300 MW切缸供熱機(jī)組調(diào)節(jié)能力試驗(yàn)研究

張彥鵬，李 思，祝令凱，韓 悅，商攀峰

（國網(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

為響應(yīng)國家“雙碳”遠(yuǎn)景戰(zhàn)略目標(biāo)和山東電網(wǎng)關(guān)于火電機(jī)組靈活性改造的政策要求以及經(jīng)營發(fā)展需要，發(fā)電企業(yè)積極挖掘機(jī)組負(fù)荷調(diào)節(jié)潛力，增強(qiáng)機(jī)組靈活性，提高機(jī)組供熱期深度調(diào)峰能力和供熱能力，增強(qiáng)機(jī)組在輔助服務(wù)市場的綜合實(shí)力［1］；低壓缸切缸技術(shù)（以下簡稱切缸）因其投資小、供熱經(jīng)濟(jì)性好、運(yùn)行方式相對靈活等優(yōu)點(diǎn)得到廣泛應(yīng)用［2］。到2020年底，山東省已完成17 臺機(jī)組切缸供熱技術(shù)靈活性改造。切缸供熱機(jī)組不同供熱運(yùn)行方式下的調(diào)峰能力和供熱能力隨運(yùn)行方式、抽汽量動態(tài)變化而變化［3-4］，分析設(shè)計(jì)抽汽工況圖是了解供熱機(jī)組調(diào)峰能力和供熱能力的重要途徑，但由于汽輪機(jī)廠家設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)相對保守和實(shí)際運(yùn)行參數(shù)的變化，設(shè)計(jì)抽汽工況圖并不能準(zhǔn)確反應(yīng)機(jī)組的實(shí)際調(diào)峰能力和供熱能力。

切缸供熱機(jī)組調(diào)節(jié)能力試驗(yàn)是摸清機(jī)組實(shí)際調(diào)峰能力和供熱能力最有效的手段［5-7］，以某300 MW切缸供熱機(jī)組為例，通過現(xiàn)場調(diào)節(jié)能力試驗(yàn)得到機(jī)組在抽凝和切缸兩種運(yùn)行方式下的調(diào)峰能力和供熱能力，并和設(shè)計(jì)工況圖進(jìn)行比較，分析機(jī)組調(diào)節(jié)能力實(shí)際值與設(shè)計(jì)值偏差的原因，為電廠運(yùn)行調(diào)度提供參考。

1 供熱機(jī)組切缸技術(shù)

低壓缸進(jìn)汽切除技術(shù)，簡稱切缸技術(shù)，或稱低壓缸零出力技術(shù)，是指熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組在供熱工況下，通過采取措施，切除低壓缸正常進(jìn)汽，只保留少量冷卻蒸汽，并保持安全穩(wěn)定運(yùn)行的技術(shù)。

如圖1 所示，將原連通管和供熱蝶閥更換為新的連通管和全密封的蝶閥，并在連通管上增加旁路作為低壓缸冷卻蒸汽系統(tǒng)［8］，運(yùn)行過程中，關(guān)閉低壓缸進(jìn)汽管上的全密封的供熱蝶閥，打開低壓缸進(jìn)汽旁路，低壓缸維持較低的冷卻蒸汽流量，其余低壓缸進(jìn)汽全部對外供熱，最大程度利用抽汽進(jìn)行供熱。為保證機(jī)組能在切缸狀態(tài)下正常運(yùn)行，應(yīng)防止汽輪機(jī)的鼓風(fēng)、水蝕和顫振，空預(yù)器的低溫腐蝕，間冷系統(tǒng)的防凍，燃料系統(tǒng)的不穩(wěn)定以及低負(fù)荷下NOx超標(biāo)等安全和環(huán)保問題［9］。

圖1 供熱機(jī)組切缸技術(shù)改造示意

切缸供熱機(jī)組出力受限因素主要體現(xiàn)在五個方面：1）機(jī)組抽汽參數(shù)不能超過其限制值；2）機(jī)組最低電負(fù)荷受限于低壓缸最小進(jìn)汽量、鍋爐最低穩(wěn)燃能力、脫硝裝置入口煙溫、受熱面壁溫、環(huán)保參數(shù)等；3）中壓缸排汽壓力和溫度不能超過制造廠的限制值；4）機(jī)組最高電負(fù)荷受限于鍋爐最大蒸發(fā)量，鍋爐受熱面壁溫限制，汽水品質(zhì)，鍋爐脫硝、脫硫、除塵和除渣裝置設(shè)計(jì)出力，主要輔機(jī)包括制粉系統(tǒng)、六大風(fēng)機(jī)的設(shè)計(jì)出力，環(huán)保參數(shù)和汽輪機(jī)最大進(jìn)汽流量；5）機(jī)組安全監(jiān)測參數(shù)不超過報(bào)警值。

2 試驗(yàn)工況及過程

某300 MW 熱電機(jī)組基本概況如下。汽輪機(jī)型號：C300 16.7/0.981/538/538，亞臨界、一次中間再熱、高中壓缸合缸、雙缸雙排汽、單軸、抽汽凝汽式，具有調(diào)整抽汽的供熱汽輪機(jī)。該機(jī)組設(shè)有一路中排調(diào)整采暖抽汽，不切缸狀態(tài)下，額定抽汽壓力為0.981 MPa，設(shè)計(jì)最大抽汽量為430 t/h，額定抽汽量為400 t/h；切缸狀態(tài)下，設(shè)計(jì)最大抽汽量為649.8 t/h，額定抽汽量為589.3 t/h（低壓缸最小進(jìn)汽量為20 t/h）。

為分析機(jī)組在各工況下實(shí)際供熱和調(diào)峰能力及其限制因素，進(jìn)行機(jī)組抽凝、切缸兩種狀態(tài)下的調(diào)節(jié)能力試驗(yàn)，并根據(jù)設(shè)備廠提供的額定壓力抽汽工況圖，共確定了11 個試驗(yàn)工況，每個試驗(yàn)工況需滿足機(jī)組運(yùn)行參數(shù)正常，鍋爐未發(fā)現(xiàn)受熱面超溫現(xiàn)象，輔機(jī)工作正常，環(huán)保裝置工作正常，環(huán)保指標(biāo)合格。

具體試驗(yàn)工況及過程如下。

1）工況1：抽凝工況運(yùn)行，采暖抽汽量100 t/h，測試機(jī)組最高電負(fù)荷。

試驗(yàn)過程：調(diào)整中低壓缸連通管道蝶閥、供熱管路LEV 閥，保持中排采暖抽汽流量為100 t/h；逐漸增加主蒸汽流量，當(dāng)達(dá)到鍋爐最大蒸發(fā)量，穩(wěn)定試驗(yàn)參數(shù)，記錄試驗(yàn)數(shù)據(jù)。鍋爐蒸發(fā)量達(dá)到1 003.03 t/h，機(jī)組采暖抽汽流量為116.04 t/h，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為299.56 MW，機(jī)組出力受限因素是鍋爐最大蒸發(fā)量。

2）工況2：抽凝工況運(yùn)行，采暖抽汽量100 t/h，測試機(jī)組最低電負(fù)荷。

試驗(yàn)過程：在工況1 基礎(chǔ)上，保持中排采暖抽汽流量為100 t/h，逐漸降低主蒸汽流量，試驗(yàn)期間電廠用煤主要為無煙煤，此煤種揮發(fā)份較低，穩(wěn)燃性能差，未能降至鍋爐最小蒸發(fā)量510 t/h時，停止降低鍋爐蒸發(fā)量，穩(wěn)定試驗(yàn)參數(shù)，記錄試驗(yàn)數(shù)據(jù)。鍋爐蒸發(fā)量為551.77 t/h，機(jī)組采暖抽汽流量為106.73 t/h，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為134.61 MW，機(jī)組出力受限因素是鍋爐最低穩(wěn)燃能力。

3）工況3：抽凝工況運(yùn)行，采暖抽汽量200 t/h，測試機(jī)組最低電負(fù)荷。

試驗(yàn)過程：調(diào)整中低壓缸連通管道蝶閥、供熱管路LEV 閥，保持中排采暖抽汽流量為200 t/h；當(dāng)中排平均溫度為388.18 ℃時（中排溫度高于395 ℃報(bào)警），停止降低鍋爐蒸發(fā)量，穩(wěn)定試驗(yàn)參數(shù)，記錄試驗(yàn)數(shù)據(jù)。鍋爐蒸發(fā)量達(dá)到633.23 t/h，機(jī)組采暖抽汽流量為199.96 t/h，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為131.26 MW，機(jī)組出力受限因素是中排溫度過高。

4）工況4：抽凝工況運(yùn)行，采暖抽汽量200 t/h，測試機(jī)組最高電負(fù)荷。

試驗(yàn)過程：在工況3 的基礎(chǔ)上，繼續(xù)保持中排采暖抽汽流量為200 t/h；當(dāng)達(dá)到鍋爐最大蒸汽量時，穩(wěn)定試驗(yàn)參數(shù)，記錄試驗(yàn)數(shù)據(jù)。鍋爐蒸發(fā)量1 018.11 t/h，機(jī)組采暖抽汽流量為205.71 t/h，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為261.42 MW，機(jī)組出力受限因素是鍋爐最大蒸發(fā)量。

5）工況5：抽凝工況運(yùn)行，采暖抽汽量300 t/h，測試機(jī)組最高電負(fù)荷。

試驗(yàn)過程：在工況4 的基礎(chǔ)上，穩(wěn)定鍋爐參數(shù)不變，繼續(xù)調(diào)整中低壓缸連通管道蝶閥、供熱管路LEV閥，保持中排采暖抽汽流量為300 t/h，鍋爐蒸發(fā)量基本不變，穩(wěn)定試驗(yàn)參數(shù)，記錄試驗(yàn)數(shù)據(jù)。鍋爐蒸發(fā)量1 017.42 t/h，機(jī)組采暖抽汽流量為306.70 t/h，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為233.71 MW，機(jī)組出力受限因素是鍋爐最大蒸發(fā)量。

6）工況6：抽凝工況運(yùn)行，采暖抽汽量300 t/h，測試機(jī)組最低電負(fù)荷。

試驗(yàn)過程：在工況5 的基礎(chǔ)上，繼續(xù)保持中排采暖抽汽流量為300 t/h；逐漸降低主蒸汽流量，當(dāng)中低壓缸連通管道蝶閥開度平均值為5.61%時（開度不低于5%），穩(wěn)定試驗(yàn)參數(shù)，記錄試驗(yàn)數(shù)據(jù)。鍋爐蒸發(fā)量758.32 t/h，機(jī)組采暖抽汽流量為311.79 t/h，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為145.92 MW，機(jī)組出力受限因素是電廠實(shí)際運(yùn)行中低壓缸進(jìn)汽蝶閥限位值設(shè)置偏高。

7）工況7：抽凝工況運(yùn)行，采暖抽汽量400 t/h，測試機(jī)組最低電負(fù)荷。

試驗(yàn)過程：在工況6 的基礎(chǔ)上，繼續(xù)調(diào)整中低壓缸連通管道蝶閥、供熱管路LEV 閥，保持中排采暖抽汽流量為400 t/h；當(dāng)中低壓缸連通管道蝶閥開度平均值為5.26%時（開度不低于5%），穩(wěn)定試驗(yàn)參數(shù)，記錄試驗(yàn)數(shù)據(jù)。鍋爐蒸發(fā)量為929.00 t/h，機(jī)組采暖抽汽流量為398.18 t/h，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為183.30 MW，機(jī)組出力受限因素是電廠實(shí)際運(yùn)行中低壓缸進(jìn)汽蝶閥限位值設(shè)置偏高。

8）工況8：抽凝工況運(yùn)行，采暖抽汽量400 t/h，測試機(jī)組最高電負(fù)荷。

試驗(yàn)過程：在工況7 的基礎(chǔ)上，繼續(xù)保持中排采暖抽汽流量為400 t/h；逐漸升高主蒸汽流量，當(dāng)達(dá)到最大鍋爐蒸發(fā)量時，穩(wěn)定試驗(yàn)參數(shù)，記錄試驗(yàn)數(shù)據(jù)。鍋爐蒸發(fā)量為1 016.38 t/h，機(jī)組采暖抽汽流量為387.84 t/h，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為210.05 MW，機(jī)組出力受限因素是鍋爐最大蒸發(fā)量。

9）工況9：切缸工況運(yùn)行，主汽流量調(diào)整最低，測試機(jī)組最低電負(fù)荷。

試驗(yàn)過程：關(guān)閉中低壓缸連通管道蝶閥、全開供熱管路LEV 閥，滿足機(jī)組切缸運(yùn)行狀態(tài)，調(diào)整鍋爐運(yùn)行參數(shù)，中低壓缸連通管道蝶閥開度為0.6%時，穩(wěn)定試驗(yàn)參數(shù)，記錄試驗(yàn)數(shù)據(jù)。鍋爐蒸發(fā)量634.20 t/h，機(jī)組采暖抽汽流量為306.63 t/h，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為103.30 MW，機(jī)組出力受限因素是中壓缸排汽壓力。

10）工況10：切缸工況運(yùn)行，采暖抽汽量400 t/h，測試機(jī)組電負(fù)荷。

試驗(yàn)過程：在工況9 的基礎(chǔ)上，逐漸提高鍋爐蒸發(fā)量，使中排采暖抽汽流量為400 t/h；中低壓缸連通管道蝶閥開度為0.6%時，穩(wěn)定試驗(yàn)參數(shù)，記錄試驗(yàn)數(shù)據(jù)。鍋爐蒸發(fā)量調(diào)整至770.91 t/h，機(jī)組采暖抽汽流量為410.22 t/h，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為130.85 MW，未觸發(fā)任何限制條件。

11）工況11：切缸工況運(yùn)行，主汽流量調(diào)整最高，測試機(jī)組最高電負(fù)荷。

試驗(yàn)過程：在工況10 的基礎(chǔ)上，繼續(xù)提高鍋爐蒸發(fā)量，使之達(dá)到最大蒸發(fā)量；當(dāng)鍋爐蒸發(fā)量至1 002.39 t/h，中低壓缸連通管道蝶閥開度為0.6%時，穩(wěn)定試驗(yàn)參數(shù)，記錄試驗(yàn)數(shù)據(jù)。鍋爐蒸發(fā)量至1 002.39 t/h，機(jī)組采暖抽汽流量為591.01 t/h，發(fā)電機(jī)有功功率平均值為175.31 MW，機(jī)組出力受限因素是鍋爐最大蒸發(fā)量。

3 試驗(yàn)結(jié)果及分析

3.1 試驗(yàn)結(jié)果

由試驗(yàn)數(shù)據(jù)匯總出抽凝工況運(yùn)行和切缸工況運(yùn)行工況下的試驗(yàn)結(jié)果，并將試驗(yàn)結(jié)果與設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)進(jìn)行對比，分析機(jī)組調(diào)峰供熱能力偏差原因，為機(jī)組后期改造確定方向。

根據(jù)切缸供熱機(jī)組兩種運(yùn)行方式下的設(shè)計(jì)熱平衡圖，繪制300 MW 切缸供熱機(jī)組設(shè)計(jì)抽汽工況圖，如圖2所示。

圖2 300 MW切缸供熱機(jī)組設(shè)計(jì)抽汽工況圖

切缸供熱機(jī)組在額定抽汽壓力下典型設(shè)計(jì)抽汽工況的負(fù)荷調(diào)整上、下限以及擬合公式，見表1、表2所示。

表1 典型設(shè)計(jì)抽汽工況的負(fù)荷調(diào)整限值

表2 典型設(shè)計(jì)抽汽工況的負(fù)荷調(diào)整限值擬合公式

由于試驗(yàn)數(shù)據(jù)中，試驗(yàn)采暖抽汽流量與設(shè)計(jì)采暖抽汽流量存在一定偏差，為便于試驗(yàn)值和設(shè)計(jì)值進(jìn)行對比，采用等效熱降［10］的方法將采暖抽汽量從實(shí)際值修正到設(shè)計(jì)值。負(fù)荷上、下限的修正，可根據(jù)限制條件的不同，分別進(jìn)行修正。實(shí)際抽汽工況的負(fù)荷調(diào)整上、下限以及擬合式，見表3、表4所示。

表3 實(shí)際抽汽工況的負(fù)荷調(diào)整上、下限

表4 實(shí)際抽汽工況的負(fù)荷調(diào)整上、下限擬合公式

根據(jù)表3，繪制300 MW 切缸供熱機(jī)組實(shí)際采暖抽汽工況，如圖3所示。

圖3 300 MW切缸供熱機(jī)組實(shí)際采暖抽汽工況

匯總各抽汽工況負(fù)荷上、下限實(shí)際值和設(shè)計(jì)值，如表5 所示；并根據(jù)表1、表3 的數(shù)據(jù)繪制300 MW 切缸供熱機(jī)組抽汽工況對比如圖4所示。

圖4 300 MW切缸供熱機(jī)組抽汽工況圖對比

表5 各抽汽工況負(fù)荷上、下限實(shí)際值和設(shè)計(jì)值對比

從表5、圖4可以看出：

1）在采暖抽汽100 t/h 工況下，機(jī)組負(fù)荷上限實(shí)際值與設(shè)計(jì)值偏差不大；而機(jī)組負(fù)荷下限實(shí)際值低于設(shè)計(jì)值較多；

2）在采暖抽汽200 t/h工況下，機(jī)組負(fù)荷上、下限實(shí)際值與設(shè)計(jì)值偏差較大，均低于設(shè)計(jì)值；

3）在采暖抽汽300 t/h 工況下，機(jī)組負(fù)荷上限實(shí)際值低于設(shè)計(jì)值較多，機(jī)組負(fù)荷下限實(shí)際值與設(shè)計(jì)值偏差不大；

4）在采暖抽汽400 t/h 工況下，機(jī)組負(fù)荷上限實(shí)際值低于設(shè)計(jì)值較多，機(jī)組負(fù)荷下限實(shí)際值高于設(shè)計(jì)值較多；

5）在切缸工況運(yùn)行方式下，機(jī)組負(fù)荷上限實(shí)際值與設(shè)計(jì)值偏差不大；而機(jī)組負(fù)荷下限實(shí)際值高于設(shè)計(jì)值較多。

3.2 試驗(yàn)結(jié)果分析

在正常抽汽工況下，機(jī)組負(fù)荷上、下限實(shí)際值偏離設(shè)計(jì)值較大的主要有以下3個方面原因。

1）部分試驗(yàn)最高出力低于設(shè)計(jì)上限。主要原因一是部分工況試驗(yàn)主汽流量未達(dá)到設(shè)計(jì)鍋爐最大蒸發(fā)量；二是機(jī)組運(yùn)行多年，帶負(fù)荷能力下降；

2）試驗(yàn)最低出力在采暖抽汽流量100 t/h、200 t/h時低于設(shè)計(jì)出力下限，主要原因是試驗(yàn)采暖抽汽壓力低于設(shè)計(jì)值，最低進(jìn)汽流量限制線下移；

3）在采暖抽汽流量300 t/h、400 t/h 時，實(shí)際出力高于設(shè)計(jì)出力下限，主要原因是試驗(yàn)期間中低壓缸連通管蝶閥開度均在5%以上，中低壓缸進(jìn)汽蝶閥限位值設(shè)置偏高，導(dǎo)致低壓缸進(jìn)汽流量高于設(shè)計(jì)低壓缸最小進(jìn)汽量的限制線，導(dǎo)致最低電負(fù)荷升高。

在切缸工況運(yùn)行方式下，機(jī)組負(fù)荷上限實(shí)際值與設(shè)計(jì)值偏差不大；而機(jī)組負(fù)荷下限實(shí)際值高于設(shè)計(jì)值較大的主要原因：電廠供熱采用母管制，本機(jī)采暖抽汽壓力受其他機(jī)組影響，為保證采暖抽汽量，試驗(yàn)時實(shí)際采暖抽汽壓力高于設(shè)計(jì)值，導(dǎo)致最低電負(fù)荷升高。

切缸供熱機(jī)組調(diào)峰能力分析，由圖2 可知，設(shè)計(jì)抽凝工況的負(fù)荷區(qū)間為132～330 MW，設(shè)計(jì)切缸工況的負(fù)荷區(qū)間為83～179 MW。機(jī)組在不考慮供熱限制的條件下，靈活切換兩種運(yùn)行方式，設(shè)計(jì)調(diào)峰區(qū)間為83～330 MW。

供熱能力方面，由圖2 可知，機(jī)組設(shè)計(jì)正常抽汽工況運(yùn)行方式下供熱區(qū)間為0～430 t/h，設(shè)計(jì)切缸工況運(yùn)行方式下供熱區(qū)間為：298～649 t/h。機(jī)組在不考慮負(fù)荷限制的條件下，靈活切換兩種運(yùn)行方式，設(shè)計(jì)供熱區(qū)間為0～649 t/h。

根據(jù)試驗(yàn)結(jié)果，切缸供熱機(jī)組調(diào)峰能力和供熱能力實(shí)際區(qū)間與設(shè)計(jì)區(qū)間存在偏差，機(jī)組的實(shí)際調(diào)峰區(qū)間為103～330 MW，實(shí)際供熱區(qū)間為0～591 t/h。

4 結(jié)語

以300 MW 切缸供熱機(jī)組為例，通過供熱狀態(tài)調(diào)峰能力試驗(yàn)來獲取機(jī)組在各抽汽工況下的實(shí)際調(diào)峰能力與供熱能力數(shù)據(jù)，在切缸、抽凝兩種運(yùn)行方式下，機(jī)組調(diào)峰能力和供熱能力實(shí)際區(qū)間與設(shè)計(jì)區(qū)間進(jìn)行比較，機(jī)組最低負(fù)荷升高了20 MW，最高供熱量降低了58 t/h。

機(jī)組在各抽汽工況下的負(fù)荷上、下限實(shí)際值與設(shè)計(jì)值偏差較大的原因是：供熱機(jī)組長期運(yùn)行，綜合性能下降；供熱機(jī)組抽汽參數(shù)偏離設(shè)計(jì)值較大；出于對供熱機(jī)組的保護(hù)，發(fā)電企業(yè)對部分保護(hù)參數(shù)設(shè)置相對保守。