淺談關于熱電機組參與電網深度調峰的技術改造

京能（赤峰）能源發展有限公司 胡長偉

隨著現代科學技術的進步和現代工業的發展，社會對電能的需求不斷增加。而伴隨我國產業結構改革的不斷調整，用電結構和需求也發生了較大變化，導致電網負荷峰谷差日益增大。在保證清潔能源優先發電的同時，傳統的火電行業就要面臨著為清潔能源出讓發電空間。因此，大型火力發電廠參與電網的深度調峰已經十分迫切。本文以哈爾濱汽輪機廠生產的150MW熱電機組為例，在保證正常的供熱、供汽的同時，安全穩定的參與電網深度調峰的技術改造做出詳細介紹。

以哈爾濱汽輪機廠生產的150MW熱電聯產的機組為例，該機組型號為CC135/N150—13.24/535/535/0.981/0.294，型式為超高壓一次中間再熱、單軸、雙缸、雙抽汽供熱、凝汽式汽輪機，最大功率156.4MW。高中壓缸采用內外雙層缸結構，高壓部分為反向布置，中壓部分由9個壓力級和1級回轉隔板調節級組成，第12級后有兩個工業抽汽口至工業抽汽，由第13級回轉隔板來調整。第16級后中壓缸排汽，上部有兩個中壓排汽口，經兩根有柔性補償能力的連通管流至低壓缸。采暖抽汽壓力、流量的調節方式由位于聯通管上電動蝶閥調節，采暖抽汽管由連通管中接出。

哈爾濱汽輪機廠生產的150MW超高壓一次中間再熱、單軸、雙缸、雙抽汽供熱、凝汽式汽輪機。工業抽汽單機設計最大抽汽量180t/h，采暖抽汽單機設計最大抽汽量240t/h。受負荷峰谷差日益增大和新能源裝機容量大幅增加的影響，東北電網啟動了調峰輔助服務市場，并下發了《東北電力輔助服務市場運營規則（征求意見稿）》，隨后2016年11月國家能源局東北能源監管局下發《東北電力輔助服務市場運營規則（試行）》，2017年8月國家能源局東北能源監管局下發《東北電力輔助服務市場運營規則補充規定》，規則中對調峰輔助服務包括的的基本義務調峰輔助服務和有償調峰輔助服務進行了明確規定，要求參與電網深度調峰的機組負荷減至40%以下。

由于上述類型機組采暖抽汽由中壓缸第16級后供給，其參數受到機組負荷影響較大。供熱期深度調峰時，如想滿足調峰要求，機組的供汽、供熱已無法滿足用戶要求。為解決電網調峰與正常供熱、供汽之間的矛盾，對該類型機組進行一系列的技術改造。

1 設備改造方案

首先，對旁路系統進行增容，利用低壓旁路對外提供0.72MPa左右的工業抽汽和0.294MPa左右的采暖抽汽；其次，增加抽汽控制邏輯；再次，對各旁路供熱工況的機組軸向推力進行核算，保障各負荷的推力安全性；最后，對中調門進行調節性能試驗，試驗合格后讓中調門在深調期間參與機組負荷調節。

改造方案及安全性論述（以下安全性論證數據均基于原機組設計狀態），該汽輪發電機組為哈爾濱汽輪機廠有限責任公司產品。機組啟動旁路系統采用高、低壓兩級串聯旁路裝置，其中高壓旁路為30%容量高壓旁路、即高旁閥進汽量為30%B-MCR。改造后將高壓旁路容量提升至49%，并新增37%容量高壓旁路對應的低壓旁路，如此一來原先已有的30%容量高壓旁路對應的低壓旁路提供工業抽汽0.72MPa、300℃、70t/h，該參數的工業抽汽對應高旁閥進口流量約12%容量，故新增37%容量高壓旁路對應的低壓旁路，該低壓旁路提供采暖抽汽能力0.294MPa、215℃，該參數的采暖抽汽對應高旁閥進口流量約37%容量。

高壓旁路閥減溫水來自高壓給水泵出口參數為16.3MPa、181.7℃，低壓旁路減溫水來自凝結水泵出口參數為2.48MPa、32.5℃。采暖抽汽的疏水溫度為130℃，回至4號低加和5號低加之間的凝結水管道，然后與凝結水一起經過4號低加加熱后被送至高壓除氧器；工業抽汽的補水溫度為20℃，補至凝汽器。

通過上述對機組旁路供汽改造后，通過低壓旁路可同時提供153MW采暖抽汽和工業抽汽70t/h（利用原有低旁出口提供0.72MPa、300℃、70t/h），同時機組參與深度調峰負荷降至45MW以內。經對熱再抽汽后對汽輪機再熱壓力、中調門調節性能及安全性、高壓通流葉片強度、機組推力、末級葉片安全性和最大采暖抽汽量變化等方方面面影響的核算評估。經過咨詢哈爾濱汽輪機廠有限責任公司，認為此種旁路供汽改造方案具有可行性，經濟性和安全性能夠得到保證。

1.1 改造后抽汽量核算及相應熱力計算

高低旁改造方案，是將鍋爐主蒸汽和再熱蒸汽抽出經高低壓兩級減溫減壓器后滿足工業抽汽和采暖抽汽。由于將主蒸汽或再熱蒸汽通過高低壓兩級減溫減壓器系統直接供至熱熱用戶，降低了機組熱利用率，降低了機組的發電功率，投資成本相對較低，能同時實現機組工業、采暖抽汽和深度調峰的能力。高低旁改造主要包括主蒸汽旁路和再熱蒸汽旁路，所有這些旁路方案都是通過旁路閥和噴水減溫器實現的。

通過高旁和低旁抽汽對外供熱時，為保證供熱時機組出力盡量減少，需保證低旁抽出的汽量要與高旁噴完減溫水之后的汽量相同，這樣對機組的推力和安全性影響最小，同時機組出力最低。本項目計算時，需保證主蒸汽抽汽經高旁減溫水減溫后與高排溫度相當，低旁抽汽需設計兩路抽汽，分別減溫減壓后供給0.72MPa的工業抽汽和0.294MPa的采暖抽汽。

1.2 旁路抽汽工況下機組安全性分析

本次改造方案未對汽輪機進汽量等參數產生任何影響，因此對于汽輪機本體運行不會產生任何影響，本方案中高壓旁路需長時間穩定運行。

對通流強度的影響。由于高旁蒸汽減溫減壓后與冷段蒸汽混合進入再熱器，需控制高旁蒸汽減溫、減壓后盡量與冷段參數接近，可更好的保證機組安全性。核算高壓通流末幾級動、靜葉、隔板等強度均合格，在該工況下能保證高壓通流葉片的安全性。

抽汽對機組推力的影響。旁路供熱抽汽時，高中壓缸的流量與壓力變化、抽取減溫水后對機組回熱抽汽的影響，以及再熱系統阻力的變化會對機組推力的有影響。再加上為保證再熱器不超壓，需要高排壓力與再熱流量保持線性關系，中調閥需要參與調節，對機組推力有進一步影響。經核算，機組在各抽汽工況下軸向推力均滿足安全運行要求。

工業抽汽疏水未進入汽輪機回熱系統對機組負荷的影響。當工業抽汽投入時，部分蒸汽量通過高旁抽汽管道經減溫減壓后進入再熱器出來后、被新增熱再抽汽管道全部抽走，供熱后疏水回水未至汽輪機疏水系統，然后通過補凝結水保證給水流量。對汽輪機而言僅相當于純凝工況下汽輪機多了一部分凝結水補水。

1.3 最大采暖抽汽量的確定

就該機組而言，為保證低壓末級葉片安全性，進入機組的進汽量一般需維持在30%額定負荷左右。所以，最大采暖抽汽量出現的條件為機組最大進汽量480t/h條件下、同時低壓缸排汽最小，此時高旁271.80t/h、高旁減溫水14.00t/h，低旁抽汽量340.99t/h、低旁減溫水共85.55t/h，對外提供工業抽汽量70t/h、采暖抽汽量356.53t/h，采暖抽汽量達到最大，供熱負荷約233MW/h。

1.4 中調門參與調節的必要性

正常機組運行時，高排壓力與負荷和進汽量成正比，通過鍋爐再熱器管道的流速也基本保持不變。當本項目采用高低旁供熱抽汽時，通過鍋爐再熱器的再熱蒸汽流量大于機組負荷對應的正常值，導致鍋爐再熱器超速、再熱系統壓損增加。因此，需通過減小中壓調節閥的閥門開度來憋高高排壓力、減小再熱蒸汽比容，使鍋爐再熱器管道不超速。中調門參與調節高排壓力調節，需閥門具有相應的調節能力。對于機組現有的中壓調節閥，需通過調節閥調節性試驗來驗證中調閥的參與調節的能力。如調節能力不足，必要時需考慮更換新的中壓調節閥。

2 供熱改造后機組安全運行注意事項

機組進行供熱改造時增設的抽汽管道、閥門等，在具體布置時應結合電廠實際情況妥善考慮，盡量不影響機組的正常檢修，不影響機組的正常運行或留下事故隱患，危及機組運行安全；改造后的旁路系統在機組參與深度調峰時，高溫高壓的閥門需頻繁操作，對該系統的閥門質量要求非常高，否則后續運行時故障率會很高。另外，此時旁路系統的投退是在鍋爐負荷較高且幾乎不變的情況下進行的，因此投入和退出時操作務必要緩慢，且管道要充分疏水，否則極易造成系統管道振動或異響等情況發生。若機組需頻繁參與電網調峰，建議將該系統疏水常開，使其一直處于熱備狀態，這樣不但能讓系統投入時更安全、同時也能縮短投入時間，使深度調峰效益最大化。

改造后的旁路系統投退時，對鍋爐汽包水位調節也會造成一定干擾。汽包鍋爐的水位調節基本都是三沖量調節，而作為三沖量前饋信號主蒸汽流量的測點，大都在汽輪機的主汽門前，因此改造后的旁路系統投入后該流量會隨之發生大幅變化，再加上主汽壓力隨之變化的影響，由此會對汽包水位的調節造成較大影響，所以這方面的調節方式還需進一步完善優化；改造后的旁路系統配備的邏輯必須完善，諸如一旦熱網換熱器事故解列，外送的采暖抽汽突然中斷，而此時高溫高壓的旁路系統還在投入狀態，勢必會造成供汽抽汽管道超壓以及對汽輪機相關系統造成沖擊，后果不堪設想。所以，該系統的邏輯必須能妥善排除由于外界因素變化造成的一系列不安全因素。

實際供熱運行時還要注意高排抽汽不超溫。當旁路供熱抽汽時，機組高排溫度隨著主蒸汽量的減小而升高，當高排溫度超過報警值時需采取降低采暖負荷、增加高旁冷卻水流量、增加機組電負荷等措施；在中調門參與調節時需保證高排不超溫，其他瓦溫、振動情況無異常；為防止低壓缸排汽流量過小滿足不了末級葉片的冷卻流量而引起鼓風，實際運行及抽汽時要滿足低壓缸進汽壓力不低于0.07MPa。此種情況各廠根據自身機組的運行情況而定。

改造后的旁路系統投入時，大原則就是讓高低旁蒸汽流量相匹配，從而保證高、中壓缸進汽量的匹配，最大程度減小機組運行時的軸向推力。中壓調速汽門參與調節的意義亦是如此。但大多數機組的中壓調速汽門在機組正常運行時是不參與負荷調節的，因此務必保證中調門的調節特性試驗合格。實際運行時，為保證高、中壓缸進汽相匹配，可采取在高、低旁出口分別加裝流量測點，根據兩側點流量變化調節，也可根據高、中壓缸調節級進汽壓力的比值基本不變的原則來調節，有的機組中壓缸調節級沒有壓力測點，也可選取離調節級最近的抽汽段壓力測點來替代。

3 優缺點分析

缺點：將高溫高壓的蒸汽經過減溫減壓送出給用戶，這本身就是很不經濟的；改造后系統投入后大大增加了設備運行的噪聲，對運行人員的身心健康造成不利影響；高溫高壓的管道閥門頻繁操作具有一定風險，且一旦外界參數突然變化，可能會引發機組運行狀態異常。

優點：系統改造投資小、見效快，且運行方式靈活，機組參與調峰的能力強，尤其是在電網調峰有償服務的背景下，給企業創造的經濟效益是很可觀的；此種方式的改造，對汽輪機本身幾乎沒有什么影響，如想后續對汽輪機本身進高背壓、低壓缸切缸運行等方面的技術改造，是不受其影響的，對后續其它系統的改造有較強的適應性；僅此改造后的系統相對簡單，后續檢修維護也不復雜，維護成本也不高。

結論：鑒于各電廠實際運行情況各不相同，改造的方式方法也會因實際運行工況而各有千秋。但就實際投產運行情況看，經過上述對旁路系統的改造后，使該類型機組不但提高了原有機組的供熱能力，且增強了機組參與深度調峰的能力。