330 MW亞臨界機組靈活性調峰能力及供熱改造分析

劉 軍，祝令凱，鄭 威，韓 悅，鐘子威

（國網山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003）

0 引言

隨著具有隨機性和間歇性特點的新能源裝機容量不斷增加，以及特高壓實現跨區域送電的影響［1］，作為我國電網基礎性電源的火電機組，調峰已是常態化。在2030 年實現碳達峰、2060 年實現碳中和的雙碳戰略目標下，構建“以新能源為主體的新型電力系統”，意味著我國電力主體電源將從現在11 億kW裝機容量的煤電轉化為新能源電力；能源電力行業正發生前所未有的變化，以新能源為主體的新型電力系統研究和建設正全面有序開展，這對火電機組的靈活性和調峰能力提出了更高的要求。

山東存量煤電機組按30%～40%最小技術出力水平進行改造，京津唐電網煤電機組按20%深度調峰改造，山西80%火電機組參與深度調峰，河南提升完善煤電機組深度調峰和煤電應急啟停交易，內蒙古火電靈活性改造促新能源消納試點［2-3］。今年以來，多地陸續加碼煤電機組參與深度調峰節奏和力度，提升電力系統靈活性。

以330 MW 亞臨界供熱機組為例，先通過工況圖分析初步得到機組的調峰上下限，再通過試驗了解機組在實際運行時的調峰能力，擬合出機組實際運行時供熱工況圖，并對機組進行供熱改造進行探討。

1 設備概況

汽輪機型號N330-16.7/538/538，為亞臨界、中間再熱、反動式、單軸、兩缸兩排汽、凝汽式汽輪機。汽輪機主要設計參數見表1。

表1 汽機主要設計參數

鍋爐型號HG-1025/17.5-PM32，為亞臨界、自然循環、單爐膛π 型布置、平衡通風、一次中間再熱、露天布置固態排渣燃煤爐，爐架采用全鋼架結構。鍋爐采用正壓直吹四角切圓燃燒，設計燃用晉東南貧煤，鍋爐主要設計參數如表2所示。

表2 鍋爐的主要設計參數

2 靈活性調峰能力分析

2.1 工況圖初步分析

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

圖1 機組設計供熱工況

由設計工況圖可知，設計工況下機組抽汽流量在0～300 t/h之間，機組最小功率均為150 MW，為機組額定容量的45%。隨著抽汽流量的增加，負荷調整范圍逐漸減小。機組最高電負荷受限因素為最大蒸發量，為了更直觀地體現出不同抽汽流量下機組電負荷調整范圍，通過Excel 擬合出機組設計工況下的調峰區間限如圖2所示。

圖2 機組設計調峰上下限

2.2 試驗深度分析

由于工況圖的熱、電負荷關系是在設計工況下得出［4］，考慮到機組運行情況、設備狀態等因素，按工況圖得出的結論與供熱機組實際調峰特性產生一定的偏差。為此通過現場試驗得到機組的不同抽汽流量下機組實際帶負荷能力。根據機組日常運行采暖抽汽狀況，確定以下10 個試驗工況，具體試驗過程如下。

1）工況1：采暖抽汽流量為300 t/h、測定機組最高電負荷。

該試驗工況通過調整采暖抽汽管道上的閥門及中低壓連通管上的蝶閥，維持機組采暖抽汽流量在300 t/h，逐漸增加鍋爐出力，提高機組負荷，當主蒸汽流量達到998 t/h時，鍋爐出力已基本達到最大值，機組負荷不再增加，保持穩定運行，引風機開度分別為93.63%、93.18%，出力基本達到最大出力。試驗期間，發電機有功功率平均值為270.02 MW，為機組額定容量的81.81%。

2）工況2：采暖抽汽流量為150 t/h、測定機組最低電負荷。

逐漸降低鍋爐出力，同時調整機組中低壓連通管上的蝶閥開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度調至最小開度5%左右，當鍋爐蒸發量為496.16 t/h 時，機組負荷不再降低。當鍋爐蒸發量達到496.16 t/h 時，繼續降低鍋爐出力，將不足以維持采暖抽汽流量在150 t/h。試驗期間，發電機有功功率平均值為144.9 MW，為機組額定容量的43.9%。

3）工況3：采暖抽汽流量100 t/h 時，測定機組最低電負荷。

在工況2 的基礎上，降低機組鍋爐出力，在主蒸汽流量為459.16 t/h 時，保持穩定，此時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汽壓力0.2 MPa左右。試驗期間，發電機有功功率平均值為139.98 MW，為機組額定容量的42%。

4）工況4：采暖抽汽流量250 t/h 時，測定機組最低電負荷。

在工況3的基礎上，逐漸提高機組的鍋爐出力，當采暖抽汽流量達到250 t/h左右時，不再增加鍋爐出力，機組負荷不再增加，保持穩定運行。在中低壓連通管上蝶閥最小開度限制下，繼續增加鍋爐出力，將不足以維持采暖抽汽流量在250 t/h。試驗期間，發電機有功功率平均值為169.90 MW，為機組額定容量的51%。

5）工況5：采暖抽汽流量200 t/h 時，測定機組最低電負荷。

逐漸調整鍋爐出力，同時調整機組中低壓連通管上的蝶閥開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度調至最小開度5%左右，當鍋爐蒸發量達到564.13 t/h 時，保持穩定，此時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度最小開度下，若繼續降低鍋爐出力，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。試驗期間，發電機有功功率平均值為160.06 MW，為機組額定容量的48.5%。

6）工況6：采暖抽汽流量為300 t/h、測定機組最低電負荷。

在工況5的基礎上，增加鍋爐出力，使采暖抽汽流量達到300 t/h，不再增加鍋爐出力，保持穩定運行。在中低壓連通管上的蝶閥開度最小開度下，繼續增加鍋爐出力，將不能滿足采暖抽汽流量維持在300 t/h。試驗期間，發電機有功功率平均值為203.23 MW，為機組額定容量的61.58%。

7）工況7：采暖抽汽流量為250 t/h、測定機組最高電負荷。

逐漸增加鍋爐出力，同時調整中低壓連通管上蝶閥，使采暖抽汽流量保持在250 t/h，當主蒸汽流量達到990 t/h時，鍋爐出力已基本達到最大值，鍋爐負荷不再增加；此時A、B 引風機開度為94%，電流為300 A，根據運行規程要求，引風機電流不得超過300 A。試驗期間，供熱抽汽流量平均值為250.01 t/h，發電機有功功率平均值為284.92 MW，為機組額定容量的86.34%。

8）工況8：采暖抽汽流量200 t/h、測定機組最高電負荷。

逐漸增加鍋爐出力，同時調整中低壓連通管上蝶閥，使采暖抽汽流量保持在200 t/h，當鍋爐蒸發量達到999.52 t/h 左右時，機組負荷不再增加，保持穩定運行，進行試驗。試驗期間，發電機有功功率平均值為295.24 MW，為機組額定容量的89.47%。

9）工況9：采暖抽汽流量為150 t/h、測定機組最高電負荷。

在工況8 的基礎上，通過調整中低壓連通管上蝶閥，將采暖抽汽流量調整至150 t/h，待機組負荷穩定后進行試驗。試驗期間發電機有功功率平均值為307.34 MW，為機組額定容量的93.13%。

10）工況10：采暖抽汽流量100 t/h 時，測定機組最高電負荷。

在工況9 的基礎上，通過調整中低壓連通管上蝶閥，將采暖抽汽流量調整至100 t/h，待機組負荷穩定后進行試驗。試驗期間，發電機有功功率平均值為313.03 MW，為機組額定容量的94.86%。

試驗時根據環境溫度，控制一級網高溫水供水壓力溫度不得偏離正常控制參數（0.65～0.85 MPa，90～105℃），整個試驗過程，機組運行參數正常，鍋爐未發現受熱面超溫現象，輔機工作正常，環保裝置工作正常，環保指標合格。其余機組配合試驗機組進行熱負荷調整，滿足全廠供熱需求。機組試驗工況如圖3所示。

圖3 機組試驗供熱工況

2.3 機組設計出力與實際出力對比分析

機組供熱狀態下實際出力與設計出力能對比如表3 所示、機組設計供熱工況與試驗供熱工況對比如圖4所示。

表3 機組實際出力與設計值對比

圖4 機組設計工況與實際供熱工況對比

從圖4、表3 中可以看出，相同的抽汽量下，機組在調峰上限偏差不大，由于受到引風機出力受限的因素，影響了機組進一步增加出力的能力。基于低壓連通管上蝶閥開度不低于5%（閥門開度低于5%易卡澀影響機組安全運行）、低壓缸最小進汽壓力限制基礎上；在采暖抽汽流量為100 t/h、150 t/h 工況下，機組實際帶最低電負荷均低于設計最低電負荷150 MW；在采暖抽汽流量為200 t/h、250 t/h、300 t/h時，機組實際出力下限均高于到設計的最小出力；利用Excel 擬合出機組實際出力上下限公式如表4 所示，計算出機組在采暖抽汽流量155 t/h以下時，機組最小出力將低于設計最小出力150 MW。機組實際調峰上下限如圖5所示。

表4 機組實際調峰上下限擬合公式

圖5 機組實際出力上下限

機組設計狀態下，低壓連通管上蝶閥全關時，仍有110～120 t/h 的流量進入低壓缸進行做功；試驗時由于連通管壓力不得低于0.2 MPa、低壓連通管上蝶閥5%的開度限制，低壓缸進汽流量增加（流量160～170 t/h），進一步增加低壓缸做功能力；限制了機組繼續降低出力的能力。相同的抽汽流量下，因低壓連通管上蝶閥5%開度限制，機組實際運行時主蒸汽流量大于設計主蒸汽流量，做功能力增加，導致機組設計出力與實際出力存在差異。

綜上因素以及運行人員的水平、設備狀態、煤質等因素影響，機組在實際運行中的出力與設計出力往往存在偏差。

3 供熱改造和調峰能力分析

我國計劃實施2.2 億kW 燃煤機組的靈活性改造，使機組具備深度調峰能力，并進一步提高火電機組負荷響應速率，部分機組具備快速啟停調峰能力。提升靈活性改造預期將使熱電機組增加20%額定容量的調峰能力，最小技術出力達到40%～50%額定容量；純凝機組增加15%～20%額定容量的調峰能力，最小技術出力達到30%～35%額定容量。

機組設計最大抽汽流量300 t/h，折合供熱負荷約為240 MW，全廠設計最大供熱負荷約為480 MW。隨著城市發展，城市冬季供暖需求不斷增加，對熱源的供應能力和供熱量的需求也在不斷的增加等，機組的供熱改造已是必然。在現有的供熱方式下，機組的深度調峰能力滿足不了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

對機組供熱改造技術路線較多，如吸收式熱泵是以蒸汽、廢熱等作為驅動熱源，將低溫熱源提高到中、高溫，該供熱方式不需要以熱定電運行，具有運行方式靈活的特點，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子互換，供暖季前更換為動靜葉片級數相對較少的低壓轉子，供暖季結束后換回原使用的純凝轉子。高背壓供熱技術可將余熱全部利用，帶來較好的經濟效益，但一年兩次更換轉子增加了勞動成本和經濟成本；光軸供熱技術需要重新加工新的光軸，該技術徹底解列了低壓缸運行，將中壓缸的排汽全部用于熱網加熱器加熱。高背壓供熱和光軸供熱導致機組在供熱期只能以“以熱定電”的運行方式運行，運行方式單一，電網調峰能力明顯受限［5-6］。

機組靈活性需要具備深度調峰的能力、快速爬坡的能力、快速啟停的能力［7-8］；在進行機組靈活性改造時考慮到投資小、可靠性高、適應性強、運營成本低、設備改動小等因素，切缸改造技術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峰的難題。低壓缸高真空運行條件下，采用可完全密封的液壓蝶閥切除低壓缸原進汽管道進汽，通過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子轉動產生的鼓風熱量。與高背壓供熱、光軸供熱改造等供熱改造方案相比，切缸改造技術能夠實現供熱機組在抽汽凝汽式運行方式與高背壓運行方式的靈活切換，使機組同時具備高背壓機組供熱能力大、抽汽凝汽式供熱機組運行方式靈活的特點，避免了高背壓供熱改造（雙轉子）和光軸改造方案采暖期需更換兩次低壓缸轉子的問題和備用轉子存放保養問題，機組運行時的維護費用大大降低。

以改造前設計抽汽條件為基準，低壓缸全部投入零出力運行時，相同鍋爐蒸發量條件下，可使機組供熱抽汽能力增加約204.53 t/h，折合供熱負荷增加約164.39 MW；相同抽汽流量條件下，低壓缸零出力供熱可提高機組電調峰能力約104.51 MW；以改造前最大抽汽條件為基準，低壓缸全部投入零出力運行時，相同鍋爐蒸發量條件下，機組供熱抽汽能力增加107.51 t/h，折合供熱負荷增加約86.67 MW。改造后能達到典型工況如表6所示。

表6 改造后預計能達到典型工況

4 結語

由于機組設計工況的特殊性，反映在機組實際運行中存在偏差。以亞臨界330 MW 機組為例，通過試驗的方法獲得了機組實際供熱工況圖，并與設計工況圖進行對比，部分抽汽工況下機組帶負荷能力偏差較大；通過試驗獲得機組實際運行數據，擬合出機組實際運行中的調峰區間和調峰上下限公式，以更好地掌握機組不同抽汽量下的調峰區間。不同容量的機組在設計工況下與實際運行中都存在不一樣的偏差，通過現場試驗能更好地掌握機組實際調峰能力，以便電廠更好地參與電網調峰。