330MW供熱機組低壓缸近零出力熱力性能分析

戈志華，張倩，熊念，張尤俊

（華北電力大學電站設備狀態監測與控制教育部重點實驗室，北京102206）

我國熱電聯產機組占比不斷增大，當前熱電聯產機組在火電裝機總量中的占比已經接近40%；熱電聯產機組熱、電負荷相互關聯，通常采用“以熱定電”運行方式，在承擔供熱負荷時電負荷較難單獨調節，通常熱電聯產機組調峰能力只有20%，電負荷調節范圍受限。新能源發電的快速增長，均導致供熱期電網調峰困難，同時造成嚴重的新能源棄風棄光。據統計，2018 年我國的全年平均棄風率為7%，其中甘肅年平均棄風率為19%，新疆為22.9%。雖然年平均棄風率相比2017 年下降5%，但是甘肅、新疆等地區依舊存在嚴重的棄風問題[1]。“十三五”期間，國家能源局先后下達22 個提升火電靈活性改造試點項目，電力發展“十三五”規劃要求將火電機組的改造重點放在提高靈活性和調峰能力上，以實現更多新能源電力并網[2]。解決供熱期用熱用電矛盾，提高熱電聯產機組調峰能力，參與電力輔助服務將是熱電聯產機組必然的發展方向[3]。為此國內各發電企業、設備制造廠、科研院所進行了一些新的嘗試，探求增加熱電聯產供熱能力同時提升靈活性的途徑。

文獻[4]比較熱電聯產機組采用電鍋爐和輔助熱源供熱模式下，電負荷調節和煤耗變化范圍，對燃煤熱電聯產機組的靈活運行進行優化；文獻[5]分析配置儲熱前后抽汽機組的熱電特性，建立配置儲熱前后機組調峰能力的數學模型，研究熱負荷對調峰能力的影響。文獻[6]針對旁路供熱的主蒸汽+再熱蒸汽供熱方案，以某200MW 機組為例，得出旁路供熱能夠增加供熱能力，減小電負荷，有效提高熱電解耦能力的結論；為擴大機組供熱能力，高背壓余熱供熱得到推廣，文獻[7]確定了高背壓余熱供熱改造的工程應用范圍，分析一次網回水溫度及供熱負荷對高背壓機組性能的影響；文獻[8]對高背壓熱電聯產系統煙氣余熱梯級利用進行分析，通過對燃煤鍋爐煙氣余熱和汽輪機排汽余熱利用，進一步挖掘高背壓機組供熱能力；機組進行高背壓改造，供熱量大幅增加，尤其適合冬季集中供暖區域，但機組高背壓運行時電熱負荷一一對應，沒有調峰能力，且非供熱季高背壓運行經濟效益降低。NCB機組具有凝汽（N）、抽汽（C）、背壓（B）三種運行功能，根據熱負荷進行工況切換，文獻[9]結合300MW 等級的機組，指出NCB 機組的供熱能力較常規熱電機組高20%～30%，采暖期可采用抽凝模式保留調峰能力，熱負荷大時背壓運行最大程度提供采暖抽汽量，此時沒有調峰能力；針對高背壓雙轉子互換技術，文獻[10]分析機組附加單耗隨抽汽參數的變化，并進行低壓通流部分熱力計算，優化參數，降低單耗，實現低壓缸通流效率增加；文獻[11]結合東北地區火電機組靈活調峰政策，對電鍋爐供熱、配置蓄熱罐、蒸汽旁路供熱、切除低壓缸等方案的適應條件、調峰能力、運行控制等方面進行比較分析，其中，切除低壓缸的供熱方式負荷調節靈活、經濟性高、安全性好，同時需要關注末級葉片強度、水蝕等安全性問題，文章未對切缸運行方式的熱力學性能進行展開討論。

熱電聯產機組通常設計為中壓缸做功后抽出部分蒸汽對外供熱，可以承擔較大熱負荷，但為保證機組安全性，低壓缸必須滿足最小冷卻流量要求，調峰深度有限。熱電聯產機組以熱定電模式已經無法適應當前電力生產要求，近年來熱電企業積極探索熱電解耦的方法，其中包括熱電聯產機組低壓缸近零出力改造技術，國內西安熱工研究院有限公司于2017 年5 月提出切除低壓缸進汽的供熱專利技術[12-13]，同年第一臺300MW熱電機組低壓缸近零出力改造完成，該技術對汽輪機本體改造范圍小，得到部分熱電企業的認可。

現有文獻主要集中在熱電聯產機組低壓缸切缸的技術路線[14]，實施中主要技術問題[15]、改造后安全性保障[16]等方面，少有文獻對低壓缸近零出力改造后機組熱力性能進行深入分析，該項技術尚缺少理論支持，存在技術應用的盲目性。為此本文搭建切除低壓缸后熱電聯產機組熱力系統模型和變工況數學模型，通過變工況計算，揭示該供熱方式能耗分布和供熱能力，深入分析其熱力學性能和調峰范圍，從理論上對低壓缸近零出力改造技術的應用提供了定量依據和工程適用范圍。

1 供熱機組切除低壓缸技術的提出

熱電聯產機組通常在中低壓缸之間抽出部分蒸汽對外供熱，其余蒸汽進入低壓缸繼續做功，西安熱工研究院有限公司在此基礎上提出切除低壓缸供熱改造技術，中壓缸做功后蒸汽全部供熱，低壓缸只保留少量冷卻蒸汽。傳統的抽汽供熱系統如圖1所示。

圖1 抽汽供熱系統

1.1 抽汽供熱系統

抽凝機組具有較好的靈活性，既發電又供熱，但以熱定電運行方式下，機組的電負荷受熱負荷限制。在滿足供熱需求下，抽凝機組的調峰能力只有20%左右。

1.2 切除低壓缸供熱系統

切缸供熱系統可以實現熱電解耦，切除低壓缸進汽使蒸汽在中壓缸做功后全部對外供熱，低壓缸只保留少量冷卻蒸汽，低壓缸近零出力，在滿足供熱需求下發電負荷達到下限。

常規抽汽供熱機組中低壓管道聯通閥不能完全關閉，進行低壓缸切缸供熱改造時，更換專門的中低壓聯通管蝶閥，能夠實現低壓缸進汽完全切斷。同時增加冷卻蒸汽系統，通入少量冷卻蒸汽保證低壓缸在切缸工況下安全運行。

機組進行工況切換，關閉低壓缸進汽控制閥，切斷低壓缸進汽，中壓缸排汽全部用于供熱。低壓缸通入冷卻蒸汽，冷卻低壓缸末級長葉片，通過冷卻蒸汽系統的流量計和控制閥組實現低壓缸冷卻蒸汽的流量控制。低壓缸轉子轉速維持在3000r/min。切除低壓缸進汽的供熱方式如圖2所示。

圖2 切除低壓缸進汽的供熱方式

切缸供熱改造范圍較小，和常規抽汽供熱機組相比供熱能力提高，調峰深度增加，中壓缸排汽可全部用于供熱，機組發電出力減小，一定程度上實現熱電解耦，但調峰深度取決于供熱需求。同時，機組切缸后低壓缸運行大幅偏離設計工況，運行中要格外注意安全問題。

1.3 切缸運行安全性分析

機組實施低壓缸近零出力改造后，低壓缸進汽大幅減少，運行于極低的容積流量工況。此時容易引起機組安全問題，一是低壓缸流量過小，難以帶走汽機鼓風熱量，低壓缸容易超溫、變形；二是末級葉片頂端薄平板的葉頂形狀使得葉片的抗震性能大大降低，小容積流量下，容易發生葉片顫振，甚至斷裂，威脅機組安全。因此，機組進行低壓缸近零出力改造時，需要一些安全措施來保證機組切缸工況的運行安全。

（1）增加低壓缸末級、次末級動葉出口溫度測點，密切監視葉片溫度，以及時干預，防止超溫引起低壓缸過熱、變形等安全問題。同時，對中壓缸排汽、低壓缸入口蒸汽也應增設溫度、壓力測點，密切監視低壓缸通流特性。

（2）低壓缸超溫時需投入減溫水，頻繁投減溫水會對末級和次末級葉片產生很大傷害，因此需對低壓缸末兩級葉片進行金屬耐磨層噴涂處理，以增強葉片強度與耐磨性。

（3）機組實施低壓缸近零出力改造后，低壓缸進汽趨于零，為了帶走低壓缸轉子轉動產生的鼓風熱量，需要增設冷卻蒸汽系統，通入低參數的冷卻蒸汽，帶走多余熱量，保證切缸機組安全運行。

低壓缸近零出力改造后機組采取上述措施以滿足安全運行要求。

2 供熱機組性能計算模型

2.1 基于Ebsilon軟件建立熱力系統模型

對該系統進行熱力計算，應用Ebsilon 軟件搭建的系統如圖3所示。

圖3 330MW機組系統圖

根據機組熱平衡圖進行機組建模，為提高汽輪機模型變工況的準確性，采用迭代方式計算變工況參數，完成汽輪機變工況計算。采用式(1)改進的弗留格爾公式[17]對汽輪機模型組件進行編程校正，使機組性能及各項參數與實際的高背壓機組吻合。

對于回熱器等換熱部件，熱平衡計算如式(2)所示。

該式表示在換熱器內，單位時間蒸汽所釋放出的熱量全部被熱網水吸收。

2.2 案例機組基本參數

為研究供熱機組在低壓缸近零出力條件下的熱力性能，本文選取某地區330MW 直接空冷供熱機組為案例機組，針對該機組供熱需求，進行變工況計算，分析機組切除低壓缸后負荷特性和調峰能力。

案例機組原設計為傳統的抽汽供熱方式，采暖平均熱負荷為48W/m2，供熱面積817×104m2，最大供熱負荷為492MW。機組主要技術參數見表1。

表1 機組主要技術參數

將案例機組帶入熱力系統模型，對機組設計熱平衡圖中的THA工況、75%THA工況、50%THA工況、40%THA 工況及30%THA 工況進行模擬計算，得到各工況模擬計算結果，見表2。與熱平衡圖比較模型計算結果的最大相對誤差不超過1%，因此基于Ebsilon 軟件建立的計算模型經過修正滿足工程計算精度要求，可用于實際供熱機組變工況計算。

表2 不同工況計算誤差

2.3 熱力學性能分析模型

采用熱量分配法計算供熱機組的熱經濟性指標見式(3)～式(10)。

熱耗

式中，Qtp表示單元機組熱耗，kJ/h；D0和Drh分別表示汽輪機進汽量和再熱蒸汽流量，kg/h；h0和hfw分別表示汽輪機進汽焓和鍋爐給水焓，kJ/kg；hrh和hrh,i分別表示再熱蒸汽焓和再熱前蒸汽焓，kJ/kg；ηb表示鍋爐效率（取0.93）；ηp表示管道熱效率（取0.99）。

供熱熱耗

式中，Qtp(h)表示供熱熱耗，kJ/h；Qh表示機組總供熱熱負荷，kJ/h。

供電熱耗

式中，Qtp(e)表示供電熱耗，kJ/h。

發電熱效率

式中，ηtp(e)表示發電熱效率；Pe表示機組發電功率，kW。

發電標準煤耗率

式中，btp(e)表示發電標準煤耗率，g/(kW·h)。

熱電比GJ；

式W表中示，機Rtp組 表的示發熱電電量比，；MQWh·,th表。示機組供熱量，

熱力學第一定律分析基于能量守恒,無法體現能量品質高低,而熱力學第二定律衡量能量的質。汽輪機的效率和機組效率可以反映能量質的變化。

3 供熱機組熱力學性能分析

3.1 切缸工況機組供熱能力分析

供熱期機組切除低壓缸進汽可以增加供熱蒸汽，針對案例機組采用Ebsilon 軟件分別搭建了抽汽供熱和切除低壓缸供熱系統熱力模型，分析不同供熱模式下機組的熱力性能，對比機組最大供熱能力。

比較機組在不同主汽流量下的供熱能力，結果如圖4所示。

圖4 機組不同工況下最大供熱負荷對比

機組的最大抽汽量隨主汽流量增加而增加，一定主蒸汽流量下，增加供熱抽汽量，機組熱負荷增加。受低壓缸最小流量的限制，抽汽量存在最大值，此時機組熱負荷達到最大。切缸工況將中壓缸排汽全部用于供熱，打破低壓缸最小流量限制，進一步挖掘機組的供熱潛力，提高供熱能力。同在TMCR 工況下（主汽量1129.9t/h），切缸工況的供熱負荷比抽汽供熱工況增加127MW，供熱能力增加37.1%，熱經濟性提高明顯，供熱收益增加。相同供熱負荷（415.1MW）下，切缸工況主蒸汽流量減少293.4t/h。同時，機組的電功率由原來的267.1MW 降低為152MW，電出力降低，可以更好地響應調峰需要。

3.2 基于能流分布的能量利用分析

熱力系統能量轉換過程中能量和質量守恒，能流圖可以直觀地表明整個流程中熱能的流動、傳遞和轉換完善程度，并根據能量分布情況掌握能量轉換特點，從而找到提高能源利用率的途徑。圖5～圖7分別為案例機組在純凝工況、抽汽供熱工況和切缸工況下運行的能流圖。

圖5 純凝工況能流圖

圖6 抽汽供熱工況能流圖

圖7 切缸工況能流圖

可以看出，純凝工況下運行時，冷凝水帶走38.6%的能量，存在較大的冷源損失；抽汽供熱機組從中壓缸后抽出部分蒸汽用于供熱，冷源損失較純凝工況減少了24.2%，極大地改善了能源浪費現象，但仍然有14.4%的排汽熱量釋放到環境中。切缸工況下運行時，機組低壓缸近零出力，除少量冷卻蒸汽外，中壓缸全部排汽進入熱網加熱器，冷源損失降低為2.6%，實現冷源損失的大部分回收，是最為節能的運行方式。相同供熱量下，較抽汽供熱工況，切缸工況機組供熱抽汽增多，低壓缸近零出力，機組發電功率降低，調峰深度增加，為熱電聯產機組實現深度調峰提供了可能。

比較不同供熱方式機組熱力性能，計算結果匯于表3。

切缸工況1 和切缸工況2 可采用通入冷卻蒸汽的辦法保證低壓缸安全。冷卻蒸汽參數低，流量小，計算時對結果影響不大。計算表明，切缸工況下，供熱系統的能量流動占47.6%，熱電比增加75.8%，相同供熱量下，切缸工況需要的主汽流量比抽凝工況少393t/h，發電標準煤耗降低54.5 g/(kW·h)，供熱期（按100 天計算）可節約標煤4.33 萬噸，節約原料成本。在相同的主汽流量下，切缸工況機組的供熱負荷比額定供熱工況多172.1MW，供熱能力增加52%，熱耗率和發電標準煤耗率均降低。熱電聯產機組切缸工況運行時，中壓缸做功后蒸汽全部排入熱網加熱器加熱熱網水，這部分蒸汽不再進入低壓缸做功，和機組純凝工況以及抽汽工況相比，損失了蒸汽在低壓缸做功的能力，雖然供熱量增加但造成發電功率減少，因此機組效率下降。切缸機組在增加機組供熱能力的同時，犧牲了部分電功率，機組效率降低，但在一定程度可以實現熱電解耦，緩解供熱期用熱用電矛盾，滿足日益增長的熱負荷需求。

4 機組調峰性能分析

切除汽輪機低壓缸進汽，由于低壓缸不對外做功，供熱機組在滿足供熱情況下，發電出力降低，機組供熱期電負荷調節能力增加。但機組調峰范圍與鍋爐性能及供熱負荷有關。

4.1 鍋爐性能對調峰范圍的影響

機組調峰能力除受到“以熱定電”運行方式的影響外，還受到機組本身發電范圍的限制。為保證鍋爐安全運行，機組的最大出力受鍋爐最大連續蒸發量（BMCR）的限制，鍋爐BMCR 工況下，機組有最大發電功率。最小發電功率的確定需要綜合考慮鍋爐側最小穩燃負荷和汽機側低壓缸最小冷卻流量的限制。從汽機側看，為保證低壓缸長葉片的良好冷卻，要保留最小冷卻蒸汽流量，對應機組的最小發電功率。從鍋爐側看，最小穩燃負荷根據爐膛結構、煤種、運行狀況等因素可能成為限制鍋爐最小發電量的因素。綜合考慮案例機組的運行情況，取低壓缸最小冷卻蒸汽流量為該負荷下低壓缸額定進汽量下的24%[18]，鍋爐穩燃負荷為30%。

4.2 供熱需求對調峰范圍的影響

不同供熱負荷下機組的電負荷變化范圍如圖8所示，一定供熱負荷下，機組發電負荷變化區間，代表機組調峰能力的大小。機組供熱負荷為100MW 時，電功率的可調范圍是99MW（A 點）～353.4MW（B 點），調峰下限達到30%額定負荷；而機組供熱量達到250MW 時，電功率的可調范圍是139.4MW（C 點）～327.7MW（D 點），調峰下限達到42%額定負荷，隨著機組供熱出力的增加，機組的最小電負荷增加，調峰范圍逐漸減小。機組的調峰能力隨著熱負荷的增加而減小，當機組的抽汽量達到某一峰值時（E 點），機組失去調峰能力。

表3 熱力性能計算結果

圖8 切缸前后機組發電出力對比

比較發現相同熱負荷下切缸機組的發電功率更低，調峰潛力更大。熱負荷為331.1MW 下，切缸工況機組的發電功率可以降低到152MW，負荷率為46%。切缸工況機組調峰能力增加表現在兩個方面：一是熱負荷達到490MW 時，抽汽供熱工況機組不再具有調峰能力，但切缸工況機組依然具有較大的調峰能力；二是在熱負荷處于165MW 以上的范圍時，對應于一定的熱負荷，切缸機組的電負荷調節范圍更大。

機組切除低壓缸運行可以增加調峰深度，但完全切除低壓缸進汽后，機組背壓式運行，熱電負荷一一對應，失去抽凝機組靈活調節負荷的能力。

5 供熱機組參與電網調峰輔助服務收益

案例機組設計為抽汽供熱方式，調峰能力受限，供熱期若實施切除低壓缸供熱改造，機組最大供熱負荷713MW，較抽汽供熱方式增加221MW，在滿足設計供熱負荷時，電負荷下限至46%額定負荷，負荷靈活性明顯提高。目前電力市場鼓勵供熱機組參與深度調峰，并給予一定的調峰補償[11]。依據《東北電力輔助服務市場運營規則（試行）》，供熱期供熱機組負荷率低于40%可獲得調峰補償。

圖9 機組不同工況調峰能力對比圖

文中案例機組若實施切除低壓缸供熱改造，依據圖9，低壓缸近零出力情況下調峰深度至30%，達到第二擋調峰補償負荷率上限，可以獲得調峰補償。按照文獻[19]的計算辦法，調峰補償分為兩擋，供熱期第一擋補償的負荷下限為40%，第二擋的補償下限是35%。進行調峰收益計算，本案例機組供暖季保證30%額定負荷調峰能力，按照供暖期（100天）的10%為調峰時間（240h）計算調峰補償收益。補償收益計算如式(11)。

式中，R 為供熱期最大調峰補償總收益；S 為機組容量；T 為供熱期調峰總時間；A 為機組負荷率；Ai為第i 擋負荷率下限；Ci為第i 擋報價上限[C1取0.4CNY/(kW·h)，C2取1CNY/(kW·h)]；n 為補償電價總擋位，取值2。

調峰補償收益計算結果如表4所示。

表4 調峰補償收益計算結果

經過調研，目前300MW 等級機組實施切除低壓缸供熱改造，投資費用約1500 萬元，兩年可回收改造成本，成本回收期短。

6 結論

本文以某地區330MW 空冷機組為例，應用Ebsilon 軟件建立低壓缸近零出力條件下變工況計算模型，對切除低壓缸供熱機組進行整體變工況計算，分析其熱力性能和調峰能力，為切除低壓缸供熱改造工程應用提供理論參考，主要結論如下。

（1）機組進行切缸供熱改造可以增大供熱能力，低壓缸近零出力，機組電負荷降低，供熱期機組切缸運行可以保持較大供熱負荷并降低機組電出力，響應調峰號召。案例機組進行切缸供熱改造，較抽凝機組，冷源損失降低11.8%，供熱能力增加37.1%，供熱能力與高背壓機組相當。發電標準煤耗率降低54.5g/(kW·h)，節能效果顯著。

（2）供熱機組調峰能力隨供熱需求增大而減小，相同熱負荷下，較抽凝工況，切缸運行機組熱電比高，負荷下限更低，調峰深度增加。案例機組在額定供熱負荷下，切缸運行調峰能力較抽凝工況增加34.8%。調峰范圍更廣，調峰深度增至30%，緩解供熱期用電用熱矛盾。

（3）供熱期機組切缸工況運行實現深度調峰，可獲得調峰補助，案例機組供熱期負荷率可降至30%，獲得調峰補償收益712.8萬元。