熱電聯產機組實際帶負荷能力試驗研究

勞金旭，鄭 威，郭俊山，張彥鵬

（1.山東電力研究院，山東 濟南 250003；2.國網山東省電力公司電力科學研究院，山東 濟南 250003）

0 引言

北方地區(qū)特別是“三北”地區(qū)，城市熱電聯產機組［1］占比較大，在可再生能源消納力度加大形勢下，隨著供熱需求不斷增加、可再生能源迅猛發(fā)展以及各個地區(qū)調峰補償措施的出臺，勢必打破熱電聯產機組“以熱定電”的運行方式［2］，以挖掘供熱機組的調峰潛力。截至2019 年底，山東光伏裝機容量15 991 MW，風電裝機容量13 540 MW；山東省人民政府印發(fā)的 《山東省新能源產業(yè)發(fā)展規(guī)劃（2018—2028 年）》指出，到2022 年，新能源發(fā)電裝機容量達到44 000 MW，占全省裝機容量的30%；到2028 年，新能源發(fā)電裝機達到75 000 MW 左右，占全省裝機容量的40%。目前，山東電網沒有燃機發(fā)電，水電僅有1 000 MW 抽水蓄能，調峰主要依靠火電；火電機組中熱電機組占比超過76%，在保障民生的前提下，采暖季電網調峰能力［3］受到嚴重制約。因此，為增加山東電網調峰能力，并保證調峰的穩(wěn)定性、可靠性，有必要對全省供熱機組供熱狀態(tài)下的實際帶負荷能力進行試驗研究。

1 試驗方法

該項試驗參照GB／T 8117.2—2008《汽輪機熱力性能驗收試驗規(guī)程》和GB／T 10184—2015《電站鍋爐性能試驗規(guī)程》進行，選定了10 臺A 修后的供熱機組在2018—2020 年采暖季進行現場試驗，其中包括1 臺超臨界350 MW 低壓缸零出力改造機組、3 臺亞臨界330 MW 雙抽凝汽式機組、1 臺超高壓220 MW 雙抽凝汽式機組、1 臺超高壓225 MW 光軸改造機組、1 臺超高壓160 MW 雙抽＋低真空改造機組和3 臺超高壓135 MW 級低真空改造機組，通過試驗，測定了這些機組在不同抽汽工況下的負荷區(qū)間，并得出其受限因素。

1.1 低真空供熱機組

針對不帶抽汽的低真空供熱機組，通過調整機組進汽量，測定機組最高和最低電負荷。

針對帶抽汽的低真空供熱機組，分別在抽汽流量為0 t／h、上一年平均值（或50%額定值）、設計最大值（或當前可達到的最大值）時，測定機組最高和最低電負荷。

1.2 抽凝式供熱機組

針對單抽機組，分別在機組抽汽流量接近上一年平均值、設計最大值（或可達到的最大值）時，測定機組最高和最低電負荷。

針對雙抽機組，在機組工業(yè)抽汽流量為0 t／h時，采暖抽汽流量接近上一個采暖季的平均值、設計最大值（或可達到的最大值），分別測定機組最高和最低電負荷；在機組采暖抽汽量為0 t／h 時，工業(yè)抽汽流量接近上年平均值、設計最大值（或可達到的最大值），分別測定機組最高和最低電負荷；在機組采暖抽汽流量接近上一個采暖季的平均值，工業(yè)抽汽流量接近上年抽汽流量平均值時，測定機組最高和最低電負荷；在機組采暖抽汽流量接近設計最大值（或可達到的最大值），工業(yè)抽汽流量接近設計最大值（或可達到的最大值）時，測定機組最高和最低電負荷。

1.3 低壓缸零出力供熱機組

針對光軸改造［4-5］后的供熱機組，分別在機組抽汽流量最低、接近上一個采暖季平均值和最大值（或可達到的最大值），測定機組電負荷。

針對切缸改造［6］后的供熱機組，考慮到機組存在不切缸和切缸兩種運行狀態(tài)，不切缸狀態(tài)下、切缸狀態(tài)下分別參照抽凝式供熱機組和光軸改造供熱機組的試驗方法進行。

2 試驗結果及分析

2.1 機組負荷區(qū)間及受限因素

低真空供熱機組在采暖季不同工況下的實際負荷區(qū)間及受限因素，如表1 所示。

抽凝機組在采暖季不同工況下的實際負荷區(qū)間及受限因素如表2 所示。

低壓缸零出力供熱機組在不同工況下的實際負荷區(qū)間及受限因素如表3 所示。

2.2 試驗分析

對10 臺機組的試驗結果進行分析，可以得出，低真空供熱機組在純乏汽工況下運行時，負荷調整范圍一般為機組額定容量的50%～81%；單抽機組在采暖抽汽量為上一年平均值時，負荷調整范圍約為機組額定容量的50%～90%，在其他工況下，由于受限因素的不同，負荷調整范圍也不相同；光軸和切缸狀態(tài)下的供熱機組，抽汽流量、主汽流量、機組負荷三者一一對應，在同一抽汽流量下無負荷調整區(qū)間。

與設計工況相比，可以得出，機組在高負荷時一致性較高，原因是高負荷往往受限于鍋爐最大蒸發(fā)量；在低負荷時偏離較多，分析原因有以下幾個方面：

表1 低真空供熱機組不同工況下的負荷區(qū)間及受限因素

表2 抽凝供熱機組不同工況下的負荷區(qū)間及受限因素

表3 低壓缸零出力改造后機組在不同工況下負荷區(qū)間及受限因素

1）調峰輔助服務市場不完善?，F有調峰補償政策沒有激發(fā)熱電聯產機組參與調峰輔助服務的積極性，同時，根據調度協議，機組負荷不低于50%額定負荷即可免受考核，因此，1 號、2 號、10 號機組在低負荷試驗時僅帶至50%額定負荷。

2）設計供熱工況圖下限保守。機組在設計初期未考慮現今火電機組調峰困難的局面，同時，為機組安全運行留有的裕量較多，供熱工況圖下限截止到50%負荷，無法反映機組真實的調峰水平。

3）低壓缸進汽蝶閥設定最小開度大于限值。低壓缸進汽蝶閥開度控制著低壓缸進汽流量和抽汽量的大小，為防止低壓缸出現鼓風情況，須設定蝶閥最小開度以保證低壓缸最小冷卻流量；在保持抽汽流量不變的條件下，降低負荷須通過關小低壓缸進汽蝶閥開度來實現，實際上當蝶閥最小開度達到廠設定限值時，低壓缸實際進汽量遠大于設計最小進汽量，從而造成了機組負荷不能繼續(xù)降低。

4）中壓缸排汽溫度過高。低負荷、高供熱抽汽流量時，中壓缸末級或次末級葉片已不做功，摩擦鼓風損失增大，造成中壓缸排汽溫度過高，影響中壓缸末級和次末級葉片的安全。

5）低壓缸排汽溫度過高。以4 號機組為例，在進行低負荷、高抽汽流量試驗時，逐漸關小低壓缸進汽蝶閥過程中，低壓缸排汽溫度逐漸上升，雖未達到報警值 （83 ℃），但機組2 號軸承X 向相對振動值由50 μm 逐漸上升至150 μm，試驗被迫中止，基于此情況，試驗以關小低壓缸進汽蝶閥時機組低壓缸排汽溫度不上升為限制條件。

6）供熱系統高度耦合導致抽汽壓力過高。以3號機組為例，工業(yè)用汽與居民采暖用汽由一根母管引出，供熱系統高度耦合，工業(yè)供汽與采暖供熱相互影響，無法獨立調節(jié)，工業(yè)抽汽參數要求不低于0.6 MPa，提高了機組最低出力。

7）鍋爐穩(wěn)燃能力的影響。以6 號機組為例，當機組負荷降至50%額定負荷時，爐膛負壓波動較大，需要采取助燃措施維持爐膛負壓，最低負荷只能帶至50%額定負荷。

8）受外部因素影響。以7 號機組為例，由于供熱外網未按照設計要求建設中繼加壓泵站，外網循環(huán)所需要的壓力由供熱首站熱網循環(huán)泵提供，熱網循環(huán)泵小機汽源來自中壓缸排汽，需要提高主汽流量來提高中壓缸排汽壓力從而維持小機較高的轉速，從而影響帶低負荷能力。

2.3 提高熱電機組調峰能力的措施

完善調峰輔助服務機制。加大力度激勵熱電聯產機組參與調峰輔助服務，針對有能力的機組簽署不同的發(fā)電調度協議，促進熱電聯產機組供暖季出力降至50%額定負荷以下。

對供熱相關的關鍵指標重新核定。發(fā)電企業(yè)應積極與制造廠聯系，重新標定影響供熱的關鍵指標，比如中、低壓缸排汽溫度，確定具有指導意義的限值；重新校準低壓缸進汽蝶閥限位，并確定蝶閥的最小開度，保證機組參與調峰時調整過程中的安全性。對于設計供熱工況圖進行調整，要求能夠反映機組真實的調峰水平。

降低供熱系統耦合度。針對供熱抽汽由同一母管匯集并供應不同用戶的情況，發(fā)電企業(yè)應進行供熱系統靈活性改造，保證不同用戶間供熱系統獨立運行，減少系統耦合，提升全廠供熱調整的靈活性。

進行靈活性改造。采取增加尖峰鍋爐、低壓缸“零出力”運行、蓄熱、電鍋爐、省煤器旁路改造等多種方式對機組進行靈活性改造，提升機組調峰能力。

低負荷鍋爐安全運行評估。發(fā)電企業(yè)應積極聯系制造廠或相關單位，確定鍋爐低負荷穩(wěn)燃狀態(tài)下的受限條件，降低低負荷穩(wěn)燃時機組負荷下限。運行側可制定《深度調峰運行手冊》，保證深度調峰狀態(tài)下機組安全穩(wěn)定運行。

3 調峰上下限計算模型應用

熱電機組與純凝機組的調峰能力不同之處在于前者受對外供熱量大小的影響，而機組的供熱量受環(huán)境溫度、供熱面積、全廠機組開機方式等影響而不斷變化，因而，調度部門無法快速確定當前機組抽汽量下的負荷上限和下限，從而影響全網調峰負荷的分配，為此，根據機組熱電特性建立熱電機組調峰上限、下限計算模型和抽汽量上限計算模型可有效指導調度部門制定調峰策略。由于機組實際熱電特性與設計值存在差距，采用熱電機組供熱狀態(tài)帶負荷能力試驗結果對計算模型進行修正，可有效縮減模型輸出誤差，從而實現精準調度。以8 號機組為例，試驗得出的機組實際出力與設計值對比情況如表4所示，機組熱電特性曲線如圖1 所示。

表4 機組實際出力與設計值對比

機組出力上、下限擬合公式見表5，機組抽汽量上限擬合公式見表6。其中，x 為機組采暖抽汽量，t／h；y 為機組負荷，MW。

圖1 熱電特性曲線

表5 機組出力上、下限擬合公式

表6 機組抽汽量上限擬合公式

由表5、表6 可以看出，該機組運用設計參數擬合的公式和修正后差別較大，尤其是機組負荷下限的計算。機組采暖抽汽量在0～140 t／h 時，修正前機組的調峰下限為216～243.38 MW，修正后為168～182 MW；機組采暖抽汽量在140～280 t／h 時，修正前機組的調峰下限為191～216 MW，修正后為168 MW；機組采暖抽汽量在280～350 t／h 時，修正前機組的調峰下限為182～191 MW，修正后為168～221 MW。修正后的機組負荷下限遠低于修正前，在一定程度上挖掘了調峰潛力。

4 結語

山東省熱電機組占比較高，其“以熱定電”的運行模式嚴重制約了電網的調峰能力。通過對山東省熱電聯產機組實際帶負荷能力的試驗研究，得出了不同類型熱電聯產機組在不同熱流量下的電負荷調整范圍和受限因素，挖掘了熱電機組的實際調峰能力，同時，可為調度制定調峰策略提供有益指導。為從根本上提高熱電機組的調峰能力，發(fā)電企業(yè)可以根據自身情況積極進行改造，調控側應當加大調峰輔助服務補償力度，鼓勵發(fā)電企業(yè)進行靈活性改造。