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浅析燃气蒸汽联合循环供热机组调峰能力发布时间：2023-02-07T03:09:03.946Z 来源：《中国电业与能源》2022年9月17期作者：王天雨[导读] 燃气蒸汽联合循环具有效率高、环保低排放、调节特性强等特点王天雨大唐佛山热电有限责任公司广东佛山 528000摘要：燃气蒸汽联合循环具有效率高、环保低排放、调节特性强等特点，在日益严格的环保要求下，特别适合在负荷中心向周边提供电能、热能等。
提升供热调峰能力能够促进能量梯级、高效利用，可以减少电能远距离输送过程中的损失，回收发电过程中低品位热量供给周边用热单位，降低用热企业的制热成本。
关键词：燃气蒸汽联合循环；供热机组；调峰能力；因素；提升热电联供作为能源利用发展趋势的形式在各地得到推广应用，并且燃气蒸汽联合循环机组在启停速度、调峰速率、污染排放等各方面展现出诸多优势。
而且提升燃气蒸汽联合循环供热机组调峰能力，能够使其功能优势更加明显，基于此，以下就燃气蒸汽联合循环供热机组调峰能力进行了探讨。
一、燃气蒸汽联合循环过程的概述燃气蒸汽联合循环过程主要表现为：空气由燃气轮机的进气装置引入压气机压缩后，进入环绕在燃机主轴上的分管式燃烧室。
经过调压站分离、过滤和减压，满足燃机进口要求的天然气再经过燃机天然气前置模块的计量、加热、再过滤后，与进入燃烧室的压缩空气进行预混，通过燃料喷嘴喷入燃烧室后燃烧，燃烧后的高温烟气进入燃气轮机透平膨胀做功，带动燃气轮机转子转动，拖动发电机发电。
做功后的烟气温度依然很高，高温烟气通过烟道进入余热锅炉，烟气中的热量被充分吸收利用，使能源得到梯级利用，最后经余热锅炉的主烟囱排入大气。
高温烟气加热锅炉给水产出过热蒸汽去汽轮机做功，大幅度提高联合循环的效率与出力。
二、影响燃气蒸汽联合循环供热机组调峰能力的主要因素1、汽机因素。
据相关统计分析，再热汽温过低，影响30%以下调峰能力。
负荷低于110MW，综合阀位小于34%时，高调门开始参与调节，且波动大。
350MW超临界机组深度调峰的探索及措施摘要：本文首先论述了350MW超临界机组深度调峰制约因素，然后作者根据本人在生产一线的工作经验和具体实践提出了350MW超临界机组深度调峰风险防控措施和经济运行技术措施，并且在生产实践中进行了检验，经过反复试验改进的方案措施不但切实可行，而且确实提高了350MW超临界机组深度调峰能力，取得了很好的经济效益。
关键词：350MW超临界机组深度调峰辽宁大唐国际沈东热电有限责任公司锅炉由东方锅炉有限公司生产的DG1128/25.4-II6型超临界参数变压运行直流炉，前后墙对冲燃烧方式；汽轮机为北京北重汽轮机有限责任公司生产的NC350-24.2/0.4/566/566型超临界、一次中间再热、供热、湿冷凝汽式机组。
为进一步摸索机组深度调峰能力，确保深度调峰期间安全环保经济运行，进行了专题研究，确定了影响机组调峰能力的制约因素和风险点，明确了目前机组安全稳定运行调峰下限，并根据风险点制定了有效的风险防控措施。
一、机组深度调峰能力制约因素（一）锅炉最小给水流量限制。
按照东锅初设，公司最小给水流量设计为282t/h；经与锅炉厂与调试单位最终优化至248t/h，折纯凝电负荷约76MW；综合考虑锅炉低负荷水循环动力及水冷壁冷却要求，结合公司实际运行经验，锅炉连续安全运行最小给水流量可按照285t/h 控制，折纯凝电负荷约85MW。
（二）锅炉干湿态转换限制。
按照东锅初设，锅炉给水流量282t/h进行干湿态转换，经最小给水流量优化后，目前按照最小给水流量 248t/h进行干湿态转换节点控制，折纯凝电负荷约76MW。
受锅炉上水主路流量限制，若继续降低干湿态转换节点流量，运行中需频繁切换锅炉上水旁路运行，存在一定风险，不继续降低转态流量节点。
（三）锅炉最小给煤量限制。
目前，公司两台炉最小给煤量下限已优化至70/68t/h，按照入炉煤干燥无灰基挥发分不低于40控制，锅炉最小给煤量下限可优化至60t/h。
机组深度调峰对汽轮机运行的影响摘要：众所周知，大型燃煤机组深度调峰已成为不争的事实，大多数汽轮机在深度调峰期间机器辅助设备实际运行时状况与设计工况不符，因此对机组运行安全产生一定的影响。
作者结合部分机组在深度调峰期间运行情况，阐述了机组深度调峰对汽轮机运行、汽轮机本体及其辅助设备寿命的影响，总结了普遍存在的问题以及相应的处理措施。
关键词：机组；汽轮机；深度调峰；1 机组深度调峰对汽轮机运行的影响1.1 给水泵再循环阀投运方式机组负荷降低，给水流量也随之降低，当给水流量降低至接近再循环阀保护开启值时，需提前开启给水泵再循环电动门和最小流量阀。
部分机组发生过再循环阀突开启，造成给水流量降低引起机组跳闸的事故。
调峰降负荷过程手动控制给水泵再循环阀开度。
深度调峰负荷较低，辅汽压力较低时，需要将一台给水泵退出带给水，并开启再循环阀，另一台给水泵遥控投入手动调整给水，或者启动电动给水泵，这种运行方式能够有效提高机组在深度调峰时给水调整的稳定性，但会导致机组经济性降低。
1.2停运1台汽动泵的影响机组深度调峰时，若停运1台汽泵，则给水控制品质提高，但可能导致停运泵出现转子热弯曲现象。
泵停运时，泵内积存的水逐渐冷却降温，其中的冷水会下沉到泵底部，在泵体内部产生一定的温差，使转子产生热弯曲。
这种热弯曲一般在停运2 h左右达到最大，停运6 h后才会逐渐消除。
在此期间启动，可能会产生异常振动，引起动静碰磨。
如果有条件进行连续盘车的，应投入连续盘车；如不具备连续盘车条件，则应在启动前对给水泵进行充分的预暖，使水泵内各部位温度分布均匀，并尽量接近除氧器内给水温度。
如果深度调峰持续时间不超过6 h，建议给水泵采用最低转速旋转备用；如果深度调峰持续时间超过6 h，应停运小机汽泵至盘车状态。
1.3小汽轮机汽源的切换小汽轮机的汽源一般选择四级抽汽，同时设置冷段再热蒸汽和辅助蒸汽为备用汽源。
在深度调峰时，四级抽汽的压力较低，可能无法满足锅炉给水的需要，需要投入冷再或辅汽汽源。
深度调峰对汽轮机设备影响的分析及建议摘要：现今深度调峰发展越来越快，已经成为运行主要内容，随着调峰方式不同其安全性能、深度以及灵活都各不相同。
在调峰运行过后，会产生大量的热量，汽轮机金属温度产生周期性的改变，造成设备使用寿命降低，各种辅助机运行稳定性也随之降低。
需要对其开展优化工作，确保机组能够正常、稳定以及高效运行，增强汽轮机使用寿命。
关键词：深度调峰；汽轮机设备；影响引言：汽轮机属于一种透平机械，能够使气体热能与机械功发生转化。
具体转化过程为，通过将对煤炭进行处理，使其成为煤粉，然后利用煤粉来加热锅炉，使锅炉中的水变成水蒸气，进入到高压缸，之后开展二次加热，使其进入中压缸内，通过中压缸内蒸汽使汽轮机发电。
近年来，我国发展越来越快，居民和第三产业占据电力消费比重逐渐增加，造成电力消费结构发生相应变化，为此我国发布众多与大型燃煤机组调峰相关政策，鼓励各个电企业对机组调峰进行创新和完善，但是随着机组调峰的深入，各种问题逐渐凸显，对汽轮机和辅助都产生一定影响，需要对其进行分析和研究，寻找解决方法。
1.深度调峰概述所谓调峰主要就是指，在用电高峰时期，电网会超出其能承受负荷，为使电网能够正常运行，让用电功率能够平衡，发电部门会对发电机做出相应改变，从而适应当前电负荷，这就是调峰，常见的调峰方式有以下三种。
1.变负荷调峰。
这种调峰方式主要是对机组负荷进行改变，以此来适应不同负荷的电网。
当电网高峰时期出现，电网负荷超出时，机组就会在额定出力下运行，或者在最大连续出力的情况下运行；当电网负荷出现低谷时，机组也能够在低负荷下运行；在电网负荷产生一定变化过程中，机组可以快速地对负荷进行升降。
这种运行方式的优势：能够最大程度减小设备寿命损耗；并且其操作简单，只有在负荷过低时，才需要操作水泵、凝结水泵、循环水泵等。
缺点，这种调峰方式，调峰深度一般能够到40%，当负荷率过低时会大量消耗煤炭等，对经济会产生一定的不利影响[1]。
火电机组深度调峰有关供热汽轮机及其系统改造技术研究介绍摘要：随着我国“3060”战略目标规划，火电机组深度调峰灵活性运行是国家能源行业发展的大趋势，本文从供热机组汽机专业角度，在考虑安全性、可靠性的前提下，通过系统性分析，对现有火电供热机组深度调峰及灵活性能力提升的技术路线进行归纳和介绍。
为供热汽机灵活性改造后寿命、效率、环保、经济性能等方面的改变提供建议的目的。
关键词：火电机组深度调峰供热汽轮机一、概述随着我国“3060”战略目标规划实行，火电机组深度调峰灵活性运行是国家能源行业发展的大趋势。
到2030年非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上；中国将大力支持国家能源绿色低碳发展，不再新建境外火电项目。
2021年10月29日，国家发展改革委、国家能源局发布关于开展全国火电机组改造升级的通知，制定并印发了《全国煤电机组改造升级实施方案》，大力推进全国煤电机组升级改造，促进电力行业清洁低碳转型。
2020年，新增发电装机以新能源为增量主体。
并网风电、太阳能发电新增装机合计11987万千瓦，超过上年新增装机总规模，占2020年新增发电装机总容量的62.8%，连续四年成为新增发电装机的主力。
2020年包括煤电、气电、生物质发电在内的火电新增装机占全部新增装机的29.53%，与2015年相比降低21个百分点；水电新增装机占比为6.93%。
到“十四五”末，预计可再生能源发电装机占我国电力总装机的比例将超过50%。
可再生能源在全社会用电量增量中的占比将达到三分之二左右，在一次能源消费增量中的占比将超过50%，可再生能源将从原来能源电力消费的增量补充，变为能源电力消费的增量主体。
当前我国东北、西北和华北地区的民生采暖主要依赖燃煤热电机组，冬季供热期调峰困难。
而解决燃煤热电机组的调峰问题，实现热电解耦是关键。
煤电机组不仅总量大，其灵活性潜力也十分可观，通过灵活性改造，火电机组可以增加20%以上额定容量的调峰能力。
深度调峰下汽轮机最优控制参数基准值研究的开题报告一、研究背景和意义：随着我国经济快速发展，对能源需求的增长迫切需要解决能源短缺和能源消费不平衡的问题，深度调峰技术的提出成为解决问题的有效方式之一。
深度调峰技术通过采用智能化的调峰设备，使得机组可以在不降低输出功率的情况下，实现电力调峰、降低了主网负荷波动范围，从而在提高电网稳定性和安全性的同时降低了电网压力。
汽轮机在火电厂中是最常用的发电机组之一，给出深度调峰下汽轮机最优控制参数基准值是提高汽轮机性能的有效途径之一，具有重要的现实意义和理论意义。
二、研究目标：本研究的主要目标是建立深度调峰下汽轮机最优控制参数基准值的数学模型，利用该模型对不同调峰器参数组合下的汽轮机性能进行分析和评估，找到最优的参数组合，为应用深度调峰技术提供理论依据。
三、研究内容和方法：本文将从汽轮机最优调峰下的工作状态、汽轮机最优控制参数的确定及其调整、汽轮机工作过程中各参数之间的相互关系等方面进行研究。
方法包括理论研究和实验验证，通过理论研究探究汽轮机的工作原理及相关参数之间的关系，确定最优参数组合，并借助实验验证对研究成果进行检验。
四、论文结构安排：本研究将分为以下几个部分：第一章：绪论，主要介绍深度调峰和汽轮机最优控制参数的相关背景和研究目标。
第二章：深度调峰下汽轮机的基本原理和相关参数，介绍汽轮机的原理和参数关系，为后续研究提供基础。
第三章：深度调峰下汽轮机最优控制参数的选择和调整，通过理论推导和实验验证，确定汽轮机最优控制参数基准值。
第四章：汽轮机最优控制参数间相互关系的分析，提取汽轮机最优控制参数间的联系，并进行数据分析和应用研究。
第五章：结论与展望，总结本研究的主要工作及意义，并对未来深度调峰下汽轮机最优控制参数的研究方向和工作进行展望。
五、预期成果和贡献：通过本研究，将制定出深度调峰下汽轮机最优控制参数基准值，并提出相应调节方法，可望进一步提高汽轮机的功率输出和效率，为电力调峰提供科学依据和技术支持。
浅谈300MW循环流化床机组深度调峰1 东北电网机组深度调峰简介某电厂设计容量为2*300MW循环流化床锅炉燃煤机组，汽轮机排汽直接空冷背压式，#1、#2机组分别于2009年12月19日及2010年5月7日投产，三大主机分别由上锅厂、哈尔滨汽轮机厂、哈尔滨电机厂生产。
根据国家节能减排要求，多利用绿色能源的要求，在东北地区多风区域加大对风电的接纳，东北电网根据国家能源局的安排，在2014年开始启动深度调峰辅助服务工作。
下面将相关情况简介如下：第一，东北能监局在2014年8月发布了《关于做好东北电力调峰辅助服务市场模拟运行工作的通知》（东北监能市场[2014]240号文），根据要求在2014年8月1日开始启动模拟深度调峰运行，我厂根据调度管理部门要求，进行报价，熟悉规则，采取对辽宁省各厂深度调峰情况进行跟踪。
在试运行两个月后，又下发了《东北电力调峰辅助服务市场监管办法（试行）的通知》（东北监能市场[2014]374号文），要求在2014年10月1日起试运行，并且进行实际结算，此时正式开始了接纳新能源工作，根据该规则，调峰率小于或等于48%时对火电厂进行补偿，采取阶梯式补偿办法，如下：第一档：火电厂调峰率在48%<调峰率≤55%区间，报价区间为0～0.4元/kWh。
第二档：火电厂调峰率在55%<调峰率≤60%区间，报价区间为0.4～0.6元/kWh。
第三档：火电厂调峰率60>%，报价区间为0.6～0.8元/kWh。
如果没有进行深度调峰则对分摊进行考核，具体就是按照火电厂修正后的发电量和区内全部参与分摊电量的比值，然后乘以分摊的总金额进行扣钱（火电厂修正电量：调峰率大于30%的为第一档，在20%～30%之间的为第二档，小于20%的为第三档，其修正系数K1=1，K2=1.5，K3=2）。
由此分析，深度调峰越大补偿越多，否则考核就越多。
我厂为了适应深度调峰，采取了将AGC负荷下限由165MW修改为150MW。
机组深度调峰浅谈近年来，我国电力的消费结构发生很大改变，用电日夜峰谷差逐步增大；同时光伏、风电、燃机等可再生能源发电装机规模越来越大，同时又存在难储存、容易波动特点，对火电灵活调峰的需求越大，深度调峰势在必行。
因此，国家推出了各种鼓励燃煤机组参与调峰的激励机制，各发电厂深挖机组的调峰能力，努力拓展燃煤机组的调峰范围，煤电机组深度调峰将是今后一段时间的必然趋势。
在机组深度调峰运行时，给机组运行的安全和稳定性带来严峻考验，也对各火电机组的性能和运行人员的操作水平提出了更高的标准与要求。
一、设备简介博贺电厂为2台1000MW超超临界压力燃煤发电机组，汽轮机型号为N1000-27/600/610（TC4F），型式是超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机、采用八级回热抽汽。
锅炉型号为HG-2994/28.25-YM4，型式是超超临界参数、变压运行直流炉、单炉膛、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、Π型锅炉，反向双切圆燃烧方式。
发电机为上海汽轮发电机有限公司引进德国西门子公司技术生产的THDF125/67型三相同步汽轮发电机。
发电机额定容量为1112MVA，额定输出功率为1000MW，最大连续输出容量1177.78MVA，功率因数为0.9，为汽轮机直接拖动的隐极式发电机。
二、影响机组深度调峰的主要因素1、制粉系统的影响机组运行的安全性、经济性与制粉系统正常运行密不可分，尤其在低负荷运行时，制粉系统稳定与否对机组的安全影响更大。
当制粉系统设备出现缺陷、煤质发生变化或者变差时，会致使制粉系统燃烧不稳，严重时出现出力受限、受热面积灰、结渣甚至发生灭火事件。
2、低负荷时燃烧稳定性影响燃烧稳定是机组深度调峰面临的主要问题。
机组在低负荷运行时，总煤量较少，一、二次风量随之减少，热风温度下降。
锅炉的含氧相对较多，另一方面由于汽化潜热增加，锅炉热负荷和烟温较低，燃烧稳定性差，容易灭火。
深度调峰对汽轮机设备影响的分析及建议葛㊀挺(大唐华中电力试验研究院,河南㊀郑州㊀450000)作者简介:葛挺(1968-),男,学士,高级工程师,从事汽轮机试验㊁调试㊁运行优化㊁故障诊断等工作㊂摘㊀要:目前火电机组深度调峰运行已成为常态,不同调峰方式在安全性㊁调峰深度㊁灵活性㊁经济性㊁操作复杂性等方面各有优缺点,其中变负荷调峰方式最为常见㊂变负荷深度调峰运行后,受汽轮机金属温度周期性变化㊁主再热汽温差加大等因素的影响,寿命损耗加剧;给水泵㊁凝结水泵㊁回热系统加热器等重要辅机的运行稳定性明显降低,调整不当易引起机组非停㊂需要在深度调峰目标负荷选择㊁辅机控制策略㊁小汽机汽源及轴封汽源可靠性等方面开展优化工作,以保证机组在深度调峰工况下,安全㊁稳定㊁经济运行㊂关键词:深度调峰;汽轮机;凝汽式;可靠性;寿命损耗;控制中图分类号:TK267㊀㊀㊀㊀文献标识码:B㊀㊀㊀㊀文章编号:411441(2019)02-0101-040㊀引言火电机组调峰运行时,负荷大幅变动或频繁启停,金属部件要承受剧烈的温度变化和交变应力,对机组的寿命㊁安全性㊁运行稳定性及经济性会带来不利的影响㊂但目前火电装机容量过剩㊁可再生能源消纳困难㊁电网峰谷差增大等问题越来越突出,为了维持发电与用电的平衡,火电机组参与调峰是必然的要求㊂火电机组常见的调峰方式主要有变负荷调峰㊁两班制调峰㊁少蒸汽无负荷调峰等,这些调峰方式在安全性㊁调峰深度㊁灵活性㊁经济性㊁操作复杂性等方面各有优缺点㊂最常见的调峰方式为变负荷调峰,深度变负荷调峰后,存在低负荷稳燃㊁环保设备投入㊁锅炉水动力安全性㊁直流炉干湿态频繁转换㊁汽轮机低压通流部分安全性㊁热应力控制㊁供热能力受限㊁辅机运行稳定性等等问题㊂深度调峰运行后带来的问题很多,这里不再一一阐述,仅就常见调峰方式对比㊁深度变负荷调峰对凝汽式汽轮机设备的影响进行简要分析㊂1㊀常见调峰方式对比1.1㊀常见调峰方式简介1.1.1㊀变负荷调峰方式变负荷调峰方式是指通过改变机组的负荷来适应电网负荷变化的调峰方式㊂在电网高峰负荷期间,机组在额定出力或最大连续出力下运行;在电网低谷负荷期间,机组在尽可能低的负荷下运行;当电网负荷变化时,能以较快的速度升降负荷㊂1.1.2㊀两班制调峰方式所谓两班制调峰方式,就是通过启㊁停部分机组来进行调峰;即在电网低谷期间将部分机组停用,次日电网高峰负荷到来之前再投入运行,通常这些机组每天会停用6~8小时㊂由于这种调峰方式启停频繁,会增加机组的寿命损耗㊂1.1.3㊀少汽无负荷调峰方式少汽无负荷运行方式,是在夜间低谷时段将机组负荷减到零,但不从电网解列,保持发电机带无功运行;向汽轮机供给少量低参数蒸汽,以冷却鼓风摩擦产生的热量;至次日电网负荷增加时转为发电方式,接带有功负荷运行㊂1.2㊀调峰方式对比分析1.2.1㊀安全性安全性方面,变负荷调峰方式,设备寿命损耗最小;两班制调峰方式对机组的寿命损耗最大,需进行大量的设备操作,易出安全问题;少汽无负荷调峰方式从运行操作量及所涉及的安全问题介于变负荷与两班制之间㊂1.2.2㊀调峰深度两班制和少汽无负荷调峰方式的均能降负荷至0,变负荷调峰方式调峰深度一般可达到40%,负荷继续降低则需投油稳燃,受入炉煤煤质的影响也较大㊂因此,从调峰深度方面看两班制和少汽无负荷调峰方式较变负荷调峰方式更具优越性㊂DOI:10.19755/ki.hnep.2019.s2.0291.2.3㊀灵活性变负荷调峰方式,负荷变化率一般控制2~5%/min范围内,20min负荷变动可达40%左右;两班制调峰方式,从锅炉点火到带满负荷的热态启动过程约需60~90min;少汽无负荷调峰方式,省去了抽真空㊁冲转升速㊁并网等操作,汽缸温度可保持较高水平,带满负荷的时间可缩短,一般30min的时间可以完成㊂可以看出:变负荷调峰方式灵活性最好,少汽无负荷调峰方式次之,两班制调峰方式最差㊂1.2.4㊀操作复杂性显然变负荷调峰方式在操作方面最为简单,只有当负荷很低时,才需对给水泵㊁凝结水泵㊁循环水泵进行一些操作;两班制调峰方式则需要进行停机和启动全过程操作,为减少寿命损耗还要增加额外一些特殊操作,操作量最大也最复杂;少汽无负荷调峰方式介于两者之间㊂1.2.5㊀经济性汽轮机在低负荷运行时,效率将随之降低㊂当负荷低于70%时,汽机热耗率会急剧增加,低谷负荷时段会对经济运行带来不利影响㊂变负荷调峰方式,由于负荷率降低,供电煤耗增加;两班制调峰方式,在启动过程中会产生燃料㊁厂用电㊁工质消耗;少汽无负荷调峰方式,汽轮机空转时同样会产生燃料㊁厂用电的损耗㊂造成的损失和低负荷运行时间相关,存在着一个临界时间,决定着到底何种调峰方式更为经济㊂对于不同的调峰方式,两两之间都会存在着一个临界时间,当低谷时段与临界时间相等时,两种调峰方式的损失相同,低于临界时间一种调峰方式经济性更好,高于临界时间则反之㊂2㊀深度调峰后对汽机设备的影响2.1㊀对汽轮机本体的影响机组深度调峰运行,如降到30%额定负荷或更低的负荷下运行后,对汽轮机本体的影响主要表现在汽轮机缸温周期性变化产生交变应力㊁缸温差增大㊁低压通流部分可能进入鼓风状态㊁低压末级及次末级动叶片的安全性等几个方面㊂2.1.1㊀深度调峰对汽轮机缸温㊁缸温差的影响不同负荷工况下,由于高压调门开度㊁汽轮机各级段压降发生变化,必然会引起通流部分各处温度的变化㊂低压通流部分由于进汽温度较低,各监视段温度变化幅度相对较小㊂高中压通流部分,由于调节汽门节流㊁压降变化较大等原因,温度会有较大变化;特别是在定压运行㊁高压调门节流严重的情况下,高压通流部分温度会有很大的下降㊂CLN600-24.2/566/ 566型汽轮机不同负荷下高中压通流部分监视段温度[3]的情况如图1㊁图2所示㊂图1㊀CLN600-24.2/566/566型汽轮机高缸监视段温度图2㊀CLN600-24.2/566/566型汽轮机中缸监视段温度(1)从图1㊁图2的数据看,滑压运行方式下,高压缸温度随负荷的降低,先升后降,但变化幅度不大;中压缸温度随负荷的降低呈下降趋势,负荷降至30%时,3段抽汽温度降低28ħ,4段抽汽温度降低15.3ħ;考虑到实际运行时,低负荷工况的再热汽温会有较大降低,3段㊁4段温度的降低幅度会有更大的增加㊂(2)如采用定压方式运行,各监视段温度均是下降的;负荷降至40%时,1㊁2㊁3㊁4段抽汽温度分别降低62.8㊁54.2㊁21㊁21.7ħ,如降负荷速度过快,会产生很大的热应力㊂如长期频繁深度调峰运行,即使采用滑压方式运行,并控制负荷升降速度,因缸温的周期性变化,也会产生低周疲劳,可能引起汽缸中分面张口㊁导汽管密封或其他密封部件破坏,造成漏汽,产生汽缸温度高㊁温差大㊁汽缸变形等问题,对汽轮机的寿命有一定的影响㊂2.1.2㊀主㊁再热蒸汽温差大,产生较大热应力由于低负荷工况再热汽温低的问题普遍存在,且负荷越低再热汽温越低,使得主汽温与再热汽温的温差增大,有可能超过制造厂规定的范围(一般为60ħ左右),对于高㊁中压合缸的汽轮机,高中压缸主汽及再热汽两个进汽口相临处的温度梯度过大将产生很大的热应力㊂运行时应注意控制主㊁再热蒸汽温差不超过厂家设计温差范围㊂2.1.3㊀深度调峰工况下,低压通流部分水蚀加剧深度调峰工况下,因再热汽温大幅下降及高真空的原因,低压通流部分蒸汽湿度大幅增加㊂图3为N1030-25/600/600[4]㊁CLN600-24.2/566/566[3]㊁C300/235-16.7/0.343/537/537[5]等汽轮机,50%负荷㊁额定再热汽温时的排汽湿度与排汽压力关系㊂图3㊀排汽湿度与排汽压力关系从图3可以看出,排汽湿度随排汽压力的降低有明显的增加,同时深度调峰时,再热蒸汽温度往往达不到额定,排汽湿度会进一步上升㊂最终由于湿度增加㊁湿区前移,将引起低压通流部分,特别末级叶片㊁次末级叶片水蚀的加剧,长期运行存在水蚀造成叶片损坏的风险㊂2.1.4㊀小容积流量运行,影响低压通流部分安全深度调峰工况下,随着容积流量的减小,汽流在静叶内挤向根部,而在动叶片内偏向外缘,动叶片根部可能出现脱流,进而在喷嘴与动叶片外缘间隙产生涡流;鼓风㊁叶片颤振㊁低压末级动叶片出口边背弧水蚀等风险明显增加㊂为保障低压通流部分的安全运行,汽轮机低压缸都有最小排汽量的限制;不同制造厂家的具体规定差别很大,如哈汽C250/N300-16.67/537/537/0.4型汽轮机的最小排汽流量约为140t /h [6],哈汽CLN600-24.2/566/566型汽轮机的最小排汽流量为270t /h 左右[3]㊂图4为CLN600-24.2/566/566型汽轮机排汽流量与负荷关系曲线[3]㊂从图4中的数据可以看出:在30%额定负荷时,设计低缸排汽流量365t /h;一般情况下实际运行性能达不到设计值,实际运行的低缸排汽流量应该更大一些㊂因此30%额定负荷时汽轮机不会进入鼓风状态,但负荷进一步降低,如20%额定负荷或更低时,汽轮机是否会进入鼓风状态则需要通过实际的试验确定㊂图4㊀CLN600-24.2/566/566型汽轮机低缸排汽流量2.2㊀对热力系统及辅机设备的影响深度调峰运行后,对机组热力系统及辅机设备的影响主要表现在小汽机汽源可靠性㊁给水流量控制稳定性㊁加热器水位控制㊁凝结水泵运行稳定性等几个方面㊂2.2.1㊀对小机汽源可靠性㊁给水流量稳定性影响深度调峰运行后,4段抽汽压力降低较多,如30%负荷下,CLN600-24.2/566/566型汽轮机4段抽汽压力仅为0.36MPa(绝压),可能会出现小汽机出力不足,影响锅炉正常上水的情况,需做好小汽机备用汽源的热备用工作㊂给水泵通流量会达到最小流量阀动作值,如最小流量阀控制逻辑不完善,可能导致两台给水泵负荷分配偏差大跳泵㊁给水流量大幅波动等问题㊂2.2.2㊀对加热器水位控制的影响深度调峰运行后,各段抽汽压力之间的压差降低,造成加热器间疏水压差降低,加热器容易发生疏水不畅问题㊂CLN600-24.2/566/566型汽轮机不同负荷工况下各段抽汽压力之间压差[3]如图5㊁图6所示㊂图5㊀CLN600-24.2/566/566型汽轮机高中缸各抽汽压差图6㊀CLN600-24.2/566/566型汽轮机低缸各抽汽压差从图5㊁图6中的数据,可以看出在30%额定负荷时,3抽/4抽间压差为330kPa㊁6抽/7抽间压差为22kPa㊁7抽/8抽间压差为12kPa,与实际需求相比显得不足;会使#3高加疏水至除氧器㊁#6低加疏水至#7号低加㊁#7低加疏水至#8号低加等疏水不畅的问题比较突出㊂2.2.3㊀凝结水泵运行稳定性凝泵变频运行转速过低时,凝结水泵振动大的问题也比较普遍,需除氧器水位调整门参与控制㊂机组负荷下降过程,如给水泵密封水是由凝结水供水,则需保证凝结水母管压力不低于1.0MPa(或按厂家要求),保证给水泵密封水压力正常㊂3㊀结论及建议3.1㊀变负荷调峰为最为常见的调峰方式,在安全性㊁设备寿命损耗㊁操作复杂性㊁带负荷速度等方面有优势,但调峰深度受最低稳燃负荷㊁达标排放的影响较大;两班制调峰及少汽无负荷调峰等调峰方式在调峰深度方面较好,各调峰方式经济性方面的优劣需结合当地负荷曲线㊁低谷时段长度㊁煤价等情况,具体比较分析后确定㊂3.2㊀深度变负荷调峰后,汽轮机本体金属温度发生周期性变化,厚壁部件寿命损耗增加,低压末级叶片㊁排汽导流环水蚀加剧,给水泵㊁加热器㊁凝结水泵等辅机的运行稳定会降低㊂3.3㊀对于凝汽机组,开展深度调峰前,应统计梳理机组主辅设备存在的㊁影响深度调峰的缺陷,择机处理;优化主辅设备运行方式㊁控制逻辑(如小机汽源㊁给水泵最小流量阀㊁除氧器水位㊁轴封供汽系统㊁加热器水位等),使之能够适应深度调峰情况,最终保证机组的运行稳定㊂3.4㊀综合考虑深度调峰政策及机组的实际调峰能力,从安全㊁稳定㊁经济㊁环保等方面进行分析㊁评估后,再确定机组长期深度调峰的目标值㊂参考文献[1]解春林.火力发电机组深度调峰下汽轮机系统特性研究[D].华北电力大学(保定),2013.[2]刘吉臻,曾德良,田亮,等.新能源电力消纳与燃煤电厂弹性运行控制策略[J].中国电机工程学报,2015,35(21)ʒ5385-5394.[3]哈尔滨汽轮机厂有限责任公司.CLN600-24.2/566/566型汽轮机热力特性书[Z].2005.[4]东方汽轮机有限公司.N1000-25.0/600/600型汽轮机热力特性书[Z].2011.[5]东方汽轮机有限公司.C300/235-16.7/0.343/537/537型汽轮机热力特性书[Z].2007.[6]哈尔滨汽轮机厂有限责任公司.C250/N300-16.67/537/537/0.4型汽轮机热力特性书[Z].2005.收稿日期:2019-06-03。
300MW汽轮机组深度调峰运行方式调整浅析摘要随着新能源装机迅速增长、热电联产机组占比不断提高，火电机组灵活智能调峰技术可有效解决新能源的消纳问题，提升燃煤发电机组灵活性是必然趋势。
从煤电机组调峰深度、低负荷稳燃、机组低负荷经济性、污染物生成与控制、调峰运行方案与优化等方面进行分析。
关键词：300MW机组;深度调峰;氧量;风量;蒸汽流量一、概述目前300MW机组参与负荷深度调峰，变动范围30%~100%。
同时，机组在一年中多数时间运行在额定负荷工况的中间负荷阶段，年平均负荷率在60%-80%左右。
由于机组负荷率的大小对其运行经济性指标有较大的影响，与电厂的节能降耗指标直接相关。
因此，机组在不同负荷下的运行工况变化，应采取合理的控制方式进行应对。
二、具体调整措施1、具体方案要求根据省调要求解除AGC自动，降低负荷至150MW后进行负荷深度调峰。
机组负荷从50%调整至最低出力30%时间不超过1.5小时，机组从深度调峰状态30%恢复至50%负荷时间不超过1小时，30%负荷稳定运行时间4小时。
整个过程中锅炉投入烟再系统，确保环保参数超标。
在30%负荷时，要求在进相期间6KV电压不低于5.7KV，400V电压不低于361V，两台机组AVC退出。
汽机专业需将小机汽源由四抽切至辅汽。
强制逻辑：电泵压力低于10MPa联启逻辑、总风量低于210km³/h逻辑，MFT、二次风总操低于最低设定值、退出发变组A、B柜失磁保护压板（进相的要求）。
在33%-30%负荷的过程中，CCS退出自动，一二次风手动控制，锅炉为提高床温需手动增加给煤，导致低负荷时机前压力较高，需投入高低旁系统，此时需加强对汽包水位、高排压比不低于 1.7（跳机值）、高排温度不大于355℃（跳机值）、凝结水母管压力的监视，否则负荷无法继续下降（高调门节流严重，厂家建议开度不要低于15%）。
汽机专业还需加强TSI参数，轴承温度及振动，缸温的监视。
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）.。
