劉光耀，王學(xué)棟

（華電電力科學(xué)研究院有限公司山東分院，濟(jì)南 250002）

0 引言

目前，國家對燃煤機(jī)組污染物排放的要求越來越嚴(yán)格，許多小容量熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組和分散供熱源被大容量火力發(fā)電機(jī)組替代，隨著熱負(fù)荷需求不斷增長，投產(chǎn)了很多熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組，其中很多是純凝機(jī)組改造為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組[1-3]，因此熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的類型、容量、供熱方式、供熱參數(shù)差別很大，特別是技改后的熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組，因用戶參數(shù)不同，有高壓缸排汽管道、中壓缸進(jìn)汽管道、中低壓缸連通管打孔抽汽、抽凝機(jī)組高背壓供熱等多種供熱方式[4-8]，機(jī)組在供熱工況下呈現(xiàn)不同的運(yùn)行狀態(tài)。

熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組“以熱定電”的運(yùn)行模式導(dǎo)致機(jī)組在冬季供暖時(shí)發(fā)電出力上升，大量占用上網(wǎng)容量，而且機(jī)組電負(fù)荷變化范圍小，調(diào)峰能力和調(diào)度靈活性都降低。熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組調(diào)峰能力的不足導(dǎo)致電網(wǎng)調(diào)度困難，是科研院所和發(fā)電企業(yè)技術(shù)人員研究的主要方向，亟待提高熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的調(diào)峰能力，提升調(diào)度靈活性，實(shí)現(xiàn)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組“熱電解耦”運(yùn)行。

華電某發(fā)電公司進(jìn)行了最初的抽凝機(jī)組雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換供熱改造，并在135 MW和300 MW等級(jí)的機(jī)組上推廣應(yīng)用。機(jī)組采暖期高背壓供熱運(yùn)行，經(jīng)濟(jì)性好，但最大和最小發(fā)電出力受限，調(diào)峰能力降低[8-11]。低壓缸切缸改造機(jī)組利用高品質(zhì)的采暖抽汽對外供熱，供熱能力大，運(yùn)行方式可靈活切換，調(diào)峰能力強(qiáng)[12-14]，在該發(fā)電公司也得到迅速推廣應(yīng)用?；趦煞N改造技術(shù)的互補(bǔ)性，現(xiàn)多家發(fā)電企業(yè)采用多機(jī)組進(jìn)行高背壓和切缸協(xié)同改造的方式，機(jī)組在多種供熱模式下實(shí)現(xiàn)了廠級(jí)協(xié)同運(yùn)行在滿足調(diào)峰要求的同時(shí)，增加了全廠的供熱量，提升了機(jī)組和全廠的經(jīng)濟(jì)性[15-23]。

1 設(shè)備與供熱系統(tǒng)概況

華電某發(fā)電公司有2臺(tái)135 MW和2臺(tái)330 MW抽凝機(jī)組，135 MW 機(jī)組采用雙背壓雙轉(zhuǎn)子互換技術(shù)進(jìn)行高背壓供熱改造，2臺(tái)330 MW抽凝機(jī)組進(jìn)行低壓缸切缸改造。

1.1 機(jī)組高背壓改造后設(shè)計(jì)參數(shù)

2臺(tái)135 MW機(jī)組改造前為N135-13.24/535/535型超高壓一次中間再熱雙缸雙排汽凝汽式汽輪機(jī)。高背壓供熱改造后，1號(hào)機(jī)組高背壓純凝運(yùn)行，2號(hào)機(jī)組高背壓抽凝運(yùn)行。由于供熱管網(wǎng)的循環(huán)水流量不同，以及熱網(wǎng)供、回水溫度不同，2 臺(tái)機(jī)組冷端系統(tǒng)和本體設(shè)計(jì)參數(shù)差別較大，改造后設(shè)計(jì)參數(shù)如表1所示。

表1 135 MW機(jī)組高背壓改造后設(shè)計(jì)參數(shù)Tab.1 Design parameters of 135 MW unit after high back pressure transformation

1.2 機(jī)組低壓缸切缸改造后設(shè)計(jì)參數(shù)

2 臺(tái)330 MW 抽凝機(jī)組改造前為C330-16.7/0.5/538/538 型亞臨界單軸一次中間再熱雙缸雙排汽抽汽凝汽式汽輪機(jī)，低壓缸切缸改造后背壓狀態(tài)運(yùn)行的設(shè)計(jì)參數(shù)如表2所示。

表2 330 MW機(jī)組低壓缸切缸改造后設(shè)計(jì)參數(shù)Tab.2 Design parameters of 330 MW unit after low-pressure cylinder cutting transformation

1.3 機(jī)組供熱系統(tǒng)與供熱參數(shù)

采暖期4 臺(tái)機(jī)組都供熱運(yùn)行，熱網(wǎng)循環(huán)水與4臺(tái)機(jī)組組成串聯(lián)式兩級(jí)加熱系統(tǒng)。熱網(wǎng)循環(huán)水首先經(jīng)過2臺(tái)135 MW機(jī)組凝汽器進(jìn)行一級(jí)加熱，吸收低壓缸排汽余熱后再進(jìn)入熱網(wǎng)首站加熱器進(jìn)行二級(jí)加熱，送至熱網(wǎng)供給用戶，高溫?zé)崴鋮s后再回到機(jī)組凝汽器。熱網(wǎng)首站加熱器的汽源為330 MW機(jī)組采暖抽汽。

電廠內(nèi)4 臺(tái)機(jī)組分為兩個(gè)供熱系統(tǒng)。1 號(hào)機(jī)組與西部管網(wǎng)供熱站聯(lián)絡(luò)，熱網(wǎng)回水至1 號(hào)機(jī)組凝汽器，設(shè)計(jì)循環(huán)水進(jìn)、出水溫度為55 ℃、78 ℃，循環(huán)水流量7700 t/h，設(shè)計(jì)供熱能力為167.7 MW，可帶供熱面積為1600 萬m2。2 號(hào)機(jī)組與東部管網(wǎng)供熱站聯(lián)絡(luò)，改造后最大供熱量為116.3 MW，可帶供熱面積為1100萬m2，設(shè)計(jì)循環(huán)水量為5000 t/h，東部熱網(wǎng)回水先進(jìn)入2號(hào)機(jī)組凝汽器，由55 ℃升溫至75 ℃，經(jīng)2號(hào)機(jī)組抽汽加熱升溫至93.1 ℃，然后進(jìn)入熱網(wǎng)循環(huán)水回水總管。

1 號(hào)、2 號(hào)機(jī)組雖然進(jìn)行相同的高背壓改造，但由于供熱管網(wǎng)的管徑不同，東部管網(wǎng)和西部管網(wǎng)的熱負(fù)荷不同，熱網(wǎng)循環(huán)水流量和供、回水溫度也不同，所以機(jī)組改造后的設(shè)計(jì)指標(biāo)差別較大。為了優(yōu)化機(jī)組的運(yùn)行工況，并最大程度利用機(jī)組的排汽余熱，將2 臺(tái)機(jī)組凝汽器的進(jìn)、出水管道相連，通過連通管上的閥門開度來調(diào)節(jié)2臺(tái)機(jī)組的循環(huán)水流量使其相近，以達(dá)到2 臺(tái)機(jī)組在相近電負(fù)荷工況下協(xié)同運(yùn)行的目的。圖1為2號(hào)機(jī)組高背壓循環(huán)水供熱系統(tǒng)示意圖，圖2 為2 臺(tái)高背壓機(jī)組熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)連接示意圖。

圖1 2號(hào)機(jī)組高背壓循環(huán)水供熱系統(tǒng)示意圖Fig.1 Schematic diagram of high back pressure circulating water heating system of unit 2

圖2 高背壓機(jī)組熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)連接示意圖Fig.2 Connection diagram of circulating water system of high back pressure unit

2 機(jī)組供熱期性能指標(biāo)

2.1 機(jī)組供熱期性能試驗(yàn)

1號(hào)、2號(hào)機(jī)組熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)的優(yōu)化連接使得全廠供熱系統(tǒng)成為一個(gè)整體。供熱期，1 號(hào)、2 號(hào)機(jī)組高背壓供熱運(yùn)行，3 號(hào)、4 號(hào)機(jī)組可在純凝、抽凝、背壓3種供熱方式下運(yùn)行，4臺(tái)機(jī)組采用多種供熱模式組合。為了確定單機(jī)和全廠機(jī)組的供熱能力與調(diào)峰能力，并優(yōu)化全廠機(jī)組的性能指標(biāo)和運(yùn)行方式，進(jìn)行了4 臺(tái)機(jī)組協(xié)同運(yùn)行的性能試驗(yàn)。試驗(yàn)依據(jù)GB/T 8117.2—2008《汽輪機(jī)熱力性能驗(yàn)收試驗(yàn)規(guī)程》進(jìn)行。參考汽輪機(jī)熱力特性計(jì)算數(shù)據(jù)和改造后的性能保證值，1 號(hào)、2 號(hào)機(jī)組進(jìn)行最大和最小出力工況的性能試驗(yàn)，計(jì)算機(jī)組在這兩個(gè)工況下的供熱能力以及機(jī)組的調(diào)峰區(qū)間；3 號(hào)、4 號(hào)機(jī)組試驗(yàn)負(fù)荷為100 MW、210 MW 和260 MW，進(jìn)行正常抽凝、背壓供熱兩種運(yùn)行狀態(tài)下的性能試驗(yàn)。由試驗(yàn)數(shù)據(jù)計(jì)算出機(jī)組發(fā)電出力、供熱能力和供熱量，以確定機(jī)組不同供熱方式下最小、最大電負(fù)荷和最大抽汽能力。將試驗(yàn)結(jié)果與設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)進(jìn)行比較，抽凝工況與背壓工況試驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行比較，作為機(jī)組性能分析的依據(jù)。

2.2 高背壓改造機(jī)組性能指標(biāo)

1號(hào)、2號(hào)機(jī)組高背壓供熱工況性能試驗(yàn)指標(biāo)如表3所示。

在極寒期，1號(hào)、2號(hào)機(jī)組供熱工況協(xié)同運(yùn)行，循環(huán)水流量都大于設(shè)計(jì)值，因此機(jī)組背壓低于設(shè)計(jì)值，發(fā)電功率高于設(shè)計(jì)值。由表3 看出，1 號(hào)機(jī)組純凝運(yùn)行的最大發(fā)電功率125.03 MW，供熱量為204.35 MW；最小發(fā)電功率72.10 MW，供熱量為121.70 MW。2 號(hào)機(jī)組純凝運(yùn)行的最大發(fā)電功率110.23 MW，供熱量為174.05 MW；最小發(fā)電功率71.24 MW，供熱量為116.23 MW。2 號(hào)機(jī)組帶連通管抽汽，為了實(shí)現(xiàn)能量梯級(jí)利用和提升全廠的經(jīng)濟(jì)性，從中低壓缸連通管抽汽來加熱凝汽器部分出水，此工況下的發(fā)電機(jī)功率為115.09 MW，總供熱量為211.23 MW。

由于2 臺(tái)機(jī)組熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)的優(yōu)化連接，進(jìn)入凝汽器的熱網(wǎng)循環(huán)水流量相近，凝汽器背壓接近且都低于設(shè)計(jì)值，從而增大了機(jī)組帶電負(fù)荷和熱負(fù)荷的能力以及機(jī)組的調(diào)峰能力。1號(hào)機(jī)組調(diào)峰區(qū)間為72.10～125.03 MW，2 號(hào)機(jī)組調(diào)峰區(qū)間為71.24～115.09 MW。而機(jī)組循環(huán)水系統(tǒng)優(yōu)化連接前，1號(hào)機(jī)組負(fù)荷變化區(qū)間為77.36～123.41 MW，2號(hào)機(jī)組負(fù)荷變化區(qū)間為79.79～104.71 MW。

2.3 低壓缸切缸改造機(jī)組性能指標(biāo)

330 MW 機(jī)組低壓缸切缸改造后，正常抽凝運(yùn)行和背壓供熱運(yùn)行典型工況下的性能指標(biāo)見表4。

表4 330 MW機(jī)組低壓缸切缸改造后性能指標(biāo)Tab.4 Performance indices of 330 MW unit after low pressure cylinder cutting transformation

2.3.1 機(jī)組發(fā)電出力和調(diào)峰能力

機(jī)組改造前純凝工況運(yùn)行的最低穩(wěn)燃負(fù)荷為150 MW，調(diào)峰能力為180 MW；低壓缸切缸改造后背壓狀態(tài)運(yùn)行，最大電負(fù)荷為210.02 MW，最低電負(fù)荷為102.39 MW，調(diào)峰能力為107.63 MW。由于機(jī)組可以在純凝、抽汽、背壓3 種方式下靈活切換，因此實(shí)際的調(diào)峰區(qū)間為102.39～330 MW，調(diào)峰能力為227.61 MW，調(diào)峰能力比改造前增大了47.61 MW，且最低電負(fù)荷降低了47.61 MW，低負(fù)荷調(diào)度的靈活性提升了。

2.3.2 最大供熱能力

機(jī)組改造后，在帶工業(yè)抽汽的條件下，背壓狀態(tài)最大負(fù)荷下的采暖抽汽量為652.93 t/h，比設(shè)計(jì)值大12.93 t/h，采暖抽汽供熱量為476.20 MW，比設(shè)計(jì)值463.40 MW 大12.8 MW；正常抽凝運(yùn)行的最大出力為259.32 MW，最大采暖抽汽量為588.41 t/h，采暖抽汽供熱量為429.36 MW。

2.3.3 抽凝工況和背壓工況比較分析

機(jī)組最大抽凝工況和最大背壓工況相比，背壓方式下的機(jī)組發(fā)電功率降低49.30 MW，采暖抽汽量增大64.52 t/h，供熱能力增加46.84 MW。比較210 MW負(fù)荷下背壓方式和正常抽凝方式，正常抽凝方式的抽汽量為488.07 t/h，背壓方式的采暖抽汽量增大164.86 t/h，供熱能力增加117.35 MW。

3 機(jī)組協(xié)同運(yùn)行調(diào)峰能力和供熱能力分析

3.1 機(jī)組調(diào)峰能力和供熱能力

135 MW 機(jī)組高背壓改造和330 MW 機(jī)組低壓缸切缸改造后都成為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組。高背壓機(jī)組以熱定電，沒有冷源損失，熱效率提高，但調(diào)峰能力降低，調(diào)峰區(qū)間變窄。切缸改造機(jī)組在背壓方式下的供熱量增大，同時(shí)機(jī)組運(yùn)行方式切換靈活，提升了調(diào)峰能力和調(diào)度靈活性，尤其是機(jī)組低負(fù)荷調(diào)度的靈活性。供熱期，135 MW和330 MW機(jī)組及全廠機(jī)組調(diào)峰能力、供熱能力計(jì)算結(jié)果如表5所示。

表5 全廠機(jī)組調(diào)峰能力和供熱能力Tab.5 Peak regulating and heating capacity of the whole unitsMW

供熱期，2臺(tái)330 MW機(jī)組1臺(tái)背壓運(yùn)行、1臺(tái)抽凝運(yùn)行。由表5 可以看出，135 MW 機(jī)組與330 MW機(jī)組協(xié)同改造，供熱期以不同供熱模式協(xié)同運(yùn)行，高背壓機(jī)組的調(diào)峰能力降低，但因其容量小，對全廠機(jī)組調(diào)峰能力的影響較小。切缸改造大幅度提高了330 MW機(jī)組的調(diào)峰能力，全廠機(jī)組的調(diào)峰能力提高了9.39 MW，同時(shí)最低電負(fù)荷降低了39.27 MW。機(jī)組協(xié)同改造及協(xié)同運(yùn)行，在提高全廠機(jī)組供熱能力的同時(shí)，調(diào)峰能力和低負(fù)荷的調(diào)度靈活性都有明顯提升。

3.2 機(jī)組協(xié)同運(yùn)行方式分析

機(jī)組改造后作為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組，“以熱定電”的運(yùn)行模式限制了機(jī)組的運(yùn)行，2臺(tái)135 MW機(jī)組高背壓供熱方式和2 臺(tái)330 MW 機(jī)組背壓運(yùn)行方式的供熱能力和發(fā)電出力正相關(guān)。由表5 中試驗(yàn)結(jié)果得知，機(jī)組協(xié)同改造后，在供熱能力大幅度增加的同時(shí)，全廠機(jī)組的調(diào)峰能力沒有降低，低負(fù)荷調(diào)度的靈活性有明顯增加。因此在供熱期，應(yīng)該根據(jù)機(jī)組的供熱能力和運(yùn)行方式，合理調(diào)度機(jī)組的電、熱負(fù)荷，使全廠機(jī)組同時(shí)滿足熱負(fù)荷需和電網(wǎng)調(diào)度要求。

3.2.1 熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組熱化發(fā)電率

熱化發(fā)電率是熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組熱化發(fā)電量與該汽流對外供熱量之比。熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的高品質(zhì)蒸汽首先用于發(fā)電，剩余的低溫?zé)崮苡糜诠幔瑢?shí)現(xiàn)了能量的梯級(jí)利用。熱化發(fā)電率能夠定量計(jì)算出機(jī)組供熱蒸汽的發(fā)電量，既考慮了供熱能數(shù)量的差別，又考慮了質(zhì)量的差異，體現(xiàn)了不同參數(shù)供熱蒸汽的品質(zhì)差別。

以上4 臺(tái)機(jī)組供熱期不同供熱模式協(xié)同運(yùn)行，對外供熱采用兩級(jí)加熱的方式，熱源有3種，分別為1號(hào)、2號(hào)機(jī)組高背壓排汽供熱；2號(hào)機(jī)組中低壓連通管抽汽供熱；3 號(hào)、4 號(hào)機(jī)組中低壓連通管抽汽供熱。基于機(jī)組設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)計(jì)算3種供熱模式的熱化發(fā)電率，1 號(hào)、2 號(hào)機(jī)組高背壓排汽的熱化發(fā)電率是152.7 kWh/GJ、156 kWh/GJ；2 號(hào)機(jī)組中低壓連通管抽汽的熱化發(fā)電率是115 kWh/GJ；3 號(hào)、4 號(hào)機(jī)組中低壓連通管抽汽的熱化發(fā)電率是99 kWh/GJ。因1號(hào)機(jī)組設(shè)計(jì)背壓為49.3 kPa，2 號(hào)機(jī)組設(shè)計(jì)背壓為43.7 kPa，使得這2臺(tái)機(jī)組設(shè)計(jì)工況下的熱化發(fā)電率不同。但由于1號(hào)、2號(hào)機(jī)組實(shí)現(xiàn)了熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)的優(yōu)化連接，實(shí)際運(yùn)行背壓偏差不大，可以認(rèn)為2臺(tái)機(jī)組高背壓排汽的熱化發(fā)電率相同，所以在2 臺(tái)機(jī)組之間平均分配熱負(fù)荷。因此全廠4臺(tái)機(jī)組供熱期協(xié)同運(yùn)行，按照熱化發(fā)電率和機(jī)組能耗指標(biāo)分配機(jī)組熱負(fù)荷，全廠機(jī)組最佳的熱負(fù)荷分配方案是：1號(hào)、2號(hào)機(jī)組帶基本熱負(fù)荷，利用凝汽器對熱網(wǎng)循環(huán)水進(jìn)行一級(jí)加熱；然后利用2 號(hào)機(jī)組中低壓連通管抽汽，將2 號(hào)機(jī)組凝汽器出水進(jìn)一步加熱后匯合到主循環(huán)水管道；最后由3 號(hào)、4 號(hào)機(jī)組中低壓連通管抽汽進(jìn)行二級(jí)加熱。3 號(hào)機(jī)組供熱能力大，以調(diào)整熱負(fù)荷為主，供熱量大時(shí)切除低壓缸以背壓狀態(tài)運(yùn)行，4號(hào)機(jī)組以調(diào)整電負(fù)荷、抽凝方式運(yùn)行為主。

3.2.2 機(jī)組協(xié)同運(yùn)行的電熱負(fù)荷分配

2021—2022年度供熱期，全廠機(jī)組供熱負(fù)荷為557.19～1 029.70 MW，西部管網(wǎng)循環(huán)水流量7860～10 100 t/h，循環(huán)水供水溫度101.3～105.7 ℃，回水溫度41.2～47.5 ℃；東部管網(wǎng)循環(huán)水流量5890～6100 t/h，循環(huán)水供水溫度98.2～103.5 ℃，回水溫度40.1～45.3 ℃。為了平衡2 臺(tái)高背壓機(jī)組的運(yùn)行狀態(tài)，調(diào)整2 臺(tái)機(jī)組凝汽器進(jìn)、出水聯(lián)絡(luò)門使得凝汽器背壓接近，1 號(hào)機(jī)組循環(huán)水流量7140～9400 t/h，供熱量160.54～204.60 MW，2 號(hào)機(jī)組循環(huán)水流量6400～6870 t/h，供熱量130.29～177.83 MW，其他熱量由330 MW機(jī)組抽汽供給，3號(hào)機(jī)組最大抽汽量616.8 t/h，最大供熱量460.24 MW。

1 號(hào)、2 號(hào)機(jī)組高背壓運(yùn)行利用循環(huán)水供熱，沒有冷源損失，熱效率和熱化發(fā)電率高；3號(hào)、4號(hào)機(jī)組利用高品位抽汽供熱，熱效率和熱化發(fā)電率都低，但運(yùn)行方式切換靈活，調(diào)峰能力和調(diào)度靈活性高。4 臺(tái)機(jī)組協(xié)同運(yùn)行，優(yōu)先由1 號(hào)、2 號(hào)機(jī)組帶基本熱負(fù)荷，其他熱負(fù)荷由3號(hào)、4號(hào)機(jī)組提供，并提升對外供熱溫度，使得全廠機(jī)組能耗指標(biāo)最小，同時(shí)發(fā)電功率最高，依此來調(diào)度機(jī)組的運(yùn)行方式和電、熱負(fù)荷。不同熱負(fù)荷下機(jī)組電負(fù)荷分配及全廠機(jī)組調(diào)峰能力計(jì)算結(jié)果見表6。

由表6 可以看出，在供熱期高背壓機(jī)組與抽凝機(jī)組協(xié)同運(yùn)行，在保證供熱量和供熱參數(shù)的前提下，全廠4臺(tái)機(jī)組的調(diào)峰能力為150～330 MW。

3.3 機(jī)組多種供熱模式協(xié)同運(yùn)行調(diào)峰能力變化

按照以上熱負(fù)荷分配方式，選取供熱期機(jī)組實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)和試驗(yàn)時(shí)的性能指標(biāo)，計(jì)算4 臺(tái)機(jī)組多種供熱模式下協(xié)同運(yùn)行優(yōu)化前后的調(diào)峰能力變化，計(jì)算結(jié)果見表7。

表7 4臺(tái)機(jī)組供熱期協(xié)同運(yùn)行優(yōu)化前后調(diào)峰能力對比Tab.7 Comparison of peaking shaving capacity of four units during heating period before and after collaborative operation optimizationMW

由表7 協(xié)同運(yùn)行優(yōu)化結(jié)果得知，按照機(jī)組熱化發(fā)電率、供熱能力和供熱工況的性能指標(biāo)，優(yōu)化機(jī)組多種供熱模式的協(xié)同運(yùn)行方式和電、熱負(fù)荷分配，在相同的熱負(fù)荷和機(jī)組總進(jìn)汽量不變的條件下，4臺(tái)機(jī)組帶電負(fù)荷能力平均增加30.28 MW。

4 結(jié)語

本文對某電廠4臺(tái)機(jī)組進(jìn)行了協(xié)同改造。改造后，在多種供熱模式下協(xié)同運(yùn)行，全廠機(jī)組調(diào)峰區(qū)間為395.73～900.12 MW，調(diào)峰能力為504.39 MW，比改造前的調(diào)峰能力提高9.39 MW，同時(shí)最低電負(fù)荷降低了39.27 MW。全廠機(jī)組的調(diào)峰能力和低負(fù)荷調(diào)度靈活性有明顯提升。

4 臺(tái)機(jī)組進(jìn)行協(xié)同改造后，2 臺(tái)135 MW 機(jī)組高背壓運(yùn)行，2臺(tái)330 MW機(jī)組中1臺(tái)抽凝運(yùn)行，1臺(tái)背壓供熱運(yùn)行，最小供熱能力為506.66 MW，最大供熱能力為1 321.14 MW。按照機(jī)組熱化發(fā)電率和供熱運(yùn)行的能耗指標(biāo)、供熱能力，優(yōu)化機(jī)組多種供熱模式下的協(xié)同運(yùn)行方式和電、熱負(fù)荷分配，在相同的熱負(fù)荷和機(jī)組總進(jìn)汽量不變的條件下，4 臺(tái)機(jī)組帶電負(fù)荷能力增加了25～40 MW。