基于背压的火电机组负荷计算模型及出力受阻分析

商攀峰，郭俊山，巩志强，韩 悦，郑 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

我国电网夏季负荷通常处于高位运行，特别是空调负荷增长迅速。2019 年的山东电网全网最高用电负荷8 410.8 万kW，出现在7 月26 日；2020 年的8月17 日至18 日，全省普遍高温，山东电网全网用电负荷连续两天突破历史最高纪录，其中制冷负荷超过3 000 万kW。山东电网电源结构复杂，风电、光伏等新能源发电受天气影响有时无法保证有效供给，为响应电网电力调度，进一步提升火电机组在夏季负荷高峰时的顶峰出力能力十分必要。

构建并网机组负荷模型，监测机组的最大出力能力，及时发现出力受阻因素，可以有效地提升火电机组在夏季负荷高峰时的顶峰出力能力。火电厂的冷端终参数，不仅与凝汽设备有关，还与汽轮机的低压部分以及循环水冷却系统有关，需要通过电厂的冷端系统测试来确定［1-2］，建立负荷与上述参数的多因素分析模型尤为复杂。而通过凝汽器的排汽压力pc表征蒸汽终参数可以简化机组负荷模型，则不需要考虑不同机组的终端参数［3-5］。背压—负荷模型是基于火电厂冷端优化设计方法而提出的：维持汽轮机进汽量恒定，通过优化冷端参数，改变汽轮机背压，达到调整功率的目的，建立背压与功率的关系。

1 背压—负荷模型构建

山东省内统调机组夏季工况背压多数采用11.8 kPa，因此本文以11.8 kPa 作为背压-负荷模型的基准背压，研究夏季高温时段真空偏离基准背压时的负荷分布情况。火电厂验收试验工况通常分为额定工况、T-MCR 工况、VWO 工况、能力工况（夏季工况）、高加切除工况等，基本覆盖机组热耗率、供电煤耗率、发电煤耗率、汽轮机出力、各缸效率和通流效率，其中的夏季工况是指汽轮机在夏季高背压、补水率3%、额定电功率下的出力工况［6-7］，对于夏季极端天气负荷高峰时的顶峰出力研究十分重要。针对以上验收工况，根据静态参数和动态参数分别建立相关模型公式。

1.1 静态参数模型

第一步，根据选取的基准背压（11.8 kPa）测试机组在纯凝、额定功率因数下连续、稳定的最大出力Pmax，以及最大主蒸汽流量Gmax。

第二步，根据机组TMCR 工况和TRL 工况热平衡图，选取静态参数为：TMCR 工况设计出力；TMCR工况设计背压；TRL工况试验背压；TRL工况试验调节级压力；TRL工况设计出力；TRL工况试验一抽压力；TRL工况设计背压；调节级压力报警值；TRL工况试验主蒸汽流量；一抽压力报警值；TRL工况试验出力。

采用静态参数计算背压对出力的影响系数K。

式中：PTMCRd、PTRLd分别为TMCR 工况设计出力、TRL工况设计出力，MW；pbpTRLd、pbpTMCRd分别为TRL 工况设计背压、TMCR工况设计背压，kPa；K有量纲1/kPa。

1.2 动态参数模型

动态参数模型分析背压与负荷的关系，动态参数为：有功功率；主汽流量；给水流量；调节级压力；工业抽汽流量1；工业抽汽温度1；工业抽汽压力1；工业抽汽流量2；工业抽汽压力2；再热蒸汽压力；工业抽汽温度2；再热蒸汽温度；冷再热蒸汽压力；无功功率；冷再热蒸汽温度；功率因数；真空；大气压力；低压缸排汽温度（汽机侧）；低压缸排汽温度（电机侧）。

第一步，根据机组运行工况下的背压pbpc和主蒸汽流量Gc，计算出机组在主蒸汽流量Gmax下的背压pbpcc。

式中：a为主蒸汽流量变化1%时背压的增加量，取0.036 kPa。

第二步，结合静态参数模型第一步测试结果，计算出机组在背压pbpcc下的最大出力Pmaxc。同时需要考虑工业抽汽对负荷的影响。

当机组没有对外供汽时

抽汽口在冷再热器或冷再热器之前时：

抽汽口在冷再热器之后时：

式中：Gg为对外供汽流量，t/h；hg、hhrh、hcrh、hex分别为对外供汽焓、再热蒸汽焓、冷再热蒸汽焓、低压缸排汽焓，kJ/kg；po为基准背压，取11.8 kPa。hg、hhrh、hcrh根据机组当前工况下的相应压力、温度参数，查水和水蒸汽表求得；hex根据压力pbpcc、干度取0.92，查水和水蒸汽表求得。

第三步，比较Pmaxc和机组当前工况下出力Pc。

当Pmaxc≥Pc时，机组剩余出力为P=Pmaxc-Pc。

当Pmaxc＜Pc时，机组剩余出力为P=0。

2 模型实施结果与试验数据比对分析

选取山东省统调公用机组进行模型实施，在山东省热电在线监测平台上实时展示机组最大负荷预测值。通过山东省调度控制中心进行机组最大出力远程在线测试试验，测试机组在额定功率因数下连续、稳定的最大出力Pm以及最大主蒸汽流量Gm，共111台次。比对模型最大负荷预测值与最大出力远程试验实测值，若Pmaxc=Pc=PTRL，模型成功预测机组负荷且达到额定负荷出力；若Pmaxc=Pc＜PTRL，模型成功预测机组负荷且低于机组额定工况负荷，及模型能够成功预测机组降出力；若Pmaxc＞Pc，模型预测结果大于实际出力，表明该机组存在受限因素未纳入模型中。111台次试验比对中，成功预测机组负荷93台次，其中包括成功预测降出力19台次，存在受限因素18台次。

2.1 机组降出力情况分析

通过背压-负荷分析模型成功预测到机组降出力19台次，降出力及预测结果如表1所示。

表1 模型实施-降出力机组 单位：MW

最大出力远程在线测试试验结果表明，存在机组无法达到铭牌工况负荷的情况，严重影响夏季高温负荷高峰时电网升负荷。存在降出力是因为机组主蒸汽流量并未达到设计的主蒸汽流量，而造成这种问题的原因是复杂的，涉及到煤质、磨煤机、风机、空预器的运行情况［8-9］，本文中统一用主蒸汽流量来表征对负荷的影响。

2.2 机组出力受阻分析

模型最大负荷预测值与最大出力远程试验实测值比对见表2。

结果表明，存在18 台次模型计算值高于实际最大负荷，偏差值在5%以上，根据模型数据分析，机组具备满负荷出力能力。影响机组继续带负荷的主要因素为背压、工业抽汽和主蒸汽流量限制。

2.2.1 背压对负荷的影响

TZ#3、SH#3、LQ#1、TZ#4 和LW#4 的最大出力远程试验结果如表3所示。

通过对相同容量的5 台机组研究发现，当主蒸汽流量达到机组设计工况下主蒸汽流量时，背压的变化造成了负荷的变化，而夏季高温条件下，循环水温度较高，限制了真空，无法实现背压的进一步下降，因此负荷的调整空间是有限的，表3 中数据表明试验期间负荷的调整范围在1.6%～5.4%之间。

表3 静态参数与最大试验数据对照

2.2.2 工业抽汽对负荷的影响

分析表2 数据，结果表明工业抽汽对负荷预测存在影响，是机组升负荷时的受限因素。LB#1 机组模型计算值347.00 MW，实际负荷278.40 MW，预测结果高于实际值。分析发现LB#1 机组实际有两路工业抽汽，总流量约200 t/h，实际出力受限。电网正备用紧张时可以采用错峰供应工业抽汽实现机组的顶峰出力。

表2 模型计算值高于实际出力机组

2.2.3 主蒸汽流量限制对负荷的影响

分析表3 主蒸汽流量数据，结果表明主蒸汽流量的受限是影响机组继续带负荷的重要因素。

HZ#2 机组模型计算值127.60 MW，实际负荷110.00 MW，模型计算值高于实际值。试验期间机组主蒸汽流量为316.23 t/h，低于额定工况时的397.56 t/h，分析发现试验期间HZ#2 机组的煤质差，炉内有结焦，影响机组带负荷。

HD#1 机组模型计算值331.8 MW，实际负荷297.7 MW，模型计算值高于实际值。试验期间机组主蒸汽流量为978.3 t/h，低于额定工况时的1 059.4 t/h，试验期间引风机振动大，运行中升负荷受限。

LC#3 机组模型计算值334.3 MW，实际负荷308.9 MW，模型计算值高于实际值。试验期间主蒸汽流量945.7 t/h，未达到考核试验主蒸汽流量1 045.4 t/h，分析发现试验期间磨煤机电流超限，给煤量下降，影响升负荷。

LY#5 机组模型计算值141.2 MW，实际负荷117.1 MW，模型计算值高于实际值。试验期间主蒸汽流量362.32 t/h，未达到考核试验主蒸汽流量455.64 t/h，分析发现试验期间空预器存在堵塞情况，无法继续升负荷。

通过模型计算最大负荷预测值与最大出力远程试验实测值比对分析，背压-负荷分析模型能够成功预测机组负荷，对存在降出力的机组同样有效。对存在处理受限的机组，模型预测结果会高于实际出力，主要受限因素为背压，工业抽汽和主蒸汽流量，其中主蒸汽流量受限可能是煤质、引风机、磨煤机、空预器等因素造成的。

3 结语

通过构建背压-负荷分析模型，分析夏季机组偏离汽轮机铭牌保证工况运行时的出力能力，能够掌握机组夏季真空下的负荷可调度空间。

背压-负荷模型结合最大出力试验能够有效预测机组降出力情况。

工业抽汽是影响机组带负荷能力的重要因素，导致带工业抽汽运行时机组负荷无法达到模型分析的最大负荷，可以通过错峰供应工业抽汽的方法提供可调度负荷，缓解电网压力。

背压-负荷分析模型研究得出机组负荷的受阻因素包括主蒸汽流量、工业抽汽和机组背压。

通过优化真空，背压的降低是有限的，最大出力远程在线测试试验中负荷的调整范围在1.6%～5.4%之间。