燃氣—蒸汽聯合循環供熱機組背壓工況并退汽分析

劉永明　潘利超

摘 要：燃氣—蒸汽聯合循環供熱機組背壓工況啟停調峰，能滿足華北電網的調峰需求，同時維持熱網穩定。本文闡述了京橋熱電二期機組背壓工況下機組啟動并汽、退汽解列，并結合實際操作成功經驗，對切換過程中的關鍵技術環節進行分析整理。此技術的研究有利于縮短啟停機時間，減少熱損耗，提高經濟性，并簡化運行操作，對于抽凝工況下并退汽同樣適用。為首都北京的冬季供熱、電網調峰提供保障，對同類型電廠的實踐探索提供借鑒。

關鍵詞：背壓工況調峰；差負荷并退汽；切換操作

中圖分類號：TM621 文獻標志碼：A

1 機組設備概況

北京京橋燃氣-蒸汽聯合循環熱電廠二期工程，采用2×350MW級燃氣蒸汽聯合循環二拖一多軸機組。全廠配置兩臺SGT5-4000F（4）型燃機、兩臺燃機發電機、兩臺余熱爐、1臺汽輪機和1臺汽輪發電機。其中汽輪機為上海汽輪機廠生產的三壓、再熱、雙缸型可純凝、抽凝、背壓運行供熱汽輪機。由高中壓缸和低壓缸兩部分組成，高中壓缸通過3S離合器與低壓缸連接。

2 北京燃氣-蒸汽聯合循環機組發電供熱現狀

隨著華北網對風電、光伏電負荷的吸納，電網需要供熱機組有更寬廣的調峰范圍和能力，燃氣電廠背壓工況下啟停調峰變得更頻繁，背壓工況下啟停速度，對熱網的擾動以及啟停機經濟性值得探討。

3 背壓工況并退汽

3.1 原并退汽流程

機組并汽設計負荷為130MW～140MW，退汽設計負荷100MW，并退汽均經歷一拖一低負荷區間，此時中壓缸進汽壓力將會低于1.1MPa，自動觸發中排壓力控制和熱網抽汽控制退出邏輯。所以常規操作中需要將熱網抽汽退出，僅通過低壓補汽供熱網加熱器供熱以保證熱網加熱器不退出。

3.2 改進后并退汽流程（圖2）

3.3 背壓方式直接并退汽優點

（1）減少操作量。由6步降為兩步操作。

（2）降低機組事故風險。減少汽機3S離合器嚙合、脫嚙次數。3S離合器為純機械裝置，每次嚙合后整個軸系特性會有稍許變化，汽機低壓轉子沖轉至嚙合過程中可能會導致軸系振動大跳機。

（3）減少啟停機時間，加快對電網、熱網負荷調整的響應速度。

（4）減少對熱網加熱器的操作及擾動。

3.4 背壓方式直接并退汽需解決的問題

3.4.1 如何防止汽機中壓缸進汽壓力低于1.1MPa，自動觸發中排壓力控制和熱網抽汽控制保護

為保護中壓缸，當進汽壓力低時，自動退出熱網抽汽。熱網抽汽截止門、調門快速關閉，對汽輪機中壓缸產生巨大擾動，甚至因中壓缸壓比低保護跳機。我廠在某次抽凝工況（熱網抽汽調閥開度15%）退汽時中壓缸進氣壓力低于1.1MPa，熱網抽汽截止門、調門瞬時關閉，中壓缸壓比降至2.51MPa（汽機中壓缸壓比<2.5MPa聯鎖跳汽機）。

經查數據，一拖一燃機負荷>200MW時，可維持中壓缸進汽壓力>1.2MPa。當采取#1、#2燃機負荷>200MW并退汽時，旁路需要通過200MW時產生的全部蒸汽，對旁路減溫水要求高。若并退汽前減溫水跟蹤不好將導致旁路快關，主汽超壓觸發燃機跳閘。

綜上考慮：可以采用并退汽時兩臺燃機設置負荷偏差，拖動汽機的燃機負荷設置到200MW以上，待并/退燃機負荷降至120MW。這樣既避免汽機中壓缸進汽壓力低，又滿足旁路及減溫水調整問題。

3.4.2 燃機差負荷并退汽，如何匹配兩燃機參數

（1）蒸汽溫度匹配。根據西門子燃機特性，在燃機負荷>100MW時，通過IGV開度控制排煙溫度，即排煙溫度基本不變。表1為環境溫度12℃不同負荷下燃機排氣煙溫。

由表1可得，差負荷時排煙溫度基本不變，燃機排氣量差值僅造成產汽量不同，協調控制爐側減溫水調閥開度，將兩臺機主蒸汽溫度調整到相同值。

（2）蒸汽壓力的匹配。#1、#2機在協調控制下，DCS通過協調向兩臺機發送指令，調整兩臺機主蒸汽壓力一致，拖動汽機蒸汽壓力通過主再熱調門控制，待并/退機組高中壓主汽壓力通過旁路控制，最終達到兩臺機壓力匹配。

（3）根據負荷比例分配冷再熱蒸汽。差負荷并/退汽時，冷再熱分汽調門根據主蒸汽流量比例分配去兩臺機的冷再蒸汽量，高壓主蒸汽流量和負荷成比例，進而使兩臺不同負荷的機組熱再熱蒸汽流量按照比例分配，保證熱再熱溫度的控制。

4 實際切換操作

4.1 背壓方式直接并汽

（1）#2機并網后升負荷至120MW。退出#1機協調，降低#1機負荷至250MW。

（2）調整熱網抽汽調門開度，控制汽機中壓缸壓比為5～5.5。

（3） 增加熱網循環水流量，維持熱網供水溫度90℃～100℃。

（4）檢查#1、#2機高中壓主汽壓力、溫度。溫度偏差<20℃，壓力偏差<0.2MPa。檢查#2爐高、中壓減溫水，控制蒸汽溫度穩定。

（5）確認#2爐蒸汽品質，執行#2機高、中壓蒸汽并汽順控。

（6）檢查#2機中、高壓并汽電動門自動開啟，汽機負荷逐漸上升。

（7）增加熱網循環水流量，控制熱網加熱器壓力0.12MPa～0.08MPa，熱網供水溫度<120℃。

（8）檢查#2機高、中壓并汽電動門全部開啟后，逐漸提升#2燃機負荷至200MW，調整#1燃機負荷至200MW。

（9）監視#2機高、中壓旁路全關。

（10）緩慢開啟#2機低壓主汽至熱網抽汽電動門，低壓旁路調閥逐漸關閉。

（11）投入#1、#2燃機協調控制。

4.2 背壓方式直接退汽

（1）退出AGC控制，逐漸降低機組總負荷，至#1、#2燃機負荷均降至200MW。

（2）減小熱網循環水流量，維持熱網供水溫度120℃左右。

（3）退出#1、#2燃機協調控制。逐漸提高#1燃機負荷至250MW，同時降低#2燃機負荷至120MW 。

（4）調整熱網抽汽調門開度，控制中壓缸壓比為5～5.5。

（5）執行#2機高、中壓退汽程控，檢查#2機高、中壓旁路緩慢開啟。

（6）高、中壓旁路開啟過程中逐漸降低熱網循環水流量，控制熱網加熱器內部壓力>0.02MPa，保持熱網加熱器水位穩定 。

（7）當#2高壓旁路開至15%時，逐漸提升#1燃機負荷至270MW。

（8）監視汽機中壓缸進汽壓力>0.8MPa，汽機高壓缸壓比>2.3，汽機中壓缸壓比4～7。

（9）當#2高壓旁路開至25%，#2中壓旁路開至35%，檢查#2機高、中壓并汽電動門自動關閉。加強監視熱網加熱器壓力為正壓、液位在保護范圍內，降低熱網循環水流量，維持熱網供水溫度90℃～110℃，調整熱網抽汽們開度，維持中壓缸壓比4～7。

（10）#2機高、中壓并汽電動門，冷再分汽電動門全關后，全面檢查熱網及汽輪機系統穩定。

（11）退出#2低壓主汽至熱網抽汽。

（12）投入#1機協調控制。

4.3 風險分析與預控

4.3.1 退并汽過程熱網加熱器液位劇烈波動造成加熱器解列，甚至汽輪機跳閘。預控措施如下（以退汽為例，并汽為退汽逆過程可參考退汽執行）：

（1）退汽過程盡量降低待退汽機組負荷，減少進入汽輪機蒸汽占比，減少退汽擾動。

（2）退汽過程中維持熱網加熱器汽側正壓力，伴隨汽輪機進汽量減少，熱網抽汽流量隨之降低，應監視熱網加熱器汽側壓力變化趨勢，降低熱網循環水流量。

（3）退汽過程中應盡量避免對熱網加熱器汽、水側同時操作。

4.3.2 兩臺燃機負荷偏差大，導致鍋爐參數異常。預控措施如下：

兩臺燃機負荷偏差>60MW后，密切監視余熱爐高、中壓蒸汽、再熱蒸汽各段溫度、壓力、流量變化，防止低負荷運行余熱鍋爐因蒸汽流量過低導致超溫。當主再熱蒸汽溫度>550℃時，應立即終止兩臺燃機負荷偏差擴大。

結語

燃氣—蒸汽聯合循環供熱機組背壓工況并退汽方法，理論上可行，在京橋熱電2015年-2017年供熱季得到了多次實踐檢驗。通過對實際切換過程中的關鍵技術環節不斷深入分析整理，并退汽過程中各風險可控。此技術的研究有利于縮短背壓工況啟停機時間，減少熱損耗，提高經濟性，并簡化了運行操作。對于抽凝工況下并退汽同樣適用。

此技術實踐過程中優點明顯，為燃氣機組夜停晝啟調峰，維持熱網穩定運行提供了科學方法依據，為首都北京的冬季供熱、電網調峰提供保障。希望會對同類型機組的實踐探索提供借鑒。

參考文獻

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