山西省调供热机组调峰能力综述

王雪峰，张 畅，王 进

（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）

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6 500万kW。其中，火电约5 000万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3 271.3万kW，约占省调火电装机容量的65.4%。其中600 MW等级的机组9台，容量为5 400 MW；500 MW等级的机组2台，容量为1 000 MW；300 MW等级的机组66台，容量为20 700 MW（含火电机组60台，燃气机组6台）；200 MW等级的机组11台，容量为2 270 MW；135 MW等级的机组17台，容量为2 325 MW；100 MW等级的机组2台，容量为200 MW；50 MW等级的机组17台，容量为818 MW。

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300 MW机组、昔阳安平150 MW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330 MW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，如神二500 MW机组、兆光300 MW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600 MW机组、昱光300 MW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50 MW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330 MW机组、瑞光2台300 MW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330 MW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320 MW机组、兴能1、2号机300 MW机组、关铝1号机200 MW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135 MW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20～30%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。

4.4 非调整抽汽的影响

山西省内部分发电企业进行供热改造时热泵驱动汽源、加热汽源、热网汽动循环水泵汽源等采用了非调整抽汽或辅汽，其抽汽压力和抽汽量主要受到汽轮机总进汽量的影响，调节能力较差，当电负荷较高时，进汽量升高，抽汽口压力也上升，抽汽量自然就增加；当电负荷减少时，进汽量下降，抽汽口压力也下降，抽汽量自然也下降[1 1]。因此，在低负荷时抽汽压力和抽汽量不能满足需求，对机组的调峰能力影响很大，建议相关的热电企业进行相应的技术改造增加设备用汽源。

4.5 背压运行供热机组的影响

对于采用低压转子高背压改造或光轴改造的机组，其供热蒸汽全部通过汽轮机做功，导致供热量与发电量相互耦合性很强，这种机组的负荷调节很差，基本不具备调峰能力。这种供热方式一般具有很强的供热能力，适宜接带基本热负荷，而由其他抽汽供热机组带尖峰加热器运行。为保证机组运行安全稳定，建议这类型机组的出力不宜大幅调整，且需做好机组发生非停时的应急措施。

5 结束语

目前，山西省内清洁取暖占比距政策目标还有一定差距，燃气、地热、太阳能等清洁取暖方式在山西省总体占比不高，现状中热电联产方式是山西省清洁取暖的主力。因此，还将已投产的机组进行供热改造，新投产机组也基本全为供热机组，随着集中供热面积的不断扩大，必将使当前原本紧张的热电矛盾更加恶化。为进一步提升供热机组的调峰能力相关各方还需做好以下几方面的工作。

a）应加强供热机组的监管力度，供热改造必须在统筹兼顾的基础上选取妥善的方案，需考虑机组运行方式、发电出力限制及备用热源的互供等因素，避免盲目采用打孔抽汽、辅汽供热等供热改造方式，严格限制以热抢电的大型供热改造工程，已投运的供热机组应达到规定的热电比指标要求。

b）需继续做好山西省电力辅助服务市场建设与运营，通过试运行逐步完善补偿机制等相关工作。鼓励热电机组提供深度调峰辅助服务，提高热电企业提供辅助服务的积极性。

c）各发电集团应选择试点电厂逐步开展火电灵活性提升改造工程，实现热电解耦，充分挖掘热电机组的调峰潜力，进一步提高电力调度、热力调度在冬季负荷低谷时段的运行灵活性。

d）热力公司应加快推进供热区域热网的互联互通，实现各类热源联网运行，提高同一供热地区热源点的互供能力，做好供热应急联动措施，进一步提高供热系统运行的可靠性、灵活性和稳定性。

e）各热电企业应加强供热机组运行、维护、检修管理工作，积极创造条件解决影响机组供热和调峰能力的技术问题，确保安全可靠运行。