汽轮机深度调峰能力研究

汽轮机深度调峰能力研究
国内燃煤发电机组容量不断增大，同时随着国内用电总量的变化，对大机组调峰能力的要求越来越高。

特别是电网容量的不断扩大，电网负荷峰谷变化区间，600MW及以上火电机组参与深度调峰已势在必行。

文章从汽轮机深度调峰能力入手，对影响汽轮机调峰能力的因素进行阐述，并且详细地分析汽轮机深度调峰的技术途径以及优化措施。

标签：汽轮机；深度调峰；途径；措施
前言
国内新能源发电机组总容量快速增加，但大部分新能源机组均受季节和天气影响较大，负荷变化具有不可预见性。

特别是新能源机组容量占比较大的地区，要求火力发电机组参与深度调峰。

根据电规总院报告，2016年上半年，甘肃弃风率47%，新疆弃风率45%，吉林43%，内蒙古30%。

根据中电联《2016年全国电力行业供需形势报告》分析，2015年全口径火电发电量同比下降2.3%，已连续两年负增长，火电发电设备利用小时创1969年以来的年度最低值4329小时。

这表明我国电力行业即将进入供大于求的局面。

针对这一情况，目前采取的对策是关停、降低小机组的运行时间，采用大型发电机组进行电网调峰并提高已有煤电机组的深度调峰能力、快速爬坡能力以及快速启停能力，为消纳更多波动性的可再生能源，灵活参与电力市场创造条件。

1 深度调峰主要技术路线
1.1 机组背压供热。

机组背压供热就是通过对导汽管蝶阀、真空系统、低压转子以及控制系统进行改造，在机组深度调峰时关闭中低压缸导汽管蝶阀，大幅减少进入低压缸蒸汽量[1]。

1.2 蓄热罐供热。

在储热思路上发展出外置“蓄热装置”能提高机组深度调峰能力的技术路线。

以现世界上最大蓄热储水罐为例，最大容量70000m3，进水温度92℃，能满足400MW机组锅炉9小时满负荷出力能量存储[2]。

1.3 热泵+蓄热罐。

利用电能（蒸汽）作为热泵直接驱动力，以汽轮机乏汽冷凝热为热源，吸收汽轮机凝汽器冷却水中的低品位热能。

将热泵回收的余热作为机组基础热源，并与蓄热罐结合实现热电解耦。

1.4 旁路供热。

对旁路系统进行改造，并进行增容。

当电网需求降低时，如汽轮机采暖抽汽供热量不能满足供热需求，可以通过汽轮机的旁路进行供热弥补供热的不足，达到既满足电网的需求，又能够满足热网的需求的目的。

1.5 电锅炉供热。

增加电锅炉，当电网需求降低时可增大电锅炉用电量，实现热电解耦，达到满足电热需求的目的。

2 汽轮机专业面临的主要问题
2.1 机组振动影响。

在低负荷运行时，流入低压缸的蒸汽量减少，鼓风效应明显，可能导致低压缸排汽室温度升高。

排汽温度的上升会引起低压缸的变形和轴承位置的变化，从而可能导致机组振动异常增大。

长时间低负荷运行时，这种可能性不能忽略。

2.2 调门运行。

负荷迅速升降时，调门的安全运行策略和自动实现方式，以及汽轮机通流部分热应力的安全性。

低负荷运行时，调门开度很小的条件下，调节级安全性需确认。

负荷率对汽轮机热耗的影响也是极其明显的，主要是蒸汽初参数和阀门的节流损失的影响。

低负荷下主蒸汽流量降低，如果关小阀门开度，节流损失非线性增加；而若维持阀门开度，降低蒸汽参数，此时机组循环效率降低，经济性下降。

故汽轮机热耗与负荷始终存在一个近似反比的关系。

2.3 低负荷时低加疏水。

在低负荷时，低压加热器抽汽压力降低，可能导致低压加热器疏水困难，引起各加热器水位出现报警。

2.4 给水系统。

负荷降低，除氧器进汽压力降低，前置泵的有限汽蚀余量降低，有可能造成前置泵汽蚀。

给水流量的降低会使再循环调门开启以满足给水泵最小流量要求，会造成对调门阀芯的严重冲刷，使阀门关闭不严，降低了给水泵带负荷能力。

由于深度调峰时对机组降负荷运行時间的不确定，导致给水泵在低负荷运行时一般保持备用。

低负荷运行时，对汽泵的控制，水位的控制难度增加，存在给水泵抢水、给水波动的风险。

2.5 辅机的安全运行。

在低负荷下，众多配备变频器的辅机在低转速下运行，需要确认振动安全性；未配备变频器的辅机在变频器改造的时候应注意原来这些辅机被设计为定速运行，改为变速运行，有可能发生轴系振动、裂纹甚至转子断裂、叶片飞出等事故；各辅机和系统的自动控制在深度调峰时不能投入，这些问题都需要进行深入研究和提出解决方案。

3 深度调峰试验
深度调峰试验是深度调峰操作的基础，只有在完成深度调峰试验的基础上总结、分析并深入研究机组在低负荷工况下的运行特性，才能做好深度调峰汽机的运行操作与事故处理。

某厂2x660MW机组汽轮机型号为CLN600-24.2/566/566超临界一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮发电机组。

该厂于2017年7月7日完成了深度调峰试验。

3.1 汽轮机专业深度调峰的边界条件。

（1）汽轮机轴振、瓦振过大。

（2）汽轮机轴承瓦温过大。

（3）高、中压缸胀差异常。

（4）低压缸排汽温度高。

（5）小机转速过低、给水流量过低。

当任一参数达到边界条件后应暂停降负荷或终止试验，由运行人员由运行人员按规程处理。

条件改善后继续试验，若无改善则本负荷为试验最终负荷[4]。

3.2 试验方法。

（1）机组由330MW（50Pe%）以上负荷手动降至265MW （40Pe%）。

（2）机组在265MW负荷稳定运行不少于2小时。

（3）机组由265MW 手动降负荷，以确认当前最低深度调峰能力，直至任一参数达到深度调峰边界条件。

3.3 试验过程。

机组于2017年7月7日进行了深度调峰试验，主要的操作有在470MW负荷运行时切为单阀运行，415MW负荷运行时小机气源切为辅汽并保持四段抽汽热备用；340MW负荷运行时给水泵再循环调门全开。

负荷降至235MW，脱硝B侧入口烟气温度293℃，调整锅炉燃烧，脱硝B侧入口烟气温度仍降低至289℃，停止试验，触发试验下限的边界条件是脱硝系统入口烟温低。

3.4 试验分析。

触发最低试验负荷的边界条件是脱硝系统入口烟温低，在最低深度调峰负荷边界条件处，汽轮机及其辅机在最低深度调峰负荷下运行稳定，完全满足深度调峰的要求并还有进一步调峰的能力。

但仍需进行长期运行以暴露问题，提出改善措施。

4 技术改造路线建议
本文重点阐述了深度调峰的技术路径、汽轮机的影响因素并详细说明了某厂深度调峰试验，对大型煤机深度调峰具有重要的借鉴和指导作用。

以下总结了常用改造技术路线和建议。

4.1 自身调峰潜力挖掘。

所有火电企业无论是供热机组还是纯凝机组，首选的火电灵活性方案是在不进行任何投资改造基础上，挖掘机组本身的深度调峰潜力。

4.2 机组背压供热。

在背压供热方式下如果机组可以长期安全稳定运行，则此方案为机组深度调峰的最佳方案，考慮到机组调峰负荷初末期受锅炉最低稳燃负荷、深寒期受外界供热负荷的影响，可以增加储热罐，并与之配合运行，以满足机组深度调峰的需求。

对于汽轮机专业，真空系统、控制系统需优化，低压转子改造。

4.3 储热罐供热。

不受厂区空间限制，且供热期大部分时间机组在非热电解耦时段抽汽余量满足解耦时段需求，当前首选的机组深度调峰技术方案为蓄热罐改造方案。

4.4 热泵+储热罐供热。

在现有供热负荷不变或新增热负荷没有超出机组供热能力的情况下，采取热泵改造增加了机组的供热能力，对机组实现热电解耦、提升调峰能力有积极作用。

对于汽轮机专业，此方案改造最少、最安全。

4.5 旁路供热。

旁路改造投资较少，但高低压旁路联合运行控制复杂，且长时间运行后存在阀门泄漏的风险，考虑到机组旁路设计容量有限，对于采暖抽汽量不高的机组，可考虑采用再热蒸汽冷段或热段减温减压进行供热。

对于汽轮机专业，主要考虑轴向推力、转子冷却以及优化控制。

4.6 电锅炉供热。

电锅炉改造对辅助调峰政策依赖性大，一旦调峰补偿政策不能延续，对电厂经济收益造成损失。

从政策风险及能源的有效利用方面考虑，机组在采取其他方案改造后不能达到调峰基准要求时，推荐采取电锅炉改造方案。

此方案适用各种边界条件机组的改造，对机组系统影响最小。

5 汽轮机优化措施
5.1 优化运行方式。

机组降负荷运行时采用滑压运行与定压运行比具有明显优势：无节流损失或节流损失较小；部分负荷下高压缸效率下降较少；给水泵功耗小；温度基本不随负荷变化，汽轮机热应力小；有利于再热汽温的调节。

5.2 辅机节能优化。

开展冷端优化分析，寻求在不同的环境温度和运行负荷下选取机组真空和循泵运行方式的最优组合；对大型辅机进行变频改造，有效降低厂用电率。

参考文献：
[1]万燕.大型热电联产机组高背压供热改造全工况热经济分析[J].电力建设，2016（6）.
[2]田立顺.蓄热罐在热电联供集中供热系统的应用[J].煤气与热力，2016（11）.。