330 MW亚临界机组灵活性调峰能力及供热改造分析

刘 军，祝令凯，郑 威，韩 悦，钟子威

（国网山东省电力公司电力科学研究院，山东 济南 250003）

0 引言

随着具有随机性和间歇性特点的新能源装机容量不断增加，以及特高压实现跨区域送电的影响［1］，作为我国电网基础性电源的火电机组，调峰已是常态化。在2030 年实现碳达峰、2060 年实现碳中和的双碳战略目标下，构建“以新能源为主体的新型电力系统”，意味着我国电力主体电源将从现在11 亿kW装机容量的煤电转化为新能源电力；能源电力行业正发生前所未有的变化，以新能源为主体的新型电力系统研究和建设正全面有序开展，这对火电机组的灵活性和调峰能力提出了更高的要求。

山东存量煤电机组按30%～40%最小技术出力水平进行改造，京津唐电网煤电机组按20%深度调峰改造，山西80%火电机组参与深度调峰，河南提升完善煤电机组深度调峰和煤电应急启停交易，内蒙古火电灵活性改造促新能源消纳试点［2-3］。今年以来，多地陆续加码煤电机组参与深度调峰节奏和力度，提升电力系统灵活性。

以330 MW 亚临界供热机组为例，先通过工况图分析初步得到机组的调峰上下限，再通过试验了解机组在实际运行时的调峰能力，拟合出机组实际运行时供热工况图，并对机组进行供热改造进行探讨。

1 设备概况

汽轮机型号N330-16.7/538/538，为亚临界、中间再热、反动式、单轴、两缸两排汽、凝汽式汽轮机。汽轮机主要设计参数见表1。

表1 汽机主要设计参数

锅炉型号HG-1025/17.5-PM32，为亚临界、自然循环、单炉膛π 型布置、平衡通风、一次中间再热、露天布置固态排渣燃煤炉，炉架采用全钢架结构。锅炉采用正压直吹四角切圆燃烧，设计燃用晋东南贫煤，锅炉主要设计参数如表2所示。

表2 锅炉的主要设计参数

2 灵活性调峰能力分析

2.1 工况图初步分析

机组为单抽式供热机组，将部分没做完功的蒸汽从汽轮机的中低压连通管上抽出至加热首站进行换热。机组设计最大抽汽流量为300 t/h，抽汽压力为0.65～1.0 MPa，抽汽温度为336℃，该机组设计工况图如图1所示。

图1 机组设计供热工况

由设计工况图可知，设计工况下机组抽汽流量在0～300 t/h之间，机组最小功率均为150 MW，为机组额定容量的45%。随着抽汽流量的增加，负荷调整范围逐渐减小。机组最高电负荷受限因素为最大蒸发量，为了更直观地体现出不同抽汽流量下机组电负荷调整范围，通过Excel 拟合出机组设计工况下的调峰区间限如图2所示。

图2 机组设计调峰上下限

2.2 试验深度分析

由于工况图的热、电负荷关系是在设计工况下得出［4］，考虑到机组运行情况、设备状态等因素，按工况图得出的结论与供热机组实际调峰特性产生一定的偏差。为此通过现场试验得到机组的不同抽汽流量下机组实际带负荷能力。根据机组日常运行采暖抽汽状况，确定以下10 个试验工况，具体试验过程如下。

1）工况1：采暖抽汽流量为300 t/h、测定机组最高电负荷。

该试验工况通过调整采暖抽汽管道上的阀门及中低压连通管上的蝶阀，维持机组采暖抽汽流量在300 t/h，逐渐增加锅炉出力，提高机组负荷，当主蒸汽流量达到998 t/h时，锅炉出力已基本达到最大值，机组负荷不再增加，保持稳定运行，引风机开度分别为93.63%、93.18%，出力基本达到最大出力。试验期间，发电机有功功率平均值为270.02 MW，为机组额定容量的81.81%。

2）工况2：采暖抽汽流量为150 t/h、测定机组最低电负荷。

逐渐降低锅炉出力，同时调整机组中低压连通管上的蝶阀开度使采暖抽汽流量保持在150 t/h 左右，直至中低压连通管上的蝶阀开度调至最小开度5%左右，当锅炉蒸发量为496.16 t/h 时，机组负荷不再降低。当锅炉蒸发量达到496.16 t/h 时，继续降低锅炉出力，将不足以维持采暖抽汽流量在150 t/h。试验期间，发电机有功功率平均值为144.9 MW，为机组额定容量的43.9%。

3）工况3：采暖抽汽流量100 t/h 时，测定机组最低电负荷。

在工况2 的基础上，降低机组锅炉出力，在主蒸汽流量为459.16 t/h 时，保持稳定，此时既能满足采暖抽汽流量保持在100 t/h 左右，也能保持中低压连通管上蝶阀后的压力为低压缸最小进汽压力0.2 MPa左右。试验期间，发电机有功功率平均值为139.98 MW，为机组额定容量的42%。

4）工况4：采暖抽汽流量250 t/h 时，测定机组最低电负荷。

在工况3的基础上，逐渐提高机组的锅炉出力，当采暖抽汽流量达到250 t/h左右时，不再增加锅炉出力，机组负荷不再增加，保持稳定运行。在中低压连通管上蝶阀最小开度限制下，继续增加锅炉出力，将不足以维持采暖抽汽流量在250 t/h。试验期间，发电机有功功率平均值为169.90 MW，为机组额定容量的51%。

5）工况5：采暖抽汽流量200 t/h 时，测定机组最低电负荷。

逐渐调整锅炉出力，同时调整机组中低压连通管上的蝶阀开度使采暖抽汽流量保持在200 t/h，直至中低压连通管上的蝶阀开度调至最小开度5%左右，当锅炉蒸发量达到564.13 t/h 时，保持稳定，此时中低压连通管上蝶阀后压力为0.2 MPa。在中低压连通管上的蝶阀开度最小开度下，若继续降低锅炉出力，将不能满足采暖抽汽流量维持在200 t/h，中低压连通管上蝶阀后压力0.2 MPa。试验期间，发电机有功功率平均值为160.06 MW，为机组额定容量的48.5%。

6）工况6：采暖抽汽流量为300 t/h、测定机组最低电负荷。

在工况5的基础上，增加锅炉出力，使采暖抽汽流量达到300 t/h，不再增加锅炉出力，保持稳定运行。在中低压连通管上的蝶阀开度最小开度下，继续增加锅炉出力，将不能满足采暖抽汽流量维持在300 t/h。试验期间，发电机有功功率平均值为203.23 MW，为机组额定容量的61.58%。

7）工况7：采暖抽汽流量为250 t/h、测定机组最高电负荷。

逐渐增加锅炉出力，同时调整中低压连通管上蝶阀，使采暖抽汽流量保持在250 t/h，当主蒸汽流量达到990 t/h时，锅炉出力已基本达到最大值，锅炉负荷不再增加；此时A、B 引风机开度为94%，电流为300 A，根据运行规程要求，引风机电流不得超过300 A。试验期间，供热抽汽流量平均值为250.01 t/h，发电机有功功率平均值为284.92 MW，为机组额定容量的86.34%。

8）工况8：采暖抽汽流量200 t/h、测定机组最高电负荷。

逐渐增加锅炉出力，同时调整中低压连通管上蝶阀，使采暖抽汽流量保持在200 t/h，当锅炉蒸发量达到999.52 t/h 左右时，机组负荷不再增加，保持稳定运行，进行试验。试验期间，发电机有功功率平均值为295.24 MW，为机组额定容量的89.47%。

9）工况9：采暖抽汽流量为150 t/h、测定机组最高电负荷。

在工况8 的基础上，通过调整中低压连通管上蝶阀，将采暖抽汽流量调整至150 t/h，待机组负荷稳定后进行试验。试验期间发电机有功功率平均值为307.34 MW，为机组额定容量的93.13%。

10）工况10：采暖抽汽流量100 t/h 时，测定机组最高电负荷。

在工况9 的基础上，通过调整中低压连通管上蝶阀，将采暖抽汽流量调整至100 t/h，待机组负荷稳定后进行试验。试验期间，发电机有功功率平均值为313.03 MW，为机组额定容量的94.86%。

试验时根据环境温度，控制一级网高温水供水压力温度不得偏离正常控制参数（0.65～0.85 MPa，90～105℃），整个试验过程，机组运行参数正常，锅炉未发现受热面超温现象，辅机工作正常，环保装置工作正常，环保指标合格。其余机组配合试验机组进行热负荷调整，满足全厂供热需求。机组试验工况如图3所示。

图3 机组试验供热工况

2.3 机组设计出力与实际出力对比分析

机组供热状态下实际出力与设计出力能对比如表3 所示、机组设计供热工况与试验供热工况对比如图4所示。

表3 机组实际出力与设计值对比

图4 机组设计工况与实际供热工况对比

从图4、表3 中可以看出，相同的抽汽量下，机组在调峰上限偏差不大，由于受到引风机出力受限的因素，影响了机组进一步增加出力的能力。基于低压连通管上蝶阀开度不低于5%（阀门开度低于5%易卡涩影响机组安全运行）、低压缸最小进汽压力限制基础上；在采暖抽汽流量为100 t/h、150 t/h 工况下，机组实际带最低电负荷均低于设计最低电负荷150 MW；在采暖抽汽流量为200 t/h、250 t/h、300 t/h时，机组实际出力下限均高于到设计的最小出力；利用Excel 拟合出机组实际出力上下限公式如表4 所示，计算出机组在采暖抽汽流量155 t/h以下时，机组最小出力将低于设计最小出力150 MW。机组实际调峰上下限如图5所示。

表4 机组实际调峰上下限拟合公式

图5 机组实际出力上下限

机组设计状态下，低压连通管上蝶阀全关时，仍有110～120 t/h 的流量进入低压缸进行做功；试验时由于连通管压力不得低于0.2 MPa、低压连通管上蝶阀5%的开度限制，低压缸进汽流量增加（流量160～170 t/h），进一步增加低压缸做功能力；限制了机组继续降低出力的能力。相同的抽汽流量下，因低压连通管上蝶阀5%开度限制，机组实际运行时主蒸汽流量大于设计主蒸汽流量，做功能力增加，导致机组设计出力与实际出力存在差异。

综上因素以及运行人员的水平、设备状态、煤质等因素影响，机组在实际运行中的出力与设计出力往往存在偏差。

3 供热改造和调峰能力分析

我国计划实施2.2 亿kW 燃煤机组的灵活性改造，使机组具备深度调峰能力，并进一步提高火电机组负荷响应速率，部分机组具备快速启停调峰能力。提升灵活性改造预期将使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%～50%额定容量；纯凝机组增加15%～20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%～35%额定容量。

机组设计最大抽汽流量300 t/h，折合供热负荷约为240 MW，全厂设计最大供热负荷约为480 MW。随着城市发展，城市冬季供暖需求不断增加，对热源的供应能力和供热量的需求也在不断的增加等，机组的供热改造已是必然。在现有的供热方式下，机组的深度调峰能力满足不了30%～40%最小出力要求。表5为不同抽汽流量下最小出力。

表5 不同抽汽流量下最小出力

对机组供热改造技术路线较多，如吸收式热泵是以蒸汽、废热等作为驱动热源，将低温热源提高到中、高温，该供热方式不需要以热定电运行，具有运行方式灵活的特点，但需要新建厂房，占地面积较大，投资较大；高背压供热是基于低压缸转子互换，供暖季前更换为动静叶片级数相对较少的低压转子，供暖季结束后换回原使用的纯凝转子。高背压供热技术可将余热全部利用，带来较好的经济效益，但一年两次更换转子增加了劳动成本和经济成本；光轴供热技术需要重新加工新的光轴，该技术彻底解列了低压缸运行，将中压缸的排汽全部用于热网加热器加热。高背压供热和光轴供热导致机组在供热期只能以“以热定电”的运行方式运行，运行方式单一，电网调峰能力明显受限［5-6］。

机组灵活性需要具备深度调峰的能力、快速爬坡的能力、快速启停的能力［7-8］；在进行机组灵活性改造时考虑到投资小、可靠性高、适应性强、运营成本低、设备改动小等因素，切缸改造技术除能满足上述要求外，还能满足供热需求和供暖期不能深度调峰的难题。低压缸高真空运行条件下，采用可完全密封的液压蝶阀切除低压缸原进汽管道进汽，通过新增旁路管道通入少量的冷却蒸汽，用于带走低压缸零出力改造后低压转子转动产生的鼓风热量。与高背压供热、光轴供热改造等供热改造方案相比，切缸改造技术能够实现供热机组在抽汽凝汽式运行方式与高背压运行方式的灵活切换，使机组同时具备高背压机组供热能力大、抽汽凝汽式供热机组运行方式灵活的特点，避免了高背压供热改造（双转子）和光轴改造方案采暖期需更换两次低压缸转子的问题和备用转子存放保养问题，机组运行时的维护费用大大降低。

以改造前设计抽汽条件为基准，低压缸全部投入零出力运行时，相同锅炉蒸发量条件下，可使机组供热抽汽能力增加约204.53 t/h，折合供热负荷增加约164.39 MW；相同抽汽流量条件下，低压缸零出力供热可提高机组电调峰能力约104.51 MW；以改造前最大抽汽条件为基准，低压缸全部投入零出力运行时，相同锅炉蒸发量条件下，机组供热抽汽能力增加107.51 t/h，折合供热负荷增加约86.67 MW。改造后能达到典型工况如表6所示。

表6 改造后预计能达到典型工况

4 结语

由于机组设计工况的特殊性，反映在机组实际运行中存在偏差。以亚临界330 MW 机组为例，通过试验的方法获得了机组实际供热工况图，并与设计工况图进行对比，部分抽汽工况下机组带负荷能力偏差较大；通过试验获得机组实际运行数据，拟合出机组实际运行中的调峰区间和调峰上下限公式，以更好地掌握机组不同抽汽量下的调峰区间。不同容量的机组在设计工况下与实际运行中都存在不一样的偏差，通过现场试验能更好地掌握机组实际调峰能力，以便电厂更好地参与电网调峰。