燃气—蒸汽联合循环供热机组背压工况并退汽分析

刘永明　潘利超

摘 要：燃气—蒸汽联合循环供热机组背压工况启停调峰，能满足华北电网的调峰需求，同时维持热网稳定。本文阐述了京桥热电二期机组背压工况下机组启动并汽、退汽解列，并结合实际操作成功经验，对切换过程中的关键技术环节进行分析整理。此技术的研究有利于缩短启停机时间，减少热损耗，提高经济性，并简化运行操作，对于抽凝工况下并退汽同样适用。为首都北京的冬季供热、电网调峰提供保障，对同类型电厂的实践探索提供借鉴。

关键词：背压工况调峰；差负荷并退汽；切换操作

中图分类号：TM621 文献标志码：A

1 机组设备概况

北京京桥燃气-蒸汽联合循环热电厂二期工程，采用2×350MW级燃气蒸汽联合循环二拖一多轴机组。全厂配置两台SGT5-4000F（4）型燃机、两台燃机发电机、两台余热炉、1台汽轮机和1台汽轮发电机。其中汽轮机为上海汽轮机厂生产的三压、再热、双缸型可纯凝、抽凝、背压运行供热汽轮机。由高中压缸和低压缸两部分组成，高中压缸通过3S离合器与低压缸连接。

2 北京燃气-蒸汽联合循环机组发电供热现状

随着华北网对风电、光伏电负荷的吸纳，电网需要供热机组有更宽广的调峰范围和能力，燃气电厂背压工况下启停调峰变得更频繁，背压工况下启停速度，对热网的扰动以及启停机经济性值得探讨。

3 背压工况并退汽

3.1 原并退汽流程

机组并汽设计负荷为130MW～140MW，退汽设计负荷100MW，并退汽均经历一拖一低负荷区间，此时中压缸进汽压力将会低于1.1MPa，自动触发中排压力控制和热网抽汽控制退出逻辑。所以常规操作中需要将热网抽汽退出，仅通过低压补汽供热网加热器供热以保证热网加热器不退出。

3.2 改进后并退汽流程（图2）

3.3 背压方式直接并退汽优点

（1）减少操作量。由6步降为两步操作。

（2）降低机组事故风险。减少汽机3S离合器啮合、脱啮次数。3S离合器为纯机械装置，每次啮合后整个轴系特性会有稍许变化，汽机低压转子冲转至啮合过程中可能会导致轴系振动大跳机。

（3）减少启停机时间，加快对电网、热网负荷调整的响应速度。

（4）减少对热网加热器的操作及扰动。

3.4 背压方式直接并退汽需解决的问题

3.4.1 如何防止汽机中压缸进汽压力低于1.1MPa，自动触发中排压力控制和热网抽汽控制保护

为保护中压缸，当进汽压力低时，自动退出热网抽汽。热网抽汽截止门、调门快速关闭，对汽轮机中压缸产生巨大扰动，甚至因中压缸压比低保护跳机。我厂在某次抽凝工况（热网抽汽调阀开度15%）退汽时中压缸进气压力低于1.1MPa，热网抽汽截止门、调门瞬时关闭，中压缸压比降至2.51MPa（汽机中压缸压比<2.5MPa联锁跳汽机）。

经查数据，一拖一燃机负荷>200MW时，可维持中压缸进汽压力>1.2MPa。当采取#1、#2燃机负荷>200MW并退汽时，旁路需要通过200MW时产生的全部蒸汽，对旁路减温水要求高。若并退汽前减温水跟踪不好将导致旁路快关，主汽超压触发燃机跳闸。

综上考虑：可以采用并退汽时两台燃机设置负荷偏差，拖动汽机的燃机负荷设置到200MW以上，待并/退燃机负荷降至120MW。这样既避免汽机中压缸进汽压力低，又满足旁路及减温水调整问题。

3.4.2 燃机差负荷并退汽，如何匹配两燃机参数

（1）蒸汽温度匹配。根据西门子燃机特性，在燃机负荷>100MW时，通过IGV开度控制排烟温度，即排烟温度基本不变。表1为环境温度12℃不同负荷下燃机排气烟温。

由表1可得，差负荷时排烟温度基本不变，燃机排气量差值仅造成产汽量不同，协调控制炉侧减温水调阀开度，将两台机主蒸汽温度调整到相同值。

（2）蒸汽压力的匹配。#1、#2机在协调控制下，DCS通过协调向两台机发送指令，调整两台机主蒸汽压力一致，拖动汽机蒸汽压力通过主再热调门控制，待并/退机组高中压主汽压力通过旁路控制，最终达到两台机压力匹配。

（3）根据负荷比例分配冷再热蒸汽。差负荷并/退汽时，冷再热分汽调门根据主蒸汽流量比例分配去两台机的冷再蒸汽量，高压主蒸汽流量和负荷成比例，进而使两台不同负荷的机组热再热蒸汽流量按照比例分配，保证热再热温度的控制。

4 实际切换操作

4.1 背压方式直接并汽

（1）#2机并网后升负荷至120MW。退出#1机协调，降低#1机负荷至250MW。

（2）调整热网抽汽调门开度，控制汽机中压缸压比为5～5.5。

（3） 增加热网循环水流量，维持热网供水温度90℃～100℃。

（4）检查#1、#2机高中压主汽压力、温度。温度偏差<20℃，压力偏差<0.2MPa。检查#2炉高、中压减温水，控制蒸汽温度稳定。

（5）确认#2炉蒸汽品质，执行#2机高、中压蒸汽并汽顺控。

（6）检查#2机中、高压并汽电动门自动开启，汽机负荷逐渐上升。

（7）增加热网循环水流量，控制热网加热器压力0.12MPa～0.08MPa，热网供水温度<120℃。

（8）检查#2机高、中压并汽电动门全部开启后，逐渐提升#2燃机负荷至200MW，调整#1燃机负荷至200MW。

（9）监视#2机高、中压旁路全关。

（10）缓慢开启#2机低压主汽至热网抽汽电动门，低压旁路调阀逐渐关闭。

（11）投入#1、#2燃机协调控制。

4.2 背压方式直接退汽

（1）退出AGC控制，逐漸降低机组总负荷，至#1、#2燃机负荷均降至200MW。

（2）减小热网循环水流量，维持热网供水温度120℃左右。

（3）退出#1、#2燃机协调控制。逐渐提高#1燃机负荷至250MW，同时降低#2燃机负荷至120MW 。

（4）调整热网抽汽调门开度，控制中压缸压比为5～5.5。

（5）执行#2机高、中压退汽程控，检查#2机高、中压旁路缓慢开启。

（6）高、中压旁路开启过程中逐渐降低热网循环水流量，控制热网加热器内部压力>0.02MPa，保持热网加热器水位稳定 。

（7）当#2高压旁路开至15%时，逐渐提升#1燃机负荷至270MW。

（8）监视汽机中压缸进汽压力>0.8MPa，汽机高压缸压比>2.3，汽机中压缸压比4～7。

（9）当#2高压旁路开至25%，#2中压旁路开至35%，检查#2机高、中压并汽电动门自动关闭。加强监视热网加热器压力为正压、液位在保护范围内，降低热网循环水流量，维持热网供水温度90℃～110℃，调整热网抽汽们开度，维持中压缸压比4～7。

（10）#2机高、中压并汽电动门，冷再分汽电动门全关后，全面检查热网及汽轮机系统稳定。

（11）退出#2低压主汽至热网抽汽。

（12）投入#1机协调控制。

4.3 风险分析与预控

4.3.1 退并汽过程热网加热器液位剧烈波动造成加热器解列，甚至汽轮机跳闸。预控措施如下（以退汽为例，并汽为退汽逆过程可参考退汽执行）：

（1）退汽过程尽量降低待退汽机组负荷，减少进入汽轮机蒸汽占比，减少退汽扰动。

（2）退汽过程中维持热网加热器汽侧正压力，伴随汽轮机进汽量减少，热网抽汽流量随之降低，应监视热网加热器汽侧压力变化趋势，降低热网循环水流量。

（3）退汽过程中应尽量避免对热网加热器汽、水侧同时操作。

4.3.2 两台燃机负荷偏差大，导致锅炉参数异常。预控措施如下：

两台燃机负荷偏差>60MW后，密切监视余热炉高、中压蒸汽、再热蒸汽各段温度、压力、流量变化，防止低负荷运行余热锅炉因蒸汽流量过低导致超温。当主再热蒸汽温度>550℃时，应立即终止两台燃机负荷偏差扩大。

结语

燃气—蒸汽联合循环供热机组背压工况并退汽方法，理论上可行，在京桥热电2015年-2017年供热季得到了多次实践检验。通过对实际切换过程中的关键技术环节不断深入分析整理，并退汽过程中各风险可控。此技术的研究有利于缩短背压工况启停机时间，减少热损耗，提高经济性，并简化了运行操作。对于抽凝工况下并退汽同样适用。

此技术实践过程中优点明显，为燃气机组夜停昼启调峰，维持热网稳定运行提供了科学方法依据，为首都北京的冬季供热、电网调峰提供保障。希望会对同类型机组的实践探索提供借鉴。

参考文献

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