宋勇

摘 要：國內(nèi)燃煤發(fā)電機組容量不斷增大，同時隨著國內(nèi)用電總量的變化，對大機組調(diào)峰能力的要求越來越高。特別是電網(wǎng)容量的不斷擴大，電網(wǎng)負(fù)荷峰谷變化區(qū)間，600MW及以上火電機組參與深度調(diào)峰已勢在必行。文章從汽輪機深度調(diào)峰能力入手，對影響汽輪機調(diào)峰能力的因素進行闡述，并且詳細(xì)地分析汽輪機深度調(diào)峰的技術(shù)途徑以及優(yōu)化措施。

關(guān)鍵詞：汽輪機；深度調(diào)峰；途徑；措施

中圖分類號：TK26 文獻(xiàn)標(biāo)志碼：A 文章編號：2095-2945（2017）29-0189-02

前言

國內(nèi)新能源發(fā)電機組總?cè)萘靠焖僭黾?，但大部分新能源機組均受季節(jié)和天氣影響較大，負(fù)荷變化具有不可預(yù)見性。特別是新能源機組容量占比較大的地區(qū)，要求火力發(fā)電機組參與深度調(diào)峰。根據(jù)電規(guī)總院報告，2016年上半年，甘肅棄風(fēng)率47%，新疆棄風(fēng)率45%，吉林43%，內(nèi)蒙古30%。根據(jù)中電聯(lián)《2016年全國電力行業(yè)供需形勢報告》分析，2015年全口徑火電發(fā)電量同比下降2.3%，已連續(xù)兩年負(fù)增長，火電發(fā)電設(shè)備利用小時創(chuàng)1969年以來的年度最低值4329小時。這表明我國電力行業(yè)即將進入供大于求的局面。針對這一情況，目前采取的對策是關(guān)停、降低小機組的運行時間，采用大型發(fā)電機組進行電網(wǎng)調(diào)峰并提高已有煤電機組的深度調(diào)峰能力、快速爬坡能力以及快速啟停能力，為消納更多波動性的可再生能源，靈活參與電力市場創(chuàng)造條件。

1 深度調(diào)峰主要技術(shù)路線

1.1 機組背壓供熱。機組背壓供熱就是通過對導(dǎo)汽管蝶閥、真空系統(tǒng)、低壓轉(zhuǎn)子以及控制系統(tǒng)進行改造，在機組深度調(diào)峰時關(guān)閉中低壓缸導(dǎo)汽管蝶閥，大幅減少進入低壓缸蒸汽量[1]。

1.2 蓄熱罐供熱。在儲熱思路上發(fā)展出外置“蓄熱裝置”能提高機組深度調(diào)峰能力的技術(shù)路線。以現(xiàn)世界上最大蓄熱儲水罐為例，最大容量70000m3，進水溫度92℃，能滿足400MW機組鍋爐9小時滿負(fù)荷出力能量存儲[2]。

1.3 熱泵+蓄熱罐。利用電能（蒸汽）作為熱泵直接驅(qū)動力，以汽輪機乏汽冷凝熱為熱源，吸收汽輪機凝汽器冷卻水中的低品位熱能。將熱泵回收的余熱作為機組基礎(chǔ)熱源，并與蓄熱罐結(jié)合實現(xiàn)熱電解耦。

1.4 旁路供熱。對旁路系統(tǒng)進行改造，并進行增容。當(dāng)電網(wǎng)需求降低時，如汽輪機采暖抽汽供熱量不能滿足供熱需求，可以通過汽輪機的旁路進行供熱彌補供熱的不足，達(dá)到既滿足電網(wǎng)的需求，又能夠滿足熱網(wǎng)的需求的目的。

1.5 電鍋爐供熱。增加電鍋爐，當(dāng)電網(wǎng)需求降低時可增大電鍋爐用電量，實現(xiàn)熱電解耦，達(dá)到滿足電熱需求的目的。

2 汽輪機專業(yè)面臨的主要問題

2.1 機組振動影響。在低負(fù)荷運行時，流入低壓缸的蒸汽量減少，鼓風(fēng)效應(yīng)明顯，可能導(dǎo)致低壓缸排汽室溫度升高。排汽溫度的上升會引起低壓缸的變形和軸承位置的變化，從而可能導(dǎo)致機組振動異常增大。長時間低負(fù)荷運行時，這種可能性不能忽略。

2.2 調(diào)門運行。負(fù)荷迅速升降時，調(diào)門的安全運行策略和自動實現(xiàn)方式，以及汽輪機通流部分熱應(yīng)力的安全性。低負(fù)荷運行時，調(diào)門開度很小的條件下，調(diào)節(jié)級安全性需確認(rèn)。負(fù)荷率對汽輪機熱耗的影響也是極其明顯的，主要是蒸汽初參數(shù)和閥門的節(jié)流損失的影響。低負(fù)荷下主蒸汽流量降低，如果關(guān)小閥門開度，節(jié)流損失非線性增加；而若維持閥門開度，降低蒸汽參數(shù)，此時機組循環(huán)效率降低，經(jīng)濟性下降。故汽輪機熱耗與負(fù)荷始終存在一個近似反比的關(guān)系。

2.3 低負(fù)荷時低加疏水。在低負(fù)荷時，低壓加熱器抽汽壓力降低，可能導(dǎo)致低壓加熱器疏水困難，引起各加熱器水位出現(xiàn)報警。

2.4 給水系統(tǒng)。負(fù)荷降低，除氧器進汽壓力降低，前置泵的有限汽蝕余量降低，有可能造成前置泵汽蝕。給水流量的降低會使再循環(huán)調(diào)門開啟以滿足給水泵最小流量要求，會造成對調(diào)門閥芯的嚴(yán)重沖刷，使閥門關(guān)閉不嚴(yán)，降低了給水泵帶負(fù)荷能力。由于深度調(diào)峰時對機組降負(fù)荷運行時間的不確定，導(dǎo)致給水泵在低負(fù)荷運行時一般保持備用。低負(fù)荷運行時，對汽泵的控制，水位的控制難度增加，存在給水泵搶水、給水波動的風(fēng)險。

2.5 輔機的安全運行。在低負(fù)荷下，眾多配備變頻器的輔機在低轉(zhuǎn)速下運行，需要確認(rèn)振動安全性；未配備變頻器的輔機在變頻器改造的時候應(yīng)注意原來這些輔機被設(shè)計為定速運行，改為變速運行，有可能發(fā)生軸系振動、裂紋甚至轉(zhuǎn)子斷裂、葉片飛出等事故；各輔機和系統(tǒng)的自動控制在深度調(diào)峰時不能投入，這些問題都需要進行深入研究和提出解決方案。

3 深度調(diào)峰試驗

深度調(diào)峰試驗是深度調(diào)峰操作的基礎(chǔ)，只有在完成深度調(diào)峰試驗的基礎(chǔ)上總結(jié)、分析并深入研究機組在低負(fù)荷工況下的運行特性，才能做好深度調(diào)峰汽機的運行操作與事故處理。某廠2x660MW機組汽輪機型號為CLN600-24.2/566/566超臨界一次中間再熱、三缸四排汽、單軸、雙背壓、凝汽式汽輪發(fā)電機組。該廠于2017年7月7日完成了深度調(diào)峰試驗。

3.1 汽輪機專業(yè)深度調(diào)峰的邊界條件。（1）汽輪機軸振、瓦振過大。（2）汽輪機軸承瓦溫過大。（3）高、中壓缸脹差異常。（4）低壓缸排汽溫度高。（5）小機轉(zhuǎn)速過低、給水流量過低。當(dāng)任一參數(shù)達(dá)到邊界條件后應(yīng)暫停降負(fù)荷或終止試驗，由運行人員由運行人員按規(guī)程處理。條件改善后繼續(xù)試驗，若無改善則本負(fù)荷為試驗最終負(fù)荷[4]。

3.2 試驗方法。（1）機組由330MW（50Pe%）以上負(fù)荷手動降至265MW（40Pe%）。（2）機組在265MW負(fù)荷穩(wěn)定運行不少于2小時。（3）機組由265MW手動降負(fù)荷，以確認(rèn)當(dāng)前最低深度調(diào)峰能力，直至任一參數(shù)達(dá)到深度調(diào)峰邊界條件。

3.3 試驗過程。機組于2017年7月7日進行了深度調(diào)峰試驗，主要的操作有在470MW負(fù)荷運行時切為單閥運行，415MW負(fù)荷運行時小機氣源切為輔汽并保持四段抽汽熱備用；340MW負(fù)荷運行時給水泵再循環(huán)調(diào)門全開。負(fù)荷降至235MW，脫硝B側(cè)入口煙氣溫度293℃，調(diào)整鍋爐燃燒，脫硝B側(cè)入口煙氣溫度仍降低至289℃，停止試驗，觸發(fā)試驗下限的邊界條件是脫硝系統(tǒng)入口煙溫低。

3.4 試驗分析。觸發(fā)最低試驗負(fù)荷的邊界條件是脫硝系統(tǒng)入口煙溫低，在最低深度調(diào)峰負(fù)荷邊界條件處，汽輪機及其輔機在最低深度調(diào)峰負(fù)荷下運行穩(wěn)定，完全滿足深度調(diào)峰的要求并還有進一步調(diào)峰的能力。但仍需進行長期運行以暴露問題，提出改善措施。

4 技術(shù)改造路線建議

本文重點闡述了深度調(diào)峰的技術(shù)路徑、汽輪機的影響因素并詳細(xì)說明了某廠深度調(diào)峰試驗，對大型煤機深度調(diào)峰具有重要的借鑒和指導(dǎo)作用。以下總結(jié)了常用改造技術(shù)路線和建議。

4.1 自身調(diào)峰潛力挖掘。所有火電企業(yè)無論是供熱機組還是純凝機組，首選的火電靈活性方案是在不進行任何投資改造基礎(chǔ)上，挖掘機組本身的深度調(diào)峰潛力。

4.2 機組背壓供熱。在背壓供熱方式下如果機組可以長期安全穩(wěn)定運行，則此方案為機組深度調(diào)峰的最佳方案，考慮到機組調(diào)峰負(fù)荷初末期受鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷、深寒期受外界供熱負(fù)荷的影響，可以增加儲熱罐，并與之配合運行，以滿足機組深度調(diào)峰的需求。對于汽輪機專業(yè)，真空系統(tǒng)、控制系統(tǒng)需優(yōu)化，低壓轉(zhuǎn)子改造。

4.3 儲熱罐供熱。不受廠區(qū)空間限制，且供熱期大部分時間機組在非熱電解耦時段抽汽余量滿足解耦時段需求，當(dāng)前首選的機組深度調(diào)峰技術(shù)方案為蓄熱罐改造方案。

4.4 熱泵+儲熱罐供熱。在現(xiàn)有供熱負(fù)荷不變或新增熱負(fù)荷沒有超出機組供熱能力的情況下，采取熱泵改造增加了機組的供熱能力，對機組實現(xiàn)熱電解耦、提升調(diào)峰能力有積極作用。對于汽輪機專業(yè)，此方案改造最少、最安全。

4.5 旁路供熱。旁路改造投資較少，但高低壓旁路聯(lián)合運行控制復(fù)雜，且長時間運行后存在閥門泄漏的風(fēng)險，考慮到機組旁路設(shè)計容量有限，對于采暖抽汽量不高的機組，可考慮采用再熱蒸汽冷段或熱段減溫減壓進行供熱。對于汽輪機專業(yè)，主要考慮軸向推力、轉(zhuǎn)子冷卻以及優(yōu)化控制。

4.6 電鍋爐供熱。電鍋爐改造對輔助調(diào)峰政策依賴性大，一旦調(diào)峰補償政策不能延續(xù)，對電廠經(jīng)濟收益造成損失。從政策風(fēng)險及能源的有效利用方面考慮，機組在采取其他方案改造后不能達(dá)到調(diào)峰基準(zhǔn)要求時，推薦采取電鍋爐改造方案。此方案適用各種邊界條件機組的改造，對機組系統(tǒng)影響最小。

5 汽輪機優(yōu)化措施

5.1 優(yōu)化運行方式。機組降負(fù)荷運行時采用滑壓運行與定壓運行比具有明顯優(yōu)勢：無節(jié)流損失或節(jié)流損失較??；部分負(fù)荷下高壓缸效率下降較少；給水泵功耗小；溫度基本不隨負(fù)荷變化，汽輪機熱應(yīng)力??；有利于再熱汽溫的調(diào)節(jié)。

5.2 輔機節(jié)能優(yōu)化。開展冷端優(yōu)化分析，尋求在不同的環(huán)境溫度和運行負(fù)荷下選取機組真空和循泵運行方式的最優(yōu)組合；對大型輔機進行變頻改造，有效降低廠用電率。

參考文獻(xiàn)：

[1]萬燕.大型熱電聯(lián)產(chǎn)機組高背壓供熱改造全工況熱經(jīng)濟分析[J].電力建設(shè)，2016（6）.

[2]田立順.蓄熱罐在熱電聯(lián)供集中供熱系統(tǒng)的應(yīng)用[J].煤氣與熱力，2016（11）.