提升大型火電機組出力應對電網峰值負荷的分析

閻維平，路 長，周義剛，劉衛平

(1．華北電力大學 能源動力與機械工程學院，河北 保定071003;2．天津市電力公司 電力科學研究院，天津300384)

0 引言

隨著經濟的持續快速發展及人民生活水平的提高，工業用電的比例下降，電網峰谷差日益增大［1，2］。近期，國家電網公司為應對城市霧霾提出“以電代煤”、“以電代油”的規劃，加上新能源發電的隨機性、不可調度性的并網［3］，電網和電廠都面臨著不斷加重的調峰任務。目前應對短時電網用電高峰的方法主要有緊急啟動燃氣、燃油等儲備發電容量，或拉閘限電。由于峰谷差的增大，且用電高峰持續時間短，導致按照電網高峰負荷規劃和建設的電力設備利用率低，增加了設備的投資、運行與維護成本［4］。

國家火電占75%以上，大型高效先進機組份額逐年增加，如果能使在役的高效發電設備在燃煤煤質與主輔設備允許的條件下短時增加出力，適度降低機組經濟性，則可減少不可用的儲備容量，大幅度節約建設新電廠的成本。因此，挖掘在役大型火電機組的潛力，研究技術經濟與安全均可行的短時調峰方式是很有必要的。

以往的技術文獻［5～8］均集中于火電機組應對低谷的調峰研究與實踐，鮮見有文獻報導應對高峰負荷的調峰方式的研究。本文作者從解列高壓加熱器、增加汽輪機內做功蒸汽量、且滿足電站主設備容量合理匹配原則的思路出發，對基于熱力學的基本原理進行了深入全面地計算分析，所得結論具有參考價值。

1 基本原理

為了提高水蒸氣動力循環的效率，火電機組均采用汽輪機多級抽汽加熱鍋爐給水的回熱循環，典型600 MW 機組為三級高加(圖1 所示1～3)、除氧器與四級低加(圖1 所示5～8)。解列高壓回熱加熱器可使高加抽汽在汽輪機內做功，從而直接使機組發電負荷快速上升。但同時由于減少了部分抽汽而增加了汽輪機排汽，加大了排汽損失，因此，汽輪機熱耗率會相應降低，供電煤耗增加，鍋爐燃煤量增加，但鍋爐的蒸汽出力維持不變。

由于汽輪機熱力系統設計中均配置了解列高加所需要的管道閥門控制系統，解列高加屬機組的常規操作。已有的運行經驗表明，由于高加故障等原因而解列600 MW 機組的一臺高加后，機組負荷迅速增加30 MW 以上［9］。

根據水蒸汽動力循環電站主設備容量匹配原則，能量轉化流程的下游設備容量大于上游設備容量;即鍋爐容量裕度＜汽輪機容量裕度＜發電機功率裕度。鍋爐容量裕度最小，汽輪機最大功率比鍋爐大5%，發電機功率裕度比汽輪機最大功率大5%。因此，解列一臺高壓加熱器后鍋爐出力不變，而汽輪機與發電機出力短時增加，并不與主設備容量配置原則發生沖突。

圖1 600 MW 等級水蒸氣動力循環電站熱力系統簡圖

2 技術經濟性計算

以典型600 MW 等級發電機組為例。由于鍋爐蒸汽參數與汽輪機進汽量不變，按定流量方法［10］計算解列1 號高加時功率增加的值以及各參數的變化量。

2.1 計算的初始條件

(1)1 號高加解列后，其余各加熱器出口水溫不變，即各回熱加熱器端差控制不變;

(2)由于燃煤量變化不大，近似取鍋爐熱效率不變;

(3)忽略汽輪機排汽量增加使凝結水泵功率增加，燃煤量增加使磨煤、送引風電耗增加等。

2.2 計算方法與步驟

為了按定流量方法計算1 號高壓加熱器解列后各段抽汽份額、各經濟性指標和機組功率，需要先按定功率方法計算600 MW 負荷時的蒸汽流量、各段抽汽份額和各熱經濟性指標。

2.3 定功率計算方法

1 號高加的能量平衡方程:

式中:h1為抽汽焓值，kJ/kg;為疏水焓值，kJ/kg;?fw為給水份額，1;hw1為出口水的焓值，kJ/kg;hw2為2 號高加出口水的焓值，kJ/kg。

按相同方法列出其他各級加熱器的能量平衡方程，求出抽汽份額和疏水份額。再根據各抽汽份額求出每股汽流所做的比內功，加和求出1 kg 蒸汽做的比內功wi。由式(4)計算汽輪機進汽流量D0

式中:Pe為機組實際功率，MW;ηm為機械效率，%;ηg為發電機效率，%。根據汽輪機進汽流量和各汽水流量份額求出各汽水流量的絕對量。

2.4 定流量計算方法

1 號高加的能量平衡方程:

式中:Dfw為給水流量，t/h。

由于需要對高壓加熱器解列前后各抽汽份額進行對比，因此將上述式(5)與式(6)兩端同除以D0，變換為

按相同方法列出其他各級加熱器的能量平衡方程，求出抽汽份額和疏水份額。再根據各抽汽份額求出每股汽流所做的比內功，加和求出1 kg 蒸汽做的比內功wi。最后由式(9)求出機組輸出功率。

式中:D0為定功率方法下求出的額定流量，t/h。

3 計算結果及分析

表1 與表2 為解列1 號高加前后的參數與各主要指標的計算結果。

表1 1 號高加解列前與解列后的抽汽份額

表2 1 號高加解列前與解列后各項經濟性指標

計算結果表明，1 號高加解列后，鍋爐給水溫度下降25 ℃，燃煤量增加5．42%，凈增10 t/h。發電量增加了4．47%，26．8 MW。燃煤量增長率比發電量增長率高，歸因于機組效率降低0．36%。發電標煤耗率增加了2．8 g/kW·h。由于機組發電功率增加，在假定廠用電總量不變條件下廠用電率下降，供電煤耗增加2．3 g/kW·h。

4 對機組安全性的影響分析

關于高加解列對主輔機的影響，均需要針對具體的實施機組進行技術與安全性評估。

4.1 鍋爐

由于鍋爐蒸發量不變，對鍋爐工質側的承壓部件的安全性沒有負面影響。因鍋爐給水溫度降低使鍋爐增加了10 t/h(5．42%)的燃煤量，鍋爐單位時間放出的熱量增加，增加了爐膛結渣的風險［11］。對流受熱面煙氣流量增加，可能會帶來過熱器減溫水增加或超溫。所以，參與調峰的鍋爐的燃用煤種應具有較高的灰熔點，過熱器減溫水具有一定的裕度。

4.2 汽機側

由于汽輪機蒸汽流通量增加，輸出功率增加，汽輪機葉片所受應力增加，但增加幅度仍滿足主設備容量合理匹配的原則。由于蒸汽流速提高，蒸汽與汽缸內壁換熱系數增大，導致汽輪機汽缸內外壁溫差增大，引起汽缸熱變形增大，漏汽損失增大。排入凝汽器的蒸汽量增多而增加了凝汽器的負擔，凝結水泵的出力也要相應增加。目前大型機組的汽輪機中低壓缸多采用對稱布置，可以有效地抵消軸向推力，因此，蒸汽量增加對汽輪機軸承的受力影響不大。

4.3 輔機

由于燃煤量增加5%，所以制粉系統和送風系統出力增加，即磨煤機、一次風機和二次風機的出力均有所增加。按輔機設計原則，均在容量允許范圍內。

5 結論

以600 MW 燃煤汽輪發電機組為例的計算與分析表明，通過解列高壓加熱器、增加機組發電功率以應對電網短時峰值負荷的調峰方式具有技術與經濟上的可行性，滿足現役電站的主輔機蒸汽循環電站主設備的容量匹配，不會對機組運行安全性構成危險。最高級高壓加熱器解列后，鍋爐輸出的蒸汽流量與參數不變，汽輪機發電機組輸出功率增加4．47%，機組凈效率下降0．36%，供電標準煤耗增加2．3 g/kW·h。燃煤量增加5．42%，增加了結渣風險，煙氣量增加，且要求減溫水調節有一定的裕度。與采用備用機組等其他傳統調峰比較，具有無需設備改造、負荷提升迅速、減少電網儲備容量，節約電站建設投資等優點。如果在電網短時缺電時段，有10 臺600 MW 機組按此模式應對高峰負荷，可迅速增加近300 MW 的發電功率。

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