提升大型火电机组出力应对电网峰值负荷的分析

阎维平，路 长，周义刚，刘卫平

(1．华北电力大学 能源动力与机械工程学院，河北 保定071003;2．天津市电力公司 电力科学研究院，天津300384)

0 引言

随着经济的持续快速发展及人民生活水平的提高，工业用电的比例下降，电网峰谷差日益增大［1，2］。近期，国家电网公司为应对城市雾霾提出“以电代煤”、“以电代油”的规划，加上新能源发电的随机性、不可调度性的并网［3］，电网和电厂都面临着不断加重的调峰任务。目前应对短时电网用电高峰的方法主要有紧急启动燃气、燃油等储备发电容量，或拉闸限电。由于峰谷差的增大，且用电高峰持续时间短，导致按照电网高峰负荷规划和建设的电力设备利用率低，增加了设备的投资、运行与维护成本［4］。

国家火电占75%以上，大型高效先进机组份额逐年增加，如果能使在役的高效发电设备在燃煤煤质与主辅设备允许的条件下短时增加出力，适度降低机组经济性，则可减少不可用的储备容量，大幅度节约建设新电厂的成本。因此，挖掘在役大型火电机组的潜力，研究技术经济与安全均可行的短时调峰方式是很有必要的。

以往的技术文献［5～8］均集中于火电机组应对低谷的调峰研究与实践，鲜见有文献报导应对高峰负荷的调峰方式的研究。本文作者从解列高压加热器、增加汽轮机内做功蒸汽量、且满足电站主设备容量合理匹配原则的思路出发，对基于热力学的基本原理进行了深入全面地计算分析，所得结论具有参考价值。

1 基本原理

为了提高水蒸气动力循环的效率，火电机组均采用汽轮机多级抽汽加热锅炉给水的回热循环，典型600 MW 机组为三级高加(图1 所示1～3)、除氧器与四级低加(图1 所示5～8)。解列高压回热加热器可使高加抽汽在汽轮机内做功，从而直接使机组发电负荷快速上升。但同时由于减少了部分抽汽而增加了汽轮机排汽，加大了排汽损失，因此，汽轮机热耗率会相应降低，供电煤耗增加，锅炉燃煤量增加，但锅炉的蒸汽出力维持不变。

由于汽轮机热力系统设计中均配置了解列高加所需要的管道阀门控制系统，解列高加属机组的常规操作。已有的运行经验表明，由于高加故障等原因而解列600 MW 机组的一台高加后，机组负荷迅速增加30 MW 以上［9］。

根据水蒸汽动力循环电站主设备容量匹配原则，能量转化流程的下游设备容量大于上游设备容量;即锅炉容量裕度＜汽轮机容量裕度＜发电机功率裕度。锅炉容量裕度最小，汽轮机最大功率比锅炉大5%，发电机功率裕度比汽轮机最大功率大5%。因此，解列一台高压加热器后锅炉出力不变，而汽轮机与发电机出力短时增加，并不与主设备容量配置原则发生冲突。

图1 600 MW 等级水蒸气动力循环电站热力系统简图

2 技术经济性计算

以典型600 MW 等级发电机组为例。由于锅炉蒸汽参数与汽轮机进汽量不变，按定流量方法［10］计算解列1 号高加时功率增加的值以及各参数的变化量。

2.1 计算的初始条件

(1)1 号高加解列后，其余各加热器出口水温不变，即各回热加热器端差控制不变;

(2)由于燃煤量变化不大，近似取锅炉热效率不变;

(3)忽略汽轮机排汽量增加使凝结水泵功率增加，燃煤量增加使磨煤、送引风电耗增加等。

2.2 计算方法与步骤

为了按定流量方法计算1 号高压加热器解列后各段抽汽份额、各经济性指标和机组功率，需要先按定功率方法计算600 MW 负荷时的蒸汽流量、各段抽汽份额和各热经济性指标。

2.3 定功率计算方法

1 号高加的能量平衡方程:

式中:h1为抽汽焓值，kJ/kg;为疏水焓值，kJ/kg;∂fw为给水份额，1;hw1为出口水的焓值，kJ/kg;hw2为2 号高加出口水的焓值，kJ/kg。

按相同方法列出其他各级加热器的能量平衡方程，求出抽汽份额和疏水份额。再根据各抽汽份额求出每股汽流所做的比内功，加和求出1 kg 蒸汽做的比内功wi。由式(4)计算汽轮机进汽流量D0

式中:Pe为机组实际功率，MW;ηm为机械效率，%;ηg为发电机效率，%。根据汽轮机进汽流量和各汽水流量份额求出各汽水流量的绝对量。

2.4 定流量计算方法

1 号高加的能量平衡方程:

式中:Dfw为给水流量，t/h。

由于需要对高压加热器解列前后各抽汽份额进行对比，因此将上述式(5)与式(6)两端同除以D0，变换为

按相同方法列出其他各级加热器的能量平衡方程，求出抽汽份额和疏水份额。再根据各抽汽份额求出每股汽流所做的比内功，加和求出1 kg 蒸汽做的比内功wi。最后由式(9)求出机组输出功率。

式中:D0为定功率方法下求出的额定流量，t/h。

3 计算结果及分析

表1 与表2 为解列1 号高加前后的参数与各主要指标的计算结果。

表1 1 号高加解列前与解列后的抽汽份额

表2 1 号高加解列前与解列后各项经济性指标

计算结果表明，1 号高加解列后，锅炉给水温度下降25 ℃，燃煤量增加5．42%，净增10 t/h。发电量增加了4．47%，26．8 MW。燃煤量增长率比发电量增长率高，归因于机组效率降低0．36%。发电标煤耗率增加了2．8 g/kW·h。由于机组发电功率增加，在假定厂用电总量不变条件下厂用电率下降，供电煤耗增加2．3 g/kW·h。

4 对机组安全性的影响分析

关于高加解列对主辅机的影响，均需要针对具体的实施机组进行技术与安全性评估。

4.1 锅炉

由于锅炉蒸发量不变，对锅炉工质侧的承压部件的安全性没有负面影响。因锅炉给水温度降低使锅炉增加了10 t/h(5．42%)的燃煤量，锅炉单位时间放出的热量增加，增加了炉膛结渣的风险［11］。对流受热面烟气流量增加，可能会带来过热器减温水增加或超温。所以，参与调峰的锅炉的燃用煤种应具有较高的灰熔点，过热器减温水具有一定的裕度。

4.2 汽机侧

由于汽轮机蒸汽流通量增加，输出功率增加，汽轮机叶片所受应力增加，但增加幅度仍满足主设备容量合理匹配的原则。由于蒸汽流速提高，蒸汽与汽缸内壁换热系数增大，导致汽轮机汽缸内外壁温差增大，引起汽缸热变形增大，漏汽损失增大。排入凝汽器的蒸汽量增多而增加了凝汽器的负担，凝结水泵的出力也要相应增加。目前大型机组的汽轮机中低压缸多采用对称布置，可以有效地抵消轴向推力，因此，蒸汽量增加对汽轮机轴承的受力影响不大。

4.3 辅机

由于燃煤量增加5%，所以制粉系统和送风系统出力增加，即磨煤机、一次风机和二次风机的出力均有所增加。按辅机设计原则，均在容量允许范围内。

5 结论

以600 MW 燃煤汽轮发电机组为例的计算与分析表明，通过解列高压加热器、增加机组发电功率以应对电网短时峰值负荷的调峰方式具有技术与经济上的可行性，满足现役电站的主辅机蒸汽循环电站主设备的容量匹配，不会对机组运行安全性构成危险。最高级高压加热器解列后，锅炉输出的蒸汽流量与参数不变，汽轮机发电机组输出功率增加4．47%，机组净效率下降0．36%，供电标准煤耗增加2．3 g/kW·h。燃煤量增加5．42%，增加了结渣风险，烟气量增加，且要求减温水调节有一定的裕度。与采用备用机组等其他传统调峰比较，具有无需设备改造、负荷提升迅速、减少电网储备容量，节约电站建设投资等优点。如果在电网短时缺电时段，有10 台600 MW 机组按此模式应对高峰负荷，可迅速增加近300 MW 的发电功率。

［1］吕学勤，刘刚，黄自元．电力调峰方式及其存在的问题［J］．电站系统工程，2007，23(5):37-40．

［2］潘欢，陈锦麟，张党强，等．计及抽蓄电站调峰运行的水火电优化调度［J］．电力科学与工程，2013，29(10):1-5．

［3］张宏宇，印永华，申洪，等．大规模风电接入后的系统调峰充裕性评估［J］．中国电机工程学报，2011，31(22):26-31．

［4］修晓青，李建林，惠东．用于电网削峰填谷的储能系统容量配置及经济性评估［J］．电力建设，2013，34(2):1-5．

［5］王涛，屠珊，董宝光，等．电网调峰方式的探讨与选择［C］．西安:西安热能动力学会，西安交通大学，2007:186-189．

［6］刘兴军，郝俊利．国产300 MW 火电机组调峰方式研究［J］．内蒙古石油化工，2011，37(1):22-23．

［7］王 凯，黄葆华，司派友．火电机组调峰裕度的影响因素研究［J］．节能技术，2012，30(1):52-54．

［8］盛德仁，任浩仁，陈坚红，等．600 MW+120 MW 复合蓄热循环调峰机组参数分析［J］．中国电机工程学报，2001，21(10):88-90，95．

［9］耿晓波，俞辉．浅析高加解列中的若干问题［J］．汽轮机技术，2004，46(5):395-396．

［10］郑体宽．热力发电厂［M］．北京:中国电力出版社，2008．

［11］刘峻夫．给水温度降低后产生的问题［J］．东北电力技术，2002，23(1):44-45．