yàn)收工況下切缸運(yùn)行低壓缸進(jìn)汽流量控制在20t/h，供熱參數(shù)維持在0.4MPa。對(duì)此3個(gè)方案下的熱力系統(tǒng)進(jìn)行相應(yīng)的分析，并運(yùn)用專業(yè)熱力系統(tǒng)計(jì)算軟件Ebsilonv13.02進(jìn)行校核計(jì)算。工況1：低壓缸進(jìn)汽流量20t/h，機(jī)組電功率60MW（30%THA）圖4-1低壓缸進(jìn)汽流量為20t/h，電負(fù)荷60MW下的熱力系統(tǒng)表4-1改造后機(jī)組熱力特性匯總（低壓缸進(jìn)汽流量20t/h，電負(fù)荷60MW）項(xiàng)目單位參數(shù)發(fā)電功率MW60.837主蒸汽流量t/h330主蒸汽壓力MPa12.75主蒸汽溫度°C535再熱熱段蒸汽流量t/h295.81再熱熱段蒸汽壓力MPa1.28再熱熱段蒸汽溫度°C535低壓缸排汽流量t/h20采暖抽汽壓力MPa0.4采暖抽汽溫度°C370.864采暖抽汽流量t/h264.331汽輪機(jī)熱耗率kJ/kWh4558.29發(fā)電煤耗率g/kWh174.56注：鍋爐效率取90%，管道效率取99%，標(biāo)煤發(fā)熱量取29308kJ/kg。從圖4-1和表4-1可知，在滿足低壓缸冷卻蒸汽流量為20t/h用于防止鼓風(fēng)發(fā)熱的前提下，此時(shí)維持發(fā)電功率約為60.837MW，采暖抽汽流量最大達(dá)到264.331t/h。相對(duì)應(yīng)的主蒸汽流量為330t/h，采暖對(duì)應(yīng)熱耗為4558.29kJ/kWh，折合發(fā)電煤耗約為174.56g/kWh。工況2：低壓缸進(jìn)汽流量20t/h，機(jī)組電功率80MW（40%THA）圖4-2低壓缸進(jìn)汽流量為20t/h，電負(fù)荷80MW下的熱力系統(tǒng)表4-2改造后機(jī)組熱力特性匯總（低壓缸進(jìn)汽流量20t/h，電負(fù)荷80MW）項(xiàng)目單位參數(shù)發(fā)電功率MW80.631主蒸汽流量t/h410主蒸汽壓力MPa12.75主蒸汽溫度°C535再熱熱段蒸汽流量t/h365.33再熱熱段蒸汽壓力MPa1.54再熱熱段蒸汽溫度°C535低壓缸排汽流量t/h20采暖抽汽壓力MPa0.4采暖抽汽溫度°C346.489采暖抽汽流量t/h326.915汽輪機(jī)熱耗率kJ/kWh4304.56發(fā)電煤耗率g/kWh164.84注：鍋爐效率取90%，管道效率取99%，標(biāo)煤發(fā)熱量取29308kJ/kg。從圖4-2和表4-2可知，在滿足低壓缸冷卻蒸汽流量為20t/h用于防止鼓風(fēng)發(fā)熱的前提下，此時(shí)維持發(fā)電功率約為80.631MW，采暖抽汽流量最大可達(dá)到326.915t/h。相對(duì)應(yīng)的主蒸汽流量為410t/h，采暖對(duì)應(yīng)熱耗為4304.56kJ/kWh，折合發(fā)電煤耗約為164.84g/kWh。工況3：低壓缸進(jìn)汽流量20t/h，機(jī)組電功率100MW（50%THA）圖4-3低壓缸進(jìn)汽流量為20t/h，電負(fù)荷100MW下的熱力系統(tǒng)表4-3改造后機(jī)組熱力特性匯總（低壓缸進(jìn)汽流量20t/h，電負(fù)荷100MW）項(xiàng)目單位參數(shù)發(fā)電功率MW100.43主蒸汽流量t/h488主蒸汽壓力MPa12.75主蒸汽溫度°C535再熱熱段蒸汽流量t/h432.34再熱熱段蒸汽壓力MPa1.8再熱熱段蒸汽溫度°C535低壓缸排汽流量t/h20采暖抽汽壓力MPa0.4采暖抽汽溫度°C326.982采暖抽汽流量t/h386.172汽輪機(jī)熱耗率kJ/kWh4153.28發(fā)電煤耗率g/kWh159.05注：鍋爐效率取90%，管道效率取99%，標(biāo)煤發(fā)熱量取29308kJ/kg。從圖4-3和表4-3可知，在滿足低壓缸冷卻蒸汽流量為20t/h用于防止鼓風(fēng)發(fā)熱的前提下，此時(shí)維持發(fā)電功率約為100.43MW，采暖抽汽流量最大可達(dá)到386.172t/h。相對(duì)應(yīng)的主蒸汽流量為488t/h，采暖對(duì)應(yīng)熱耗為4153.28kJ/kWh，折合發(fā)電煤耗約為159.05g/kWh。4.2機(jī)組改造后供熱特性分析根據(jù)上述對(duì)3個(gè)改造后工況的計(jì)算，可知在2號(hào)機(jī)組進(jìn)行切除低壓缸改造后，相應(yīng)的供熱特性較抽凝工況有所改變，可繪出對(duì)應(yīng)2號(hào)機(jī)組供熱特性工況圖以及改造前后的供熱特性圖，如下圖4-4、4-5所示：圖4-42號(hào)機(jī)組改造后供熱特性圖對(duì)比切缸改造前后的供熱特性圖，詳見(jiàn)圖4-5。圖4-52號(hào)機(jī)組改造前后供熱特性4.3經(jīng)濟(jì)效益分析4.3.1有償調(diào)峰收益分析以改造后供熱負(fù)荷不變?yōu)樵瓌t，計(jì)算有償調(diào)峰補(bǔ)貼收益。根據(jù)前文計(jì)算結(jié)果，按照60MW、80MW以及100MW三種調(diào)峰工況下核算收益。整個(gè)采暖周期為11月1日至4月30日，約180天，其中采暖中期達(dá)到最大供熱量有60天，主要集中在1月和2月。據(jù)統(tǒng)計(jì)，2016-2019年3個(gè)采暖期，2號(hào)機(jī)組每個(gè)采暖期平均需運(yùn)行小時(shí)數(shù)約為2075小時(shí)。表4-42016-2019年期2機(jī)小數(shù)年份2016-2019月份12月1月2月運(yùn)行小時(shí)數(shù)2075其中采暖中期最大抽汽工況預(yù)計(jì)60天，估算采暖期采用低壓缸切除方式供熱所涉及調(diào)峰的小時(shí)數(shù)約500h，且需調(diào)峰至負(fù)荷率30%（60MW）、40%（80MW）、50%（100MW）對(duì)應(yīng)小時(shí)數(shù)占比35%、35%、30%，對(duì)應(yīng)175h、175h、150h。根據(jù)《東北電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則》政策，以負(fù)荷率40%~48%時(shí)，補(bǔ)償報(bào)價(jià)上限0.4元/(kW·h)；負(fù)荷率40%以下，補(bǔ)償電價(jià)上限1.0元/(kW·h)為基準(zhǔn)。表4-5有償調(diào)峰補(bǔ)貼收益情況項(xiàng)目負(fù)荷率30%（60MW）負(fù)荷率40%（80MW）負(fù)荷率50%（100MW）補(bǔ)償報(bào)價(jià)（元/kW.h）10.40調(diào)峰小時(shí)數(shù)（h）175175150收益（萬(wàn)元）4201120隨著東北地區(qū)其他電廠深度調(diào)峰能力增加，補(bǔ)貼收入受政策影響較大，2號(hào)機(jī)組供熱季可獲得有償調(diào)峰補(bǔ)貼收入按照50%核算，根據(jù)表4-5，機(jī)組在供熱期采用低壓缸切除方式運(yùn)行時(shí)，2號(hào)機(jī)組供熱季可獲得有償調(diào)峰補(bǔ)貼收入約266萬(wàn)元。4.3.2經(jīng)濟(jì)效益分析該電廠2號(hào)機(jī)組低壓缸切除改造項(xiàng)目總收益為266萬(wàn)元，靜態(tài)總投資684萬(wàn)元，投資回收期2.57年（不含建設(shè)期所得稅前）；動(dòng)態(tài)總投資697萬(wàn)元。4.4本章小結(jié)通過(guò)對(duì)機(jī)組改造后的熱力系統(tǒng)分析，機(jī)組的供熱能力、抽汽能力、調(diào)峰能力均得到了提高。通過(guò)對(duì)改造項(xiàng)目進(jìn)行經(jīng)濟(jì)效益分析，資金回收期短，項(xiàng)目投資少，可為電廠帶來(lái)可觀的調(diào)峰收益，提高了電廠的經(jīng)濟(jì)效益。結(jié)論本文研究了我國(guó)當(dāng)前的電源結(jié)構(gòu)，分析了我國(guó)的調(diào)峰現(xiàn)狀。通過(guò)研究現(xiàn)有的深度調(diào)峰改造控制技術(shù)，并對(duì)某電廠#2機(jī)組進(jìn)行調(diào)峰技術(shù)改造，得出以下結(jié)論;1、目前我國(guó)電源結(jié)構(gòu)仍以火電為主，清潔能源發(fā)電比重逐年提高，存在嚴(yán)重的棄風(fēng)棄光問(wèn)題。目前，我國(guó)電網(wǎng)的調(diào)峰任務(wù)主要有火電機(jī)組承擔(dān)，隨著清潔能源的裝機(jī)容量越來(lái)越大，火電機(jī)組也面臨著巨大的調(diào)峰壓力。2、由于我國(guó)火電機(jī)組調(diào)峰能力較差，并不能實(shí)現(xiàn)清潔能源的全部消納。由于風(fēng)光發(fā)電的隨機(jī)性、不確定性，為了減小對(duì)電網(wǎng)的沖擊，保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，使得許多電廠不得對(duì)放棄一部分風(fēng)電光電并網(wǎng)，這也就帶來(lái)了棄風(fēng)棄光問(wèn)題。為提高清潔能源的利用率，降低棄風(fēng)率和棄光率，促進(jìn)節(jié)能減排，對(duì)火電機(jī)組進(jìn)行深度調(diào)峰改造，深度挖掘其調(diào)峰能力，已是必由之路。3、隨著我國(guó)清潔能源裝機(jī)容量的不斷增長(zhǎng)，電網(wǎng)調(diào)峰的任務(wù)也是越來(lái)越艱巨?；痣姍C(jī)組應(yīng)當(dāng)在電網(wǎng)調(diào)峰需要時(shí)降低電負(fù)荷，這樣就能為清潔能源發(fā)電并網(wǎng)騰出空間，緩解清潔能源的消納問(wèn)題。4、通過(guò)對(duì)某電廠#2機(jī)組進(jìn)行切除低壓缸進(jìn)汽控制技術(shù)改造，經(jīng)過(guò)分析，機(jī)組的供熱能力和調(diào)峰能力均得到了提高，符合預(yù)期效果。該項(xiàng)目投資小