浅谈关于热电机组参与电网深度调峰的技术改造

京能（赤峰）能源发展有限公司 胡长伟

随着现代科学技术的进步和现代工业的发展，社会对电能的需求不断增加。而伴随我国产业结构改革的不断调整，用电结构和需求也发生了较大变化，导致电网负荷峰谷差日益增大。在保证清洁能源优先发电的同时，传统的火电行业就要面临着为清洁能源出让发电空间。因此，大型火力发电厂参与电网的深度调峰已经十分迫切。本文以哈尔滨汽轮机厂生产的150MW热电机组为例，在保证正常的供热、供汽的同时，安全稳定的参与电网深度调峰的技术改造做出详细介绍。

以哈尔滨汽轮机厂生产的150MW热电联产的机组为例，该机组型号为CC135/N150—13.24/535/535/0.981/0.294，型式为超高压一次中间再热、单轴、双缸、双抽汽供热、凝汽式汽轮机，最大功率156.4MW。高中压缸采用内外双层缸结构，高压部分为反向布置，中压部分由9个压力级和1级回转隔板调节级组成，第12级后有两个工业抽汽口至工业抽汽，由第13级回转隔板来调整。第16级后中压缸排汽，上部有两个中压排汽口，经两根有柔性补偿能力的连通管流至低压缸。采暖抽汽压力、流量的调节方式由位于联通管上电动蝶阀调节，采暖抽汽管由连通管中接出。

哈尔滨汽轮机厂生产的150MW超高压一次中间再热、单轴、双缸、双抽汽供热、凝汽式汽轮机。工业抽汽单机设计最大抽汽量180t/h，采暖抽汽单机设计最大抽汽量240t/h。受负荷峰谷差日益增大和新能源装机容量大幅增加的影响，东北电网启动了调峰辅助服务市场，并下发了《东北电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿）》，随后2016年11月国家能源局东北能源监管局下发《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》，2017年8月国家能源局东北能源监管局下发《东北电力辅助服务市场运营规则补充规定》，规则中对调峰辅助服务包括的的基本义务调峰辅助服务和有偿调峰辅助服务进行了明确规定，要求参与电网深度调峰的机组负荷减至40%以下。

由于上述类型机组采暖抽汽由中压缸第16级后供给，其参数受到机组负荷影响较大。供热期深度调峰时，如想满足调峰要求，机组的供汽、供热已无法满足用户要求。为解决电网调峰与正常供热、供汽之间的矛盾，对该类型机组进行一系列的技术改造。

1 设备改造方案

首先，对旁路系统进行增容，利用低压旁路对外提供0.72MPa左右的工业抽汽和0.294MPa左右的采暖抽汽；其次，增加抽汽控制逻辑；再次，对各旁路供热工况的机组轴向推力进行核算，保障各负荷的推力安全性；最后，对中调门进行调节性能试验，试验合格后让中调门在深调期间参与机组负荷调节。

改造方案及安全性论述（以下安全性论证数据均基于原机组设计状态），该汽轮发电机组为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司产品。机组启动旁路系统采用高、低压两级串联旁路装置，其中高压旁路为30%容量高压旁路、即高旁阀进汽量为30%B-MCR。改造后将高压旁路容量提升至49%，并新增37%容量高压旁路对应的低压旁路，如此一来原先已有的30%容量高压旁路对应的低压旁路提供工业抽汽0.72MPa、300℃、70t/h，该参数的工业抽汽对应高旁阀进口流量约12%容量，故新增37%容量高压旁路对应的低压旁路，该低压旁路提供采暖抽汽能力0.294MPa、215℃，该参数的采暖抽汽对应高旁阀进口流量约37%容量。

高压旁路阀减温水来自高压给水泵出口参数为16.3MPa、181.7℃，低压旁路减温水来自凝结水泵出口参数为2.48MPa、32.5℃。采暖抽汽的疏水温度为130℃，回至4号低加和5号低加之间的凝结水管道，然后与凝结水一起经过4号低加加热后被送至高压除氧器；工业抽汽的补水温度为20℃，补至凝汽器。

通过上述对机组旁路供汽改造后，通过低压旁路可同时提供153MW采暖抽汽和工业抽汽70t/h（利用原有低旁出口提供0.72MPa、300℃、70t/h），同时机组参与深度调峰负荷降至45MW以内。经对热再抽汽后对汽轮机再热压力、中调门调节性能及安全性、高压通流叶片强度、机组推力、末级叶片安全性和最大采暖抽汽量变化等方方面面影响的核算评估。经过咨询哈尔滨汽轮机厂有限责任公司，认为此种旁路供汽改造方案具有可行性，经济性和安全性能够得到保证。

1.1 改造后抽汽量核算及相应热力计算

高低旁改造方案，是将锅炉主蒸汽和再热蒸汽抽出经高低压两级减温减压器后满足工业抽汽和采暖抽汽。由于将主蒸汽或再热蒸汽通过高低压两级减温减压器系统直接供至热热用户，降低了机组热利用率，降低了机组的发电功率，投资成本相对较低，能同时实现机组工业、采暖抽汽和深度调峰的能力。高低旁改造主要包括主蒸汽旁路和再热蒸汽旁路，所有这些旁路方案都是通过旁路阀和喷水减温器实现的。

通过高旁和低旁抽汽对外供热时，为保证供热时机组出力尽量减少，需保证低旁抽出的汽量要与高旁喷完减温水之后的汽量相同，这样对机组的推力和安全性影响最小，同时机组出力最低。本项目计算时，需保证主蒸汽抽汽经高旁减温水减温后与高排温度相当，低旁抽汽需设计两路抽汽，分别减温减压后供给0.72MPa的工业抽汽和0.294MPa的采暖抽汽。

1.2 旁路抽汽工况下机组安全性分析

本次改造方案未对汽轮机进汽量等参数产生任何影响，因此对于汽轮机本体运行不会产生任何影响，本方案中高压旁路需长时间稳定运行。

对通流强度的影响。由于高旁蒸汽减温减压后与冷段蒸汽混合进入再热器，需控制高旁蒸汽减温、减压后尽量与冷段参数接近，可更好的保证机组安全性。核算高压通流末几级动、静叶、隔板等强度均合格，在该工况下能保证高压通流叶片的安全性。

抽汽对机组推力的影响。旁路供热抽汽时，高中压缸的流量与压力变化、抽取减温水后对机组回热抽汽的影响，以及再热系统阻力的变化会对机组推力的有影响。再加上为保证再热器不超压，需要高排压力与再热流量保持线性关系，中调阀需要参与调节，对机组推力有进一步影响。经核算，机组在各抽汽工况下轴向推力均满足安全运行要求。

工业抽汽疏水未进入汽轮机回热系统对机组负荷的影响。当工业抽汽投入时，部分蒸汽量通过高旁抽汽管道经减温减压后进入再热器出来后、被新增热再抽汽管道全部抽走，供热后疏水回水未至汽轮机疏水系统，然后通过补凝结水保证给水流量。对汽轮机而言仅相当于纯凝工况下汽轮机多了一部分凝结水补水。

1.3 最大采暖抽汽量的确定

就该机组而言，为保证低压末级叶片安全性，进入机组的进汽量一般需维持在30%额定负荷左右。所以，最大采暖抽汽量出现的条件为机组最大进汽量480t/h条件下、同时低压缸排汽最小，此时高旁271.80t/h、高旁减温水14.00t/h，低旁抽汽量340.99t/h、低旁减温水共85.55t/h，对外提供工业抽汽量70t/h、采暖抽汽量356.53t/h，采暖抽汽量达到最大，供热负荷约233MW/h。

1.4 中调门参与调节的必要性

正常机组运行时，高排压力与负荷和进汽量成正比，通过锅炉再热器管道的流速也基本保持不变。当本项目采用高低旁供热抽汽时，通过锅炉再热器的再热蒸汽流量大于机组负荷对应的正常值，导致锅炉再热器超速、再热系统压损增加。因此，需通过减小中压调节阀的阀门开度来憋高高排压力、减小再热蒸汽比容，使锅炉再热器管道不超速。中调门参与调节高排压力调节，需阀门具有相应的调节能力。对于机组现有的中压调节阀，需通过调节阀调节性试验来验证中调阀的参与调节的能力。如调节能力不足，必要时需考虑更换新的中压调节阀。

2 供热改造后机组安全运行注意事项

机组进行供热改造时增设的抽汽管道、阀门等，在具体布置时应结合电厂实际情况妥善考虑，尽量不影响机组的正常检修，不影响机组的正常运行或留下事故隐患，危及机组运行安全；改造后的旁路系统在机组参与深度调峰时，高温高压的阀门需频繁操作，对该系统的阀门质量要求非常高，否则后续运行时故障率会很高。另外，此时旁路系统的投退是在锅炉负荷较高且几乎不变的情况下进行的，因此投入和退出时操作务必要缓慢，且管道要充分疏水，否则极易造成系统管道振动或异响等情况发生。若机组需频繁参与电网调峰，建议将该系统疏水常开，使其一直处于热备状态，这样不但能让系统投入时更安全、同时也能缩短投入时间，使深度调峰效益最大化。

改造后的旁路系统投退时，对锅炉汽包水位调节也会造成一定干扰。汽包锅炉的水位调节基本都是三冲量调节，而作为三冲量前馈信号主蒸汽流量的测点，大都在汽轮机的主汽门前，因此改造后的旁路系统投入后该流量会随之发生大幅变化，再加上主汽压力随之变化的影响，由此会对汽包水位的调节造成较大影响，所以这方面的调节方式还需进一步完善优化；改造后的旁路系统配备的逻辑必须完善，诸如一旦热网换热器事故解列，外送的采暖抽汽突然中断，而此时高温高压的旁路系统还在投入状态，势必会造成供汽抽汽管道超压以及对汽轮机相关系统造成冲击，后果不堪设想。所以，该系统的逻辑必须能妥善排除由于外界因素变化造成的一系列不安全因素。

实际供热运行时还要注意高排抽汽不超温。当旁路供热抽汽时，机组高排温度随着主蒸汽量的减小而升高，当高排温度超过报警值时需采取降低采暖负荷、增加高旁冷却水流量、增加机组电负荷等措施；在中调门参与调节时需保证高排不超温，其他瓦温、振动情况无异常；为防止低压缸排汽流量过小满足不了末级叶片的冷却流量而引起鼓风，实际运行及抽汽时要满足低压缸进汽压力不低于0.07MPa。此种情况各厂根据自身机组的运行情况而定。

改造后的旁路系统投入时，大原则就是让高低旁蒸汽流量相匹配，从而保证高、中压缸进汽量的匹配，最大程度减小机组运行时的轴向推力。中压调速汽门参与调节的意义亦是如此。但大多数机组的中压调速汽门在机组正常运行时是不参与负荷调节的，因此务必保证中调门的调节特性试验合格。实际运行时，为保证高、中压缸进汽相匹配，可采取在高、低旁出口分别加装流量测点，根据两侧点流量变化调节，也可根据高、中压缸调节级进汽压力的比值基本不变的原则来调节，有的机组中压缸调节级没有压力测点，也可选取离调节级最近的抽汽段压力测点来替代。

3 优缺点分析

缺点：将高温高压的蒸汽经过减温减压送出给用户，这本身就是很不经济的；改造后系统投入后大大增加了设备运行的噪声，对运行人员的身心健康造成不利影响；高温高压的管道阀门频繁操作具有一定风险，且一旦外界参数突然变化，可能会引发机组运行状态异常。

优点：系统改造投资小、见效快，且运行方式灵活，机组参与调峰的能力强，尤其是在电网调峰有偿服务的背景下，给企业创造的经济效益是很可观的；此种方式的改造，对汽轮机本身几乎没有什么影响，如想后续对汽轮机本身进高背压、低压缸切缸运行等方面的技术改造，是不受其影响的，对后续其它系统的改造有较强的适应性；仅此改造后的系统相对简单，后续检修维护也不复杂，维护成本也不高。

结论：鉴于各电厂实际运行情况各不相同，改造的方式方法也会因实际运行工况而各有千秋。但就实际投产运行情况看，经过上述对旁路系统的改造后，使该类型机组不但提高了原有机组的供热能力，且增强了机组参与深度调峰的能力。