热电联产机组实际带负荷能力试验研究

劳金旭，郑 威，郭俊山，张彦鹏

（1.山东电力研究院，山东 济南 250003；2.国网山东省电力公司电力科学研究院，山东 济南 250003）

0 引言

北方地区特别是“三北”地区，城市热电联产机组［1］占比较大，在可再生能源消纳力度加大形势下，随着供热需求不断增加、可再生能源迅猛发展以及各个地区调峰补偿措施的出台，势必打破热电联产机组“以热定电”的运行方式［2］，以挖掘供热机组的调峰潜力。截至2019 年底，山东光伏装机容量15 991 MW，风电装机容量13 540 MW；山东省人民政府印发的 《山东省新能源产业发展规划（2018—2028 年）》指出，到2022 年，新能源发电装机容量达到44 000 MW，占全省装机容量的30%；到2028 年，新能源发电装机达到75 000 MW 左右，占全省装机容量的40%。目前，山东电网没有燃机发电，水电仅有1 000 MW 抽水蓄能，调峰主要依靠火电；火电机组中热电机组占比超过76%，在保障民生的前提下，采暖季电网调峰能力［3］受到严重制约。因此，为增加山东电网调峰能力，并保证调峰的稳定性、可靠性，有必要对全省供热机组供热状态下的实际带负荷能力进行试验研究。

1 试验方法

该项试验参照GB／T 8117.2—2008《汽轮机热力性能验收试验规程》和GB／T 10184—2015《电站锅炉性能试验规程》进行，选定了10 台A 修后的供热机组在2018—2020 年采暖季进行现场试验，其中包括1 台超临界350 MW 低压缸零出力改造机组、3 台亚临界330 MW 双抽凝汽式机组、1 台超高压220 MW 双抽凝汽式机组、1 台超高压225 MW 光轴改造机组、1 台超高压160 MW 双抽＋低真空改造机组和3 台超高压135 MW 级低真空改造机组，通过试验，测定了这些机组在不同抽汽工况下的负荷区间，并得出其受限因素。

1.1 低真空供热机组

针对不带抽汽的低真空供热机组，通过调整机组进汽量，测定机组最高和最低电负荷。

针对带抽汽的低真空供热机组，分别在抽汽流量为0 t／h、上一年平均值（或50%额定值）、设计最大值（或当前可达到的最大值）时，测定机组最高和最低电负荷。

1.2 抽凝式供热机组

针对单抽机组，分别在机组抽汽流量接近上一年平均值、设计最大值（或可达到的最大值）时，测定机组最高和最低电负荷。

针对双抽机组，在机组工业抽汽流量为0 t／h时，采暖抽汽流量接近上一个采暖季的平均值、设计最大值（或可达到的最大值），分别测定机组最高和最低电负荷；在机组采暖抽汽量为0 t／h 时，工业抽汽流量接近上年平均值、设计最大值（或可达到的最大值），分别测定机组最高和最低电负荷；在机组采暖抽汽流量接近上一个采暖季的平均值，工业抽汽流量接近上年抽汽流量平均值时，测定机组最高和最低电负荷；在机组采暖抽汽流量接近设计最大值（或可达到的最大值），工业抽汽流量接近设计最大值（或可达到的最大值）时，测定机组最高和最低电负荷。

1.3 低压缸零出力供热机组

针对光轴改造［4-5］后的供热机组，分别在机组抽汽流量最低、接近上一个采暖季平均值和最大值（或可达到的最大值），测定机组电负荷。

针对切缸改造［6］后的供热机组，考虑到机组存在不切缸和切缸两种运行状态，不切缸状态下、切缸状态下分别参照抽凝式供热机组和光轴改造供热机组的试验方法进行。

2 试验结果及分析

2.1 机组负荷区间及受限因素

低真空供热机组在采暖季不同工况下的实际负荷区间及受限因素，如表1 所示。

抽凝机组在采暖季不同工况下的实际负荷区间及受限因素如表2 所示。

低压缸零出力供热机组在不同工况下的实际负荷区间及受限因素如表3 所示。

2.2 试验分析

对10 台机组的试验结果进行分析，可以得出，低真空供热机组在纯乏汽工况下运行时，负荷调整范围一般为机组额定容量的50%～81%；单抽机组在采暖抽汽量为上一年平均值时，负荷调整范围约为机组额定容量的50%～90%，在其他工况下，由于受限因素的不同，负荷调整范围也不相同；光轴和切缸状态下的供热机组，抽汽流量、主汽流量、机组负荷三者一一对应，在同一抽汽流量下无负荷调整区间。

与设计工况相比，可以得出，机组在高负荷时一致性较高，原因是高负荷往往受限于锅炉最大蒸发量；在低负荷时偏离较多，分析原因有以下几个方面：

表1 低真空供热机组不同工况下的负荷区间及受限因素

表2 抽凝供热机组不同工况下的负荷区间及受限因素

表3 低压缸零出力改造后机组在不同工况下负荷区间及受限因素

1）调峰辅助服务市场不完善。现有调峰补偿政策没有激发热电联产机组参与调峰辅助服务的积极性，同时，根据调度协议，机组负荷不低于50%额定负荷即可免受考核，因此，1 号、2 号、10 号机组在低负荷试验时仅带至50%额定负荷。

2）设计供热工况图下限保守。机组在设计初期未考虑现今火电机组调峰困难的局面，同时，为机组安全运行留有的裕量较多，供热工况图下限截止到50%负荷，无法反映机组真实的调峰水平。

3）低压缸进汽蝶阀设定最小开度大于限值。低压缸进汽蝶阀开度控制着低压缸进汽流量和抽汽量的大小，为防止低压缸出现鼓风情况，须设定蝶阀最小开度以保证低压缸最小冷却流量；在保持抽汽流量不变的条件下，降低负荷须通过关小低压缸进汽蝶阀开度来实现，实际上当蝶阀最小开度达到厂设定限值时，低压缸实际进汽量远大于设计最小进汽量，从而造成了机组负荷不能继续降低。

4）中压缸排汽温度过高。低负荷、高供热抽汽流量时，中压缸末级或次末级叶片已不做功，摩擦鼓风损失增大，造成中压缸排汽温度过高，影响中压缸末级和次末级叶片的安全。

5）低压缸排汽温度过高。以4 号机组为例，在进行低负荷、高抽汽流量试验时，逐渐关小低压缸进汽蝶阀过程中，低压缸排汽温度逐渐上升，虽未达到报警值 （83 ℃），但机组2 号轴承X 向相对振动值由50 μm 逐渐上升至150 μm，试验被迫中止，基于此情况，试验以关小低压缸进汽蝶阀时机组低压缸排汽温度不上升为限制条件。

6）供热系统高度耦合导致抽汽压力过高。以3号机组为例，工业用汽与居民采暖用汽由一根母管引出，供热系统高度耦合，工业供汽与采暖供热相互影响，无法独立调节，工业抽汽参数要求不低于0.6 MPa，提高了机组最低出力。

7）锅炉稳燃能力的影响。以6 号机组为例，当机组负荷降至50%额定负荷时，炉膛负压波动较大，需要采取助燃措施维持炉膛负压，最低负荷只能带至50%额定负荷。

8）受外部因素影响。以7 号机组为例，由于供热外网未按照设计要求建设中继加压泵站，外网循环所需要的压力由供热首站热网循环泵提供，热网循环泵小机汽源来自中压缸排汽，需要提高主汽流量来提高中压缸排汽压力从而维持小机较高的转速，从而影响带低负荷能力。

2.3 提高热电机组调峰能力的措施

完善调峰辅助服务机制。加大力度激励热电联产机组参与调峰辅助服务，针对有能力的机组签署不同的发电调度协议，促进热电联产机组供暖季出力降至50%额定负荷以下。

对供热相关的关键指标重新核定。发电企业应积极与制造厂联系，重新标定影响供热的关键指标，比如中、低压缸排汽温度，确定具有指导意义的限值；重新校准低压缸进汽蝶阀限位，并确定蝶阀的最小开度，保证机组参与调峰时调整过程中的安全性。对于设计供热工况图进行调整，要求能够反映机组真实的调峰水平。

降低供热系统耦合度。针对供热抽汽由同一母管汇集并供应不同用户的情况，发电企业应进行供热系统灵活性改造，保证不同用户间供热系统独立运行，减少系统耦合，提升全厂供热调整的灵活性。

进行灵活性改造。采取增加尖峰锅炉、低压缸“零出力”运行、蓄热、电锅炉、省煤器旁路改造等多种方式对机组进行灵活性改造，提升机组调峰能力。

低负荷锅炉安全运行评估。发电企业应积极联系制造厂或相关单位，确定锅炉低负荷稳燃状态下的受限条件，降低低负荷稳燃时机组负荷下限。运行侧可制定《深度调峰运行手册》，保证深度调峰状态下机组安全稳定运行。

3 调峰上下限计算模型应用

热电机组与纯凝机组的调峰能力不同之处在于前者受对外供热量大小的影响，而机组的供热量受环境温度、供热面积、全厂机组开机方式等影响而不断变化，因而，调度部门无法快速确定当前机组抽汽量下的负荷上限和下限，从而影响全网调峰负荷的分配，为此，根据机组热电特性建立热电机组调峰上限、下限计算模型和抽汽量上限计算模型可有效指导调度部门制定调峰策略。由于机组实际热电特性与设计值存在差距，采用热电机组供热状态带负荷能力试验结果对计算模型进行修正，可有效缩减模型输出误差，从而实现精准调度。以8 号机组为例，试验得出的机组实际出力与设计值对比情况如表4所示，机组热电特性曲线如图1 所示。

表4 机组实际出力与设计值对比

机组出力上、下限拟合公式见表5，机组抽汽量上限拟合公式见表6。其中，x 为机组采暖抽汽量，t／h；y 为机组负荷，MW。

图1 热电特性曲线

表5 机组出力上、下限拟合公式

表6 机组抽汽量上限拟合公式

由表5、表6 可以看出，该机组运用设计参数拟合的公式和修正后差别较大，尤其是机组负荷下限的计算。机组采暖抽汽量在0～140 t／h 时，修正前机组的调峰下限为216～243.38 MW，修正后为168～182 MW；机组采暖抽汽量在140～280 t／h 时，修正前机组的调峰下限为191～216 MW，修正后为168 MW；机组采暖抽汽量在280～350 t／h 时，修正前机组的调峰下限为182～191 MW，修正后为168～221 MW。修正后的机组负荷下限远低于修正前，在一定程度上挖掘了调峰潜力。

4 结语

山东省热电机组占比较高，其“以热定电”的运行模式严重制约了电网的调峰能力。通过对山东省热电联产机组实际带负荷能力的试验研究，得出了不同类型热电联产机组在不同热流量下的电负荷调整范围和受限因素，挖掘了热电机组的实际调峰能力，同时，可为调度制定调峰策略提供有益指导。为从根本上提高热电机组的调峰能力，发电企业可以根据自身情况积极进行改造，调控侧应当加大调峰辅助服务补偿力度，鼓励发电企业进行灵活性改造。