勞金旭，鄭 威，郭俊山，張彥鵬

（1.山東電力研究院，山東 濟(jì)南 250003；2.國(guó)網(wǎng)山東省電力公司電力科學(xué)研究院，山東 濟(jì)南 250003）

0 引言

北方地區(qū)特別是“三北”地區(qū)，城市熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組［1］占比較大，在可再生能源消納力度加大形勢(shì)下，隨著供熱需求不斷增加、可再生能源迅猛發(fā)展以及各個(gè)地區(qū)調(diào)峰補(bǔ)償措施的出臺(tái)，勢(shì)必打破熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組“以熱定電”的運(yùn)行方式［2］，以挖掘供熱機(jī)組的調(diào)峰潛力。截至2019 年底，山東光伏裝機(jī)容量15 991 MW，風(fēng)電裝機(jī)容量13 540 MW；山東省人民政府印發(fā)的 《山東省新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃（2018—2028 年）》指出，到2022 年，新能源發(fā)電裝機(jī)容量達(dá)到44 000 MW，占全省裝機(jī)容量的30%；到2028 年，新能源發(fā)電裝機(jī)達(dá)到75 000 MW 左右，占全省裝機(jī)容量的40%。目前，山東電網(wǎng)沒(méi)有燃機(jī)發(fā)電，水電僅有1 000 MW 抽水蓄能，調(diào)峰主要依靠火電；火電機(jī)組中熱電機(jī)組占比超過(guò)76%，在保障民生的前提下，采暖季電網(wǎng)調(diào)峰能力［3］受到嚴(yán)重制約。因此，為增加山東電網(wǎng)調(diào)峰能力，并保證調(diào)峰的穩(wěn)定性、可靠性，有必要對(duì)全省供熱機(jī)組供熱狀態(tài)下的實(shí)際帶負(fù)荷能力進(jìn)行試驗(yàn)研究。

1 試驗(yàn)方法

該項(xiàng)試驗(yàn)參照GB／T 8117.2—2008《汽輪機(jī)熱力性能驗(yàn)收試驗(yàn)規(guī)程》和GB／T 10184—2015《電站鍋爐性能試驗(yàn)規(guī)程》進(jìn)行，選定了10 臺(tái)A 修后的供熱機(jī)組在2018—2020 年采暖季進(jìn)行現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)，其中包括1 臺(tái)超臨界350 MW 低壓缸零出力改造機(jī)組、3 臺(tái)亞臨界330 MW 雙抽凝汽式機(jī)組、1 臺(tái)超高壓220 MW 雙抽凝汽式機(jī)組、1 臺(tái)超高壓225 MW 光軸改造機(jī)組、1 臺(tái)超高壓160 MW 雙抽＋低真空改造機(jī)組和3 臺(tái)超高壓135 MW 級(jí)低真空改造機(jī)組，通過(guò)試驗(yàn)，測(cè)定了這些機(jī)組在不同抽汽工況下的負(fù)荷區(qū)間，并得出其受限因素。

1.1 低真空供熱機(jī)組

針對(duì)不帶抽汽的低真空供熱機(jī)組，通過(guò)調(diào)整機(jī)組進(jìn)汽量，測(cè)定機(jī)組最高和最低電負(fù)荷。

針對(duì)帶抽汽的低真空供熱機(jī)組，分別在抽汽流量為0 t／h、上一年平均值（或50%額定值）、設(shè)計(jì)最大值（或當(dāng)前可達(dá)到的最大值）時(shí)，測(cè)定機(jī)組最高和最低電負(fù)荷。

1.2 抽凝式供熱機(jī)組

針對(duì)單抽機(jī)組，分別在機(jī)組抽汽流量接近上一年平均值、設(shè)計(jì)最大值（或可達(dá)到的最大值）時(shí)，測(cè)定機(jī)組最高和最低電負(fù)荷。

針對(duì)雙抽機(jī)組，在機(jī)組工業(yè)抽汽流量為0 t／h時(shí)，采暖抽汽流量接近上一個(gè)采暖季的平均值、設(shè)計(jì)最大值（或可達(dá)到的最大值），分別測(cè)定機(jī)組最高和最低電負(fù)荷；在機(jī)組采暖抽汽量為0 t／h 時(shí)，工業(yè)抽汽流量接近上年平均值、設(shè)計(jì)最大值（或可達(dá)到的最大值），分別測(cè)定機(jī)組最高和最低電負(fù)荷；在機(jī)組采暖抽汽流量接近上一個(gè)采暖季的平均值，工業(yè)抽汽流量接近上年抽汽流量平均值時(shí)，測(cè)定機(jī)組最高和最低電負(fù)荷；在機(jī)組采暖抽汽流量接近設(shè)計(jì)最大值（或可達(dá)到的最大值），工業(yè)抽汽流量接近設(shè)計(jì)最大值（或可達(dá)到的最大值）時(shí)，測(cè)定機(jī)組最高和最低電負(fù)荷。

1.3 低壓缸零出力供熱機(jī)組

針對(duì)光軸改造［4-5］后的供熱機(jī)組，分別在機(jī)組抽汽流量最低、接近上一個(gè)采暖季平均值和最大值（或可達(dá)到的最大值），測(cè)定機(jī)組電負(fù)荷。

針對(duì)切缸改造［6］后的供熱機(jī)組，考慮到機(jī)組存在不切缸和切缸兩種運(yùn)行狀態(tài)，不切缸狀態(tài)下、切缸狀態(tài)下分別參照抽凝式供熱機(jī)組和光軸改造供熱機(jī)組的試驗(yàn)方法進(jìn)行。

2 試驗(yàn)結(jié)果及分析

2.1 機(jī)組負(fù)荷區(qū)間及受限因素

低真空供熱機(jī)組在采暖季不同工況下的實(shí)際負(fù)荷區(qū)間及受限因素，如表1 所示。

抽凝機(jī)組在采暖季不同工況下的實(shí)際負(fù)荷區(qū)間及受限因素如表2 所示。

低壓缸零出力供熱機(jī)組在不同工況下的實(shí)際負(fù)荷區(qū)間及受限因素如表3 所示。

2.2 試驗(yàn)分析

對(duì)10 臺(tái)機(jī)組的試驗(yàn)結(jié)果進(jìn)行分析，可以得出，低真空供熱機(jī)組在純乏汽工況下運(yùn)行時(shí)，負(fù)荷調(diào)整范圍一般為機(jī)組額定容量的50%～81%；單抽機(jī)組在采暖抽汽量為上一年平均值時(shí)，負(fù)荷調(diào)整范圍約為機(jī)組額定容量的50%～90%，在其他工況下，由于受限因素的不同，負(fù)荷調(diào)整范圍也不相同；光軸和切缸狀態(tài)下的供熱機(jī)組，抽汽流量、主汽流量、機(jī)組負(fù)荷三者一一對(duì)應(yīng)，在同一抽汽流量下無(wú)負(fù)荷調(diào)整區(qū)間。

與設(shè)計(jì)工況相比，可以得出，機(jī)組在高負(fù)荷時(shí)一致性較高，原因是高負(fù)荷往往受限于鍋爐最大蒸發(fā)量；在低負(fù)荷時(shí)偏離較多，分析原因有以下幾個(gè)方面：

表1 低真空供熱機(jī)組不同工況下的負(fù)荷區(qū)間及受限因素

表2 抽凝供熱機(jī)組不同工況下的負(fù)荷區(qū)間及受限因素

表3 低壓缸零出力改造后機(jī)組在不同工況下負(fù)荷區(qū)間及受限因素

1）調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)不完善?，F(xiàn)有調(diào)峰補(bǔ)償政策沒(méi)有激發(fā)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組參與調(diào)峰輔助服務(wù)的積極性，同時(shí)，根據(jù)調(diào)度協(xié)議，機(jī)組負(fù)荷不低于50%額定負(fù)荷即可免受考核，因此，1 號(hào)、2 號(hào)、10 號(hào)機(jī)組在低負(fù)荷試驗(yàn)時(shí)僅帶至50%額定負(fù)荷。

2）設(shè)計(jì)供熱工況圖下限保守。機(jī)組在設(shè)計(jì)初期未考慮現(xiàn)今火電機(jī)組調(diào)峰困難的局面，同時(shí)，為機(jī)組安全運(yùn)行留有的裕量較多，供熱工況圖下限截止到50%負(fù)荷，無(wú)法反映機(jī)組真實(shí)的調(diào)峰水平。

3）低壓缸進(jìn)汽蝶閥設(shè)定最小開(kāi)度大于限值。低壓缸進(jìn)汽蝶閥開(kāi)度控制著低壓缸進(jìn)汽流量和抽汽量的大小，為防止低壓缸出現(xiàn)鼓風(fēng)情況，須設(shè)定蝶閥最小開(kāi)度以保證低壓缸最小冷卻流量；在保持抽汽流量不變的條件下，降低負(fù)荷須通過(guò)關(guān)小低壓缸進(jìn)汽蝶閥開(kāi)度來(lái)實(shí)現(xiàn)，實(shí)際上當(dāng)?shù)y最小開(kāi)度達(dá)到廠設(shè)定限值時(shí)，低壓缸實(shí)際進(jìn)汽量遠(yuǎn)大于設(shè)計(jì)最小進(jìn)汽量，從而造成了機(jī)組負(fù)荷不能繼續(xù)降低。

4）中壓缸排汽溫度過(guò)高。低負(fù)荷、高供熱抽汽流量時(shí)，中壓缸末級(jí)或次末級(jí)葉片已不做功，摩擦鼓風(fēng)損失增大，造成中壓缸排汽溫度過(guò)高，影響中壓缸末級(jí)和次末級(jí)葉片的安全。

5）低壓缸排汽溫度過(guò)高。以4 號(hào)機(jī)組為例，在進(jìn)行低負(fù)荷、高抽汽流量試驗(yàn)時(shí)，逐漸關(guān)小低壓缸進(jìn)汽蝶閥過(guò)程中，低壓缸排汽溫度逐漸上升，雖未達(dá)到報(bào)警值 （83 ℃），但機(jī)組2 號(hào)軸承X 向相對(duì)振動(dòng)值由50 μm 逐漸上升至150 μm，試驗(yàn)被迫中止，基于此情況，試驗(yàn)以關(guān)小低壓缸進(jìn)汽蝶閥時(shí)機(jī)組低壓缸排汽溫度不上升為限制條件。

6）供熱系統(tǒng)高度耦合導(dǎo)致抽汽壓力過(guò)高。以3號(hào)機(jī)組為例，工業(yè)用汽與居民采暖用汽由一根母管引出，供熱系統(tǒng)高度耦合，工業(yè)供汽與采暖供熱相互影響，無(wú)法獨(dú)立調(diào)節(jié)，工業(yè)抽汽參數(shù)要求不低于0.6 MPa，提高了機(jī)組最低出力。

7）鍋爐穩(wěn)燃能力的影響。以6 號(hào)機(jī)組為例，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷降至50%額定負(fù)荷時(shí)，爐膛負(fù)壓波動(dòng)較大，需要采取助燃措施維持爐膛負(fù)壓，最低負(fù)荷只能帶至50%額定負(fù)荷。

8）受外部因素影響。以7 號(hào)機(jī)組為例，由于供熱外網(wǎng)未按照設(shè)計(jì)要求建設(shè)中繼加壓泵站，外網(wǎng)循環(huán)所需要的壓力由供熱首站熱網(wǎng)循環(huán)泵提供，熱網(wǎng)循環(huán)泵小機(jī)汽源來(lái)自中壓缸排汽，需要提高主汽流量來(lái)提高中壓缸排汽壓力從而維持小機(jī)較高的轉(zhuǎn)速，從而影響帶低負(fù)荷能力。

2.3 提高熱電機(jī)組調(diào)峰能力的措施

完善調(diào)峰輔助服務(wù)機(jī)制。加大力度激勵(lì)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組參與調(diào)峰輔助服務(wù)，針對(duì)有能力的機(jī)組簽署不同的發(fā)電調(diào)度協(xié)議，促進(jìn)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組供暖季出力降至50%額定負(fù)荷以下。

對(duì)供熱相關(guān)的關(guān)鍵指標(biāo)重新核定。發(fā)電企業(yè)應(yīng)積極與制造廠聯(lián)系，重新標(biāo)定影響供熱的關(guān)鍵指標(biāo)，比如中、低壓缸排汽溫度，確定具有指導(dǎo)意義的限值；重新校準(zhǔn)低壓缸進(jìn)汽蝶閥限位，并確定蝶閥的最小開(kāi)度，保證機(jī)組參與調(diào)峰時(shí)調(diào)整過(guò)程中的安全性。對(duì)于設(shè)計(jì)供熱工況圖進(jìn)行調(diào)整，要求能夠反映機(jī)組真實(shí)的調(diào)峰水平。

降低供熱系統(tǒng)耦合度。針對(duì)供熱抽汽由同一母管匯集并供應(yīng)不同用戶的情況，發(fā)電企業(yè)應(yīng)進(jìn)行供熱系統(tǒng)靈活性改造，保證不同用戶間供熱系統(tǒng)獨(dú)立運(yùn)行，減少系統(tǒng)耦合，提升全廠供熱調(diào)整的靈活性。

進(jìn)行靈活性改造。采取增加尖峰鍋爐、低壓缸“零出力”運(yùn)行、蓄熱、電鍋爐、省煤器旁路改造等多種方式對(duì)機(jī)組進(jìn)行靈活性改造，提升機(jī)組調(diào)峰能力。

低負(fù)荷鍋爐安全運(yùn)行評(píng)估。發(fā)電企業(yè)應(yīng)積極聯(lián)系制造廠或相關(guān)單位，確定鍋爐低負(fù)荷穩(wěn)燃狀態(tài)下的受限條件，降低低負(fù)荷穩(wěn)燃時(shí)機(jī)組負(fù)荷下限。運(yùn)行側(cè)可制定《深度調(diào)峰運(yùn)行手冊(cè)》，保證深度調(diào)峰狀態(tài)下機(jī)組安全穩(wěn)定運(yùn)行。

3 調(diào)峰上下限計(jì)算模型應(yīng)用

熱電機(jī)組與純凝機(jī)組的調(diào)峰能力不同之處在于前者受對(duì)外供熱量大小的影響，而機(jī)組的供熱量受環(huán)境溫度、供熱面積、全廠機(jī)組開(kāi)機(jī)方式等影響而不斷變化，因而，調(diào)度部門無(wú)法快速確定當(dāng)前機(jī)組抽汽量下的負(fù)荷上限和下限，從而影響全網(wǎng)調(diào)峰負(fù)荷的分配，為此，根據(jù)機(jī)組熱電特性建立熱電機(jī)組調(diào)峰上限、下限計(jì)算模型和抽汽量上限計(jì)算模型可有效指導(dǎo)調(diào)度部門制定調(diào)峰策略。由于機(jī)組實(shí)際熱電特性與設(shè)計(jì)值存在差距，采用熱電機(jī)組供熱狀態(tài)帶負(fù)荷能力試驗(yàn)結(jié)果對(duì)計(jì)算模型進(jìn)行修正，可有效縮減模型輸出誤差，從而實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)調(diào)度。以8 號(hào)機(jī)組為例，試驗(yàn)得出的機(jī)組實(shí)際出力與設(shè)計(jì)值對(duì)比情況如表4所示，機(jī)組熱電特性曲線如圖1 所示。

表4 機(jī)組實(shí)際出力與設(shè)計(jì)值對(duì)比

機(jī)組出力上、下限擬合公式見(jiàn)表5，機(jī)組抽汽量上限擬合公式見(jiàn)表6。其中，x 為機(jī)組采暖抽汽量，t／h；y 為機(jī)組負(fù)荷，MW。

圖1 熱電特性曲線

表5 機(jī)組出力上、下限擬合公式

表6 機(jī)組抽汽量上限擬合公式

由表5、表6 可以看出，該機(jī)組運(yùn)用設(shè)計(jì)參數(shù)擬合的公式和修正后差別較大，尤其是機(jī)組負(fù)荷下限的計(jì)算。機(jī)組采暖抽汽量在0～140 t／h 時(shí)，修正前機(jī)組的調(diào)峰下限為216～243.38 MW，修正后為168～182 MW；機(jī)組采暖抽汽量在140～280 t／h 時(shí)，修正前機(jī)組的調(diào)峰下限為191～216 MW，修正后為168 MW；機(jī)組采暖抽汽量在280～350 t／h 時(shí)，修正前機(jī)組的調(diào)峰下限為182～191 MW，修正后為168～221 MW。修正后的機(jī)組負(fù)荷下限遠(yuǎn)低于修正前，在一定程度上挖掘了調(diào)峰潛力。

4 結(jié)語(yǔ)

山東省熱電機(jī)組占比較高，其“以熱定電”的運(yùn)行模式嚴(yán)重制約了電網(wǎng)的調(diào)峰能力。通過(guò)對(duì)山東省熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組實(shí)際帶負(fù)荷能力的試驗(yàn)研究，得出了不同類型熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組在不同熱流量下的電負(fù)荷調(diào)整范圍和受限因素，挖掘了熱電機(jī)組的實(shí)際調(diào)峰能力，同時(shí)，可為調(diào)度制定調(diào)峰策略提供有益指導(dǎo)。為從根本上提高熱電機(jī)組的調(diào)峰能力，發(fā)電企業(yè)可以根據(jù)自身情況積極進(jìn)行改造，調(diào)控側(cè)應(yīng)當(dāng)加大調(diào)峰輔助服務(wù)補(bǔ)償力度，鼓勵(lì)發(fā)電企業(yè)進(jìn)行靈活性改造。