山西省调供热机组调峰能力综述

0引言根据2014年国务院办公厅颁布的《能源发展战略行动计划（2014—2020年）》，到2020年非化石能源占一次能源消费比例应达到15%，为此，我国清洁能源将继续保持快速发展态势，而以煤为主的能源资源条件决定了我国以煤电为主的电源装机结构在相当长时期内不会发生根本改变，未来随着水电、核电、风电、太阳能等清洁能源的快速发展，煤电在我国电源装机中的比重将不断下降。

同时清洁能源的消纳必须要克服其随机波动的缺点，这就需要电网必须配套足够的调峰调频容量，以保证电网灵活调度和安全稳定运行[1-2]。

近年来山西电网的风电、光伏等新能源装机容量发展迅速。

截止2017年11月底，山西电网直调装机容量约6500万kW 。

其中，火电约5000万kW ，占装机容量的76.32%；风电约850万kW ，占装机容量的12.97%；光伏450万kW ，占装机容量的6.87%[3]。

风电、光伏发电产业已经成为仅次于火电的第二、第三大电源；但由于山西省具有富煤、缺水、供暖需求大的特点，调峰能力差的空冷供热机组占相当大的比重，在冬季供暖期间民生供热、新能源消纳、电力供需的矛盾较为突出。

发电机组运行方式明显呈现“供热期供热机组运行（部分供热机组及全部非供热机组停运）、其他时段非供热机组运行（部分非供热机组及全部供热机组停运）”的态势[4]。

为贯彻国家新能源优先发电政策，实现大规模、高比例新能源消纳，山西电网面临调峰运行的难题[5-8]。

1山西省调供热机组现状近年来，山西省各地区持续推进“清洁取暖、集中供热”工作，各地市供热面积不断扩大，改造及新投供热机组容量逐年增加，截止2017年11月底，山西电网直调大型供热机组共计52个电厂，124台机组（其中燃煤机组115台，燃气机组9台），容量合计3271.3万kW ，约占省调火电装机山西省调供热机组调峰能力综述王雪峰1,张畅2,王进1（1.国网山西省电力公司电力科学研究院，山西太原030001；2.山西电力交易中心有限公司，山西太原030001）摘要:近年来山西电网的风电、光伏等新能源装机容量发展迅速，但灵活调节电源比重低，在冬季供暖期间民生供热、新能源消纳、电力供需的矛盾较为突出。

通过分析山西省电网直调供热机组的现状、热力系统型式和限制调峰性能的因素，研究了影响电网调峰能力的主要问题，提出了针对性的建议，分析结果对电厂进行供热改造和电网调峰性能评价具有一定参考意义。

关键词：热电联产；供热改造；调峰性能中图分类号:TM621文献标志码:A文章编号:1671-0320（2019）01-0069-04收稿日期：2018-09-10，修回日期：2018-10-26作者简介：王雪峰（1973），男，山西兴县人，1996年毕业于武汉水利电力大学电厂热能动力工程专业，高级工程师，从事汽轮机试验及故障诊断处理等工作；张畅（1986），女，山西太原人，2009年毕业于中国防卫科技学院信息安全专业，工程师，从事电力交易组织及分析工作；王进（1980），男，山西保德人，2007年毕业于太原理工大学热能与动力工程专业，高级工程师，从事汽轮机调试及试验研究工作。

第1期（总第214期）山西电力No.1（Ser.214）2019年2月SHANXI ELECTRICPOWERFeb.201969··山西电力2019年第1期容量的65.4%。

其中600MW等级的机组9台，容量为5400MW；500MW等级的机组2台，容量为1000MW；300MW等级的机组66台，容量为20700MW（含火电机组60台，燃气机组6台）；200MW等级的机组11台，容量为2270MW；135MW等级的机组17台，容量为2325MW；100MW等级的机组2台，容量为200MW；50MW 等级的机组17台，容量为818MW。

2供热机组热力系统型式目前，山西电网各电厂供热机组的热力系统组成包括以下3个类别：机组原设计的传统供热系统、纯凝机组改造为供热机组供热系统、供热节能改造后的热力系统。

2.1传统供热系统从汽轮机中间抽汽对外供热的汽轮机称为抽汽式汽轮机。

这类型机组分低压调节抽汽汽轮机（单抽式供热汽轮机）和高、低压可调节抽汽汽轮机（通称为双抽式供热汽轮机）两种型式。

2.1.1低压调节抽汽系统常用的采暖、通风和生活用热水供应热负荷采用该抽汽系统。

在汽轮机通流部分中增设可调整的旋转隔板或在中、低连通管上增设蝶阀，通过调整旋转隔板或蝶阀开度来控制抽汽压力和抽汽流量，如大唐临汾300MW机组、昔阳安平150MW机组等。

2.1.2高、低压双抽汽式供热系统可同时满足工业用蒸汽和采暖用热水的需要，在汽轮机通流部分中增设两级可调整的旋转隔板或一级可调整的旋转隔板并在中、低连通管上增设蝶阀，通过调整旋转隔板或蝶阀开度来控制抽汽压力和抽汽流量。

这两段可调整抽汽流量在一定范围内不随汽轮机的负荷而变化，用以保证供热的需要而不受发电量的制约，如太原二电厂12、13号机330MW机组。

2.2常规供热改造系统2.2.1改造为中间抽汽供热系统在汽轮机通流部分中增设可调整的旋转隔板或在中、低连通管上增设蝶阀。

供热期通过调整旋转隔板或蝶阀开度来控制抽汽压力和抽汽流量。

抽出部分蒸汽经汽—水加热器加热热网循环水供热；非采暖期，旋转隔板或蝶阀大开，按纯凝机组运行发电。

因抽汽压力较高，热网循环水的供水温度高，基本不用配置尖峰加热器，如神二500MW机组、兆光300MW机组等。

2.2.2采用辅汽系统的供热系统采用该系统供热的汽源取自机组的辅汽系统，供热抽汽量由进入汽轮机的蒸汽量来决定，而供热抽汽量又取决于热用户负荷的大小，因此机组的最低负荷受热负荷的限制。

采用该供热方式的供热面积一般都偏小，不适用大型的集中供热系统，如武乡600MW机组、昱光300MW机组。

2.2.3采用主汽减温减压系统的供热系统采用该系统供热的汽源来自机组的主汽减温减压系统，运行经济性较差。

采用该供热方式的供热面积一般都偏小，不适用高参数、大容量机组，如永皓50MW机组。

2.3采用新型技术改造的供热系统2.3.1直接空冷机组高背压直接供热系统在供热期利用空冷机组可以高背压运行的技术特点实现直接供热，排汽直接加热热网循环水，实现了蒸汽热量的大部和全部利用，变蒸汽废热为供热热量，汽轮机的冷源损失大幅减少，但在低负荷、高背压工况下可能出现低压缸排汽过热现象。

目前进行该技术的机组较多，如国电榆次1号机330MW机组、瑞光2台300MW机组等。

2.3.2采用吸收式热泵的供热系统包括直接空冷机组采用常规温差的热泵改造技术、直接空冷机组采用大温差的热泵改造技术、湿冷机组采用常规的热泵改造技术。

如河曲2台600 MW机组、晋能长治热电2台330MW机组等。

2.3.3机组高背压改造直接供热系统2.3.3.1低压转子高背压改造高背压改造后实现乏汽直接供热加热热网循环水，实现了蒸汽热量的大部和全部利用，变蒸汽废热为供热热量，汽轮机的冷源损失大幅减少。

如阳光4号机320MW机组、兴能1、2号机300MW 机组、关铝1号机200MW机组等。

2.3.3.2低压转子光轴改造改造后实现中压缸排汽直接供热加热热网循环水，实现了蒸汽热量的全部利用，汽轮机无冷源损失，如广宇2号机135MW机组等。

3供热机组调峰能力的限制条件在进行供热机组调峰性能分析计算时，影响70··机组最大、最小负荷的限制条件主要如下。

a）进入汽轮机的最大蒸汽流量不超出锅炉最大蒸发量，一般取其最大连续出力工况下的主蒸汽流量。

b）进入汽轮机的最小蒸汽流量不低于锅炉最低稳燃的蒸发量。

c）进入低压缸的蒸汽流量不低于厂家的设计冷却蒸汽流量，保证有足够的蒸汽带走低压缸产生的鼓风损失。

d）机组供热蒸汽参数达到供热要求。

e）机组供热抽汽口前与供热抽汽口之间级段压差不超过允许极限。

f）机组功率不低于为满足中压缸排汽温度不超过规定限值而设定的最小功率。

g）空冷岛冬季运行时为了防冻，有最小排汽量限制。

h）考虑主机实际运行经济性差、热耗率高以及运行安全稳定等因素。

4影响调峰能力的主要因素电网安全稳定运行的必要条件是有充足的调峰能力，目前山西电网直调供热机组在冬季供热期间只具有20耀30%的调峰裕度，受风电随机性的影响，电网的调峰能力严重不足，以下对供热机组影响山西电网调峰能力的主要因素进行深入分析。

4.1中低压连通管蝶阀的调节问题不论是设计抽汽供热还是改造抽汽供热机组，一般都是通过中低压连通管上的蝶阀与抽汽调整阀门来协调控制抽汽参数和流量，从而当电功率一定时，抽汽流量可在一定范围内调整，当供热量一定时，发电出力可在一定范围内调整。

但省内相当部分机组由于存在卡涩现象或运行顾虑的原因，机组中低压连通管蝶阀开度在30%左右，导致供热抽汽压力维持下限运行，在抽汽量较大时机组负荷下限调节幅度严重不足，或者在负荷较低时抽汽能力严重不足，对机组的调峰性能影响很大，建议相关的热电企业通过检修手段和调整试验保证中低压连通管蝶阀的灵活调节。

4.2直接空冷系统最小防冻流量的影响当供热量保持不变时，直接空冷系统最小防冻流量升高，机组最大负荷将不变，而最小负荷将升高，机组可调峰范围减小。

尤其对于乏汽余热利用供热机组在供热期间存在汽轮机排汽可能部分或全部回收利用的情况，导致空冷岛少进或不进乏汽的情况。

因此，直接空冷供热机组应加强空冷系统隔离、防冻监测的预控措施，并对空冷系统进汽蝶阀、凝结水阀、抽空气阀的运行方式进行合理优化，在供热期间采取关闭部分空冷蝶阀的方法减小空冷系统最小防冻流量，从而达到提高机组调峰性能的目的。

4.3高背压运行供热机组的影响近年来，山西省内相当一部分直接空冷抽汽供热机组开展了乏汽余热利用改造工作，通过加装乏汽凝汽器，提高运行背压达到利用部分或全部乏汽潜热的目的。

在供热高峰期，当供水温度要求较高时，除利用汽轮机部分或全部排汽通过热网凝汽器加热循环水作为基本加热手段外，还利用原抽汽供热系统，提供部分抽汽作为尖峰加热手段，继续加热循环水，从而达到外网要求的供水温度，改善了机组的供热能力与经济性能[9]。

一般来说，高背压运行供热方式适用于热网返回水温度较低、热网水量大、供热量大的供热系统。

但低压缸在小流量、高背压工况下可能出现过热的问题，导致机组最小负荷受限，调峰性能下降。

主要原因是末级叶片在小流量、高背压工况下出现了脱流现象，相关研究表明在同一质量流量工况下，随着背压的升高，末级动叶上的脱流越来越严重；同一背压下，级内流量越小，脱流区域越大[10]。

此时应注意不宜将运行背压升至过高，可通过增加抽汽量满足供热需求，必要时需对末级叶片进行改造。

此外高背压运行机组的供热特性与热网运行参数存在较复杂的耦合关系，在机组进行高背压改造前需进行适用性研究，深入掌握热网的实际运行特性，避免盲目进行改造。