330 MW亞臨界機(jī)組靈活性調(diào)峰能力及供熱改造分析

劉 軍，祝令凱，鄭 威，韓 悅，鐘子威

（國(guó)網(wǎng)山東省電力公司電力科學(xué)研究院，山東 濟(jì)南 250003）

0 引言

隨著具有隨機(jī)性和間歇性特點(diǎn)的新能源裝機(jī)容量不斷增加，以及特高壓實(shí)現(xiàn)跨區(qū)域送電的影響［1］，作為我國(guó)電網(wǎng)基礎(chǔ)性電源的火電機(jī)組，調(diào)峰已是常態(tài)化。在2030 年實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰、2060 年實(shí)現(xiàn)碳中和的雙碳戰(zhàn)略目標(biāo)下，構(gòu)建“以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)”，意味著我國(guó)電力主體電源將從現(xiàn)在11 億kW裝機(jī)容量的煤電轉(zhuǎn)化為新能源電力；能源電力行業(yè)正發(fā)生前所未有的變化，以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)研究和建設(shè)正全面有序開(kāi)展，這對(duì)火電機(jī)組的靈活性和調(diào)峰能力提出了更高的要求。

山東存量煤電機(jī)組按30%～40%最小技術(shù)出力水平進(jìn)行改造，京津唐電網(wǎng)煤電機(jī)組按20%深度調(diào)峰改造，山西80%火電機(jī)組參與深度調(diào)峰，河南提升完善煤電機(jī)組深度調(diào)峰和煤電應(yīng)急啟停交易，內(nèi)蒙古火電靈活性改造促新能源消納試點(diǎn)［2-3］。今年以來(lái)，多地陸續(xù)加碼煤電機(jī)組參與深度調(diào)峰節(jié)奏和力度，提升電力系統(tǒng)靈活性。

以330 MW 亞臨界供熱機(jī)組為例，先通過(guò)工況圖分析初步得到機(jī)組的調(diào)峰上下限，再通過(guò)試驗(yàn)了解機(jī)組在實(shí)際運(yùn)行時(shí)的調(diào)峰能力，擬合出機(jī)組實(shí)際運(yùn)行時(shí)供熱工況圖，并對(duì)機(jī)組進(jìn)行供熱改造進(jìn)行探討。

1 設(shè)備概況

汽輪機(jī)型號(hào)N330-16.7/538/538，為亞臨界、中間再熱、反動(dòng)式、單軸、兩缸兩排汽、凝汽式汽輪機(jī)。汽輪機(jī)主要設(shè)計(jì)參數(shù)見(jiàn)表1。

表1 汽機(jī)主要設(shè)計(jì)參數(shù)

鍋爐型號(hào)HG-1025/17.5-PM32，為亞臨界、自然循環(huán)、單爐膛π 型布置、平衡通風(fēng)、一次中間再熱、露天布置固態(tài)排渣燃煤爐，爐架采用全鋼架結(jié)構(gòu)。鍋爐采用正壓直吹四角切圓燃燒，設(shè)計(jì)燃用晉東南貧煤，鍋爐主要設(shè)計(jì)參數(shù)如表2所示。

表2 鍋爐的主要設(shè)計(jì)參數(shù)

2 靈活性調(diào)峰能力分析

2.1 工況圖初步分析

機(jī)組為單抽式供熱機(jī)組，將部分沒(méi)做完功的蒸汽從汽輪機(jī)的中低壓連通管上抽出至加熱首站進(jìn)行換熱。機(jī)組設(shè)計(jì)最大抽汽流量為300 t/h，抽汽壓力為0.65～1.0 MPa，抽汽溫度為336℃，該機(jī)組設(shè)計(jì)工況圖如圖1所示。

圖1 機(jī)組設(shè)計(jì)供熱工況

由設(shè)計(jì)工況圖可知，設(shè)計(jì)工況下機(jī)組抽汽流量在0～300 t/h之間，機(jī)組最小功率均為150 MW，為機(jī)組額定容量的45%。隨著抽汽流量的增加，負(fù)荷調(diào)整范圍逐漸減小。機(jī)組最高電負(fù)荷受限因素為最大蒸發(fā)量，為了更直觀地體現(xiàn)出不同抽汽流量下機(jī)組電負(fù)荷調(diào)整范圍，通過(guò)Excel 擬合出機(jī)組設(shè)計(jì)工況下的調(diào)峰區(qū)間限如圖2所示。

圖2 機(jī)組設(shè)計(jì)調(diào)峰上下限

2.2 試驗(yàn)深度分析

由于工況圖的熱、電負(fù)荷關(guān)系是在設(shè)計(jì)工況下得出［4］，考慮到機(jī)組運(yùn)行情況、設(shè)備狀態(tài)等因素，按工況圖得出的結(jié)論與供熱機(jī)組實(shí)際調(diào)峰特性產(chǎn)生一定的偏差。為此通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)得到機(jī)組的不同抽汽流量下機(jī)組實(shí)際帶負(fù)荷能力。根據(jù)機(jī)組日常運(yùn)行采暖抽汽狀況，確定以下10 個(gè)試驗(yàn)工況，具體試驗(yàn)過(guò)程如下。

1）工況1：采暖抽汽流量為300 t/h、測(cè)定機(jī)組最高電負(fù)荷。

該試驗(yàn)工況通過(guò)調(diào)整采暖抽汽管道上的閥門及中低壓連通管上的蝶閥，維持機(jī)組采暖抽汽流量在300 t/h，逐漸增加鍋爐出力，提高機(jī)組負(fù)荷，當(dāng)主蒸汽流量達(dá)到998 t/h時(shí)，鍋爐出力已基本達(dá)到最大值，機(jī)組負(fù)荷不再增加，保持穩(wěn)定運(yùn)行，引風(fēng)機(jī)開(kāi)度分別為93.63%、93.18%，出力基本達(dá)到最大出力。試驗(yàn)期間，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為270.02 MW，為機(jī)組額定容量的81.81%。

2）工況2：采暖抽汽流量為150 t/h、測(cè)定機(jī)組最低電負(fù)荷。

逐漸降低鍋爐出力，同時(shí)調(diào)整機(jī)組中低壓連通管上的蝶閥開(kāi)度使采暖抽汽流量保持在150 t/h 左右，直至中低壓連通管上的蝶閥開(kāi)度調(diào)至最小開(kāi)度5%左右，當(dāng)鍋爐蒸發(fā)量為496.16 t/h 時(shí)，機(jī)組負(fù)荷不再降低。當(dāng)鍋爐蒸發(fā)量達(dá)到496.16 t/h 時(shí)，繼續(xù)降低鍋爐出力，將不足以維持采暖抽汽流量在150 t/h。試驗(yàn)期間，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為144.9 MW，為機(jī)組額定容量的43.9%。

3）工況3：采暖抽汽流量100 t/h 時(shí)，測(cè)定機(jī)組最低電負(fù)荷。

在工況2 的基礎(chǔ)上，降低機(jī)組鍋爐出力，在主蒸汽流量為459.16 t/h 時(shí)，保持穩(wěn)定，此時(shí)既能滿足采暖抽汽流量保持在100 t/h 左右，也能保持中低壓連通管上蝶閥后的壓力為低壓缸最小進(jìn)汽壓力0.2 MPa左右。試驗(yàn)期間，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為139.98 MW，為機(jī)組額定容量的42%。

4）工況4：采暖抽汽流量250 t/h 時(shí)，測(cè)定機(jī)組最低電負(fù)荷。

在工況3的基礎(chǔ)上，逐漸提高機(jī)組的鍋爐出力，當(dāng)采暖抽汽流量達(dá)到250 t/h左右時(shí)，不再增加鍋爐出力，機(jī)組負(fù)荷不再增加，保持穩(wěn)定運(yùn)行。在中低壓連通管上蝶閥最小開(kāi)度限制下，繼續(xù)增加鍋爐出力，將不足以維持采暖抽汽流量在250 t/h。試驗(yàn)期間，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為169.90 MW，為機(jī)組額定容量的51%。

5）工況5：采暖抽汽流量200 t/h 時(shí)，測(cè)定機(jī)組最低電負(fù)荷。

逐漸調(diào)整鍋爐出力，同時(shí)調(diào)整機(jī)組中低壓連通管上的蝶閥開(kāi)度使采暖抽汽流量保持在200 t/h，直至中低壓連通管上的蝶閥開(kāi)度調(diào)至最小開(kāi)度5%左右，當(dāng)鍋爐蒸發(fā)量達(dá)到564.13 t/h 時(shí)，保持穩(wěn)定，此時(shí)中低壓連通管上蝶閥后壓力為0.2 MPa。在中低壓連通管上的蝶閥開(kāi)度最小開(kāi)度下，若繼續(xù)降低鍋爐出力，將不能滿足采暖抽汽流量維持在200 t/h，中低壓連通管上蝶閥后壓力0.2 MPa。試驗(yàn)期間，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為160.06 MW，為機(jī)組額定容量的48.5%。

6）工況6：采暖抽汽流量為300 t/h、測(cè)定機(jī)組最低電負(fù)荷。

在工況5的基礎(chǔ)上，增加鍋爐出力，使采暖抽汽流量達(dá)到300 t/h，不再增加鍋爐出力，保持穩(wěn)定運(yùn)行。在中低壓連通管上的蝶閥開(kāi)度最小開(kāi)度下，繼續(xù)增加鍋爐出力，將不能滿足采暖抽汽流量維持在300 t/h。試驗(yàn)期間，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為203.23 MW，為機(jī)組額定容量的61.58%。

7）工況7：采暖抽汽流量為250 t/h、測(cè)定機(jī)組最高電負(fù)荷。

逐漸增加鍋爐出力，同時(shí)調(diào)整中低壓連通管上蝶閥，使采暖抽汽流量保持在250 t/h，當(dāng)主蒸汽流量達(dá)到990 t/h時(shí)，鍋爐出力已基本達(dá)到最大值，鍋爐負(fù)荷不再增加；此時(shí)A、B 引風(fēng)機(jī)開(kāi)度為94%，電流為300 A，根據(jù)運(yùn)行規(guī)程要求，引風(fēng)機(jī)電流不得超過(guò)300 A。試驗(yàn)期間，供熱抽汽流量平均值為250.01 t/h，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為284.92 MW，為機(jī)組額定容量的86.34%。

8）工況8：采暖抽汽流量200 t/h、測(cè)定機(jī)組最高電負(fù)荷。

逐漸增加鍋爐出力，同時(shí)調(diào)整中低壓連通管上蝶閥，使采暖抽汽流量保持在200 t/h，當(dāng)鍋爐蒸發(fā)量達(dá)到999.52 t/h 左右時(shí)，機(jī)組負(fù)荷不再增加，保持穩(wěn)定運(yùn)行，進(jìn)行試驗(yàn)。試驗(yàn)期間，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為295.24 MW，為機(jī)組額定容量的89.47%。

9）工況9：采暖抽汽流量為150 t/h、測(cè)定機(jī)組最高電負(fù)荷。

在工況8 的基礎(chǔ)上，通過(guò)調(diào)整中低壓連通管上蝶閥，將采暖抽汽流量調(diào)整至150 t/h，待機(jī)組負(fù)荷穩(wěn)定后進(jìn)行試驗(yàn)。試驗(yàn)期間發(fā)電機(jī)有功功率平均值為307.34 MW，為機(jī)組額定容量的93.13%。

10）工況10：采暖抽汽流量100 t/h 時(shí)，測(cè)定機(jī)組最高電負(fù)荷。

在工況9 的基礎(chǔ)上，通過(guò)調(diào)整中低壓連通管上蝶閥，將采暖抽汽流量調(diào)整至100 t/h，待機(jī)組負(fù)荷穩(wěn)定后進(jìn)行試驗(yàn)。試驗(yàn)期間，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為313.03 MW，為機(jī)組額定容量的94.86%。

試驗(yàn)時(shí)根據(jù)環(huán)境溫度，控制一級(jí)網(wǎng)高溫水供水壓力溫度不得偏離正常控制參數(shù)（0.65～0.85 MPa，90～105℃），整個(gè)試驗(yàn)過(guò)程，機(jī)組運(yùn)行參數(shù)正常，鍋爐未發(fā)現(xiàn)受熱面超溫現(xiàn)象，輔機(jī)工作正常，環(huán)保裝置工作正常，環(huán)保指標(biāo)合格。其余機(jī)組配合試驗(yàn)機(jī)組進(jìn)行熱負(fù)荷調(diào)整，滿足全廠供熱需求。機(jī)組試驗(yàn)工況如圖3所示。

圖3 機(jī)組試驗(yàn)供熱工況

2.3 機(jī)組設(shè)計(jì)出力與實(shí)際出力對(duì)比分析

機(jī)組供熱狀態(tài)下實(shí)際出力與設(shè)計(jì)出力能對(duì)比如表3 所示、機(jī)組設(shè)計(jì)供熱工況與試驗(yàn)供熱工況對(duì)比如圖4所示。

表3 機(jī)組實(shí)際出力與設(shè)計(jì)值對(duì)比

圖4 機(jī)組設(shè)計(jì)工況與實(shí)際供熱工況對(duì)比

從圖4、表3 中可以看出，相同的抽汽量下，機(jī)組在調(diào)峰上限偏差不大，由于受到引風(fēng)機(jī)出力受限的因素，影響了機(jī)組進(jìn)一步增加出力的能力?；诘蛪哼B通管上蝶閥開(kāi)度不低于5%（閥門開(kāi)度低于5%易卡澀影響機(jī)組安全運(yùn)行）、低壓缸最小進(jìn)汽壓力限制基礎(chǔ)上；在采暖抽汽流量為100 t/h、150 t/h 工況下，機(jī)組實(shí)際帶最低電負(fù)荷均低于設(shè)計(jì)最低電負(fù)荷150 MW；在采暖抽汽流量為200 t/h、250 t/h、300 t/h時(shí)，機(jī)組實(shí)際出力下限均高于到設(shè)計(jì)的最小出力；利用Excel 擬合出機(jī)組實(shí)際出力上下限公式如表4 所示，計(jì)算出機(jī)組在采暖抽汽流量155 t/h以下時(shí)，機(jī)組最小出力將低于設(shè)計(jì)最小出力150 MW。機(jī)組實(shí)際調(diào)峰上下限如圖5所示。

表4 機(jī)組實(shí)際調(diào)峰上下限擬合公式

圖5 機(jī)組實(shí)際出力上下限

機(jī)組設(shè)計(jì)狀態(tài)下，低壓連通管上蝶閥全關(guān)時(shí)，仍有110～120 t/h 的流量進(jìn)入低壓缸進(jìn)行做功；試驗(yàn)時(shí)由于連通管壓力不得低于0.2 MPa、低壓連通管上蝶閥5%的開(kāi)度限制，低壓缸進(jìn)汽流量增加（流量160～170 t/h），進(jìn)一步增加低壓缸做功能力；限制了機(jī)組繼續(xù)降低出力的能力。相同的抽汽流量下，因低壓連通管上蝶閥5%開(kāi)度限制，機(jī)組實(shí)際運(yùn)行時(shí)主蒸汽流量大于設(shè)計(jì)主蒸汽流量，做功能力增加，導(dǎo)致機(jī)組設(shè)計(jì)出力與實(shí)際出力存在差異。

綜上因素以及運(yùn)行人員的水平、設(shè)備狀態(tài)、煤質(zhì)等因素影響，機(jī)組在實(shí)際運(yùn)行中的出力與設(shè)計(jì)出力往往存在偏差。

3 供熱改造和調(diào)峰能力分析

我國(guó)計(jì)劃實(shí)施2.2 億kW 燃煤機(jī)組的靈活性改造，使機(jī)組具備深度調(diào)峰能力，并進(jìn)一步提高火電機(jī)組負(fù)荷響應(yīng)速率，部分機(jī)組具備快速啟停調(diào)峰能力。提升靈活性改造預(yù)期將使熱電機(jī)組增加20%額定容量的調(diào)峰能力，最小技術(shù)出力達(dá)到40%～50%額定容量；純凝機(jī)組增加15%～20%額定容量的調(diào)峰能力，最小技術(shù)出力達(dá)到30%～35%額定容量。

機(jī)組設(shè)計(jì)最大抽汽流量300 t/h，折合供熱負(fù)荷約為240 MW，全廠設(shè)計(jì)最大供熱負(fù)荷約為480 MW。隨著城市發(fā)展，城市冬季供暖需求不斷增加，對(duì)熱源的供應(yīng)能力和供熱量的需求也在不斷的增加等，機(jī)組的供熱改造已是必然。在現(xiàn)有的供熱方式下，機(jī)組的深度調(diào)峰能力滿足不了30%～40%最小出力要求。表5為不同抽汽流量下最小出力。

表5 不同抽汽流量下最小出力

對(duì)機(jī)組供熱改造技術(shù)路線較多，如吸收式熱泵是以蒸汽、廢熱等作為驅(qū)動(dòng)熱源，將低溫?zé)嵩刺岣叩街小⒏邷?，該供熱方式不需要以熱定電運(yùn)行，具有運(yùn)行方式靈活的特點(diǎn)，但需要新建廠房，占地面積較大，投資較大；高背壓供熱是基于低壓缸轉(zhuǎn)子互換，供暖季前更換為動(dòng)靜葉片級(jí)數(shù)相對(duì)較少的低壓轉(zhuǎn)子，供暖季結(jié)束后換回原使用的純凝轉(zhuǎn)子。高背壓供熱技術(shù)可將余熱全部利用，帶來(lái)較好的經(jīng)濟(jì)效益，但一年兩次更換轉(zhuǎn)子增加了勞動(dòng)成本和經(jīng)濟(jì)成本；光軸供熱技術(shù)需要重新加工新的光軸，該技術(shù)徹底解列了低壓缸運(yùn)行，將中壓缸的排汽全部用于熱網(wǎng)加熱器加熱。高背壓供熱和光軸供熱導(dǎo)致機(jī)組在供熱期只能以“以熱定電”的運(yùn)行方式運(yùn)行，運(yùn)行方式單一，電網(wǎng)調(diào)峰能力明顯受限［5-6］。

機(jī)組靈活性需要具備深度調(diào)峰的能力、快速爬坡的能力、快速啟停的能力［7-8］；在進(jìn)行機(jī)組靈活性改造時(shí)考慮到投資小、可靠性高、適應(yīng)性強(qiáng)、運(yùn)營(yíng)成本低、設(shè)備改動(dòng)小等因素，切缸改造技術(shù)除能滿足上述要求外，還能滿足供熱需求和供暖期不能深度調(diào)峰的難題。低壓缸高真空運(yùn)行條件下，采用可完全密封的液壓蝶閥切除低壓缸原進(jìn)汽管道進(jìn)汽，通過(guò)新增旁路管道通入少量的冷卻蒸汽，用于帶走低壓缸零出力改造后低壓轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)動(dòng)產(chǎn)生的鼓風(fēng)熱量。與高背壓供熱、光軸供熱改造等供熱改造方案相比，切缸改造技術(shù)能夠?qū)崿F(xiàn)供熱機(jī)組在抽汽凝汽式運(yùn)行方式與高背壓運(yùn)行方式的靈活切換，使機(jī)組同時(shí)具備高背壓機(jī)組供熱能力大、抽汽凝汽式供熱機(jī)組運(yùn)行方式靈活的特點(diǎn)，避免了高背壓供熱改造（雙轉(zhuǎn)子）和光軸改造方案采暖期需更換兩次低壓缸轉(zhuǎn)子的問(wèn)題和備用轉(zhuǎn)子存放保養(yǎng)問(wèn)題，機(jī)組運(yùn)行時(shí)的維護(hù)費(fèi)用大大降低。

以改造前設(shè)計(jì)抽汽條件為基準(zhǔn)，低壓缸全部投入零出力運(yùn)行時(shí)，相同鍋爐蒸發(fā)量條件下，可使機(jī)組供熱抽汽能力增加約204.53 t/h，折合供熱負(fù)荷增加約164.39 MW；相同抽汽流量條件下，低壓缸零出力供熱可提高機(jī)組電調(diào)峰能力約104.51 MW；以改造前最大抽汽條件為基準(zhǔn)，低壓缸全部投入零出力運(yùn)行時(shí)，相同鍋爐蒸發(fā)量條件下，機(jī)組供熱抽汽能力增加107.51 t/h，折合供熱負(fù)荷增加約86.67 MW。改造后能達(dá)到典型工況如表6所示。

表6 改造后預(yù)計(jì)能達(dá)到典型工況

4 結(jié)語(yǔ)

由于機(jī)組設(shè)計(jì)工況的特殊性，反映在機(jī)組實(shí)際運(yùn)行中存在偏差。以亞臨界330 MW 機(jī)組為例，通過(guò)試驗(yàn)的方法獲得了機(jī)組實(shí)際供熱工況圖，并與設(shè)計(jì)工況圖進(jìn)行對(duì)比，部分抽汽工況下機(jī)組帶負(fù)荷能力偏差較大；通過(guò)試驗(yàn)獲得機(jī)組實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù)，擬合出機(jī)組實(shí)際運(yùn)行中的調(diào)峰區(qū)間和調(diào)峰上下限公式，以更好地掌握機(jī)組不同抽汽量下的調(diào)峰區(qū)間。不同容量的機(jī)組在設(shè)計(jì)工況下與實(shí)際運(yùn)行中都存在不一樣的偏差，通過(guò)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)?zāi)芨玫卣莆諜C(jī)組實(shí)際調(diào)峰能力，以便電廠更好地參與電網(wǎng)調(diào)峰。