超超临界汽轮机灵活性运行策略研究与展望

2018-05-18包劲松应光耀楼可炜

浙江电力 2018年4期

秦攀，包劲松，张宝，应光耀，楼可炜

（国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014）

0 引言

现代科学技术暂时还不能解决大容量电能的经济性存储问题，电网中发供电设备的出力必须时刻与变动着的用电负荷保持动态平衡。随着国民经济的不断发展和用电结构的变化，电力系统面临电网峰谷差偏大，调峰能力不足的矛盾；另一方面，光电、风电等新型清洁能源的大量投用，大规模间歇性能源的并网发电，加剧了电网的波动性，因此电网对火电机组参与调峰甚至是深度调峰提出了更高的要求[1]。机组灵活性运行就是利用先进的控制技术，实现火电机组快速、深度调峰的稳定运行。

提高机组灵活性运行水平正成为火电机组适应当前电力市场的金钥匙。近几年来，以上汽-西门子联合设计开发制造的1 000 MW/660 MW超超临界机组汽轮机（以下简称上汽超超临界汽轮机）在国内获得了日益广泛的应用，该类型汽轮机良好的经济性能代表了当今先进的汽轮机发展水平。但是超超临界机组均配置直流炉，蓄热能力小，一般亚临界汽包锅炉的蓄热能力比直流锅炉要大2～3倍，而且该类超超临界机组高压调节汽门全开的运行方式，更使得锅炉侧有限的蓄能无法快速转化为发电负荷，降低了机组灵活性运行能力，减弱了机组AGC（自动发电控制）响应水平。寻求新的调节手段，增进该机型灵活性运行水平正变得越来越有现实意义[2]。

1 灵活性运行的策略研究

上汽超超临界汽轮机代表了当今先进技术水平的“HMN”型（高压单流H型积木块，中压双流M型积木块，低压双流N型积木块）汽轮机。摒弃了美、日等双流调节级的设计理念，采用全周进汽，圆筒形单流高压缸设计，效率较高[3]。随着对该类型汽轮机探索的不断深入，灵活性策略也一步步从理论研究走向实际应用，目前主要有以下几种技术方案有了比较成功有效的应用实例。

1.1 主汽调阀的节流应用

对汽轮机侧灵活性应用，最快速有效的方法就是通过主汽调阀节流调节，释放存储在机组内的蓄能，实现机组灵活性应用。但是这与上汽超超临界汽轮机的设计初衷相背离。其最初设计理念是：在30%～100%额定负荷范围内，采用滑压运行方式，主汽调阀全开，尽量减少节流损失，以带基本负荷为主。要使机组具有调节功能，全周进汽必须使用节流调节，而这势必引起经济性的下降。据西门子资料介绍，5%的全周节流会使机组热耗率增加12～20 kJ/kWh[4]。即主汽调阀节流虽然是最直接有效的方法，但该方式要以牺牲机组经济性为代价。

研究某1 000 MW机组主汽调阀开度和机组一次调频能力发现，为满足机组具备6%额定负荷的一次调频能力，在额定参数下，调节阀的开度需要小于31.5%才能够确保机组具有6%额定负荷的调频能力[5]，如图1所示。

为提高该机型汽轮机日常运行效率，主汽滑压参数优化调整后，主汽调阀的目标开度在45%左右。在调节阀开度31.5%与45%下的一次调频能力比较如图2、图3所示，随着调门开度增大，机组一次调频能力明显下降[6]。

图1 主汽调阀开度与一次调频能力关系曲线

图2 主汽调阀开度31.5%时的一次调频能力

图3 主汽调阀开度45%时的一次调频能力

根据机组循环效率试验结果，计算得到：为确保一次调频能力（主汽调阀开度31.5%）运行方式与机组优化运行（主汽调阀开度45%）下的供电煤耗差如图4所示，典型工况数据为：500 MW负荷工况下，供电煤耗差3.7 g/kWh；700 MW负荷工况下，供电煤耗差2.1 g/kWh；900 MW负荷工况下，供电煤耗差1.2 g/kWh[7]。

图4 主汽调阀开度31.5%与45%时的供电煤耗差

1.2 补汽调节阀的应用

上汽超超临界机组普遍配置补汽阀，把部分主蒸汽引入外置的补气阀，该阀门结构类似于主汽调阀，相当于第3个调节阀。采用补汽阀主要有2个目的：

（1）使滑压运行机组在额定流量下，进汽压力达到额定值，弥补全周进汽滑压运行模式下没有用足蒸汽压力的能力，这种能力的丧失随设计裕量的增加而增加。

（2）在机组实际运行时，不必通过主汽调阀的节流就具备调频功能，可避免12～20 kJ/kWh的节流损失，而且调频速度快（3 s以内），具有足够的能量储备，在迅速增加负荷的同时，主蒸汽压力变化小（不到1%），可减少锅炉的压力波动。为提高大电网的稳定性和调频能力，欧盟电网将补汽阀作为推荐采用的技术之一[8-10]。

通过性能考核验收试验，分别计算了某1 000 MW机组、某660 MW机组补汽阀流量。从表1、表2数据可以看出，VWO（补汽阀全开工况）比2个主汽调阀全开工况的进汽量高6%～8%，考虑补汽阀开启，效率略有降低的因素影响，一般也可以有5%左右的灵活性收益。

目前国内补汽阀的应用现状是，绝大多数机组的补汽阀是处于强制关状态。主要原因有2个：

（1）由于机组设计通流裕量普遍偏大，在2个主汽调阀全开的情况下，机组负荷一般都超过额定负荷，而且现在电网侧对机组没有超发负荷的要求[11]。

（2）补汽阀补充的蒸汽是从第5级后混入，补汽阀开启后，混入蒸汽会带来机组振动、轴瓦温度高等额外问题，所以目前补汽阀实际应用不多。

该机型投入商业化运行不断增加，对该机型单支撑轴瓦的研究也不断深入，特别是近期，上汽厂在某百万机组的补汽阀管道上加装整流装置，对补汽阀开启后机组振动有较明显的抑制作用，而且上汽厂在1号轴瓦设计方案中，由可倾式轴瓦替代椭圆形轴瓦，有望在1号轴瓦的振动方面有突破性的进展。在该机型补汽阀开启影响得到有效控制的情况下，可以考虑投用补汽阀，作为机组快速调频，快速增加负荷的有效手段。

表1 某1 000 MW机组补汽阀流量特性

表2 某660 MW机组补汽阀流量特性

1.3 凝结水节流+低加综合技术的应用

凝结水节流调节实质上是通过迅速改变通过低压加热器（简称低加）的凝结水流量，来瞬时改变汽轮机组相应加热器的抽汽量，从而实现快速改变机组发电负荷。其本质上是一种利用汽轮机组蓄能技术。该项技术的优点在于负荷可双向调节、响应快速且无需汽门节流，可以较好地解决变负荷初期响应滞后的问题。该项技术在国外已有广泛的应用，也是西门子公司推荐的一种调节手段。目前在国内多个发电厂也进行过这方面的探索和研究，并已有较多的应用实例。表3是某上汽660 MW超超临界机组凝结水调频试验结果汇总[12]。图 5—7分别为 15 s，1 min，3 min后负荷变化量与凝结水流量变化量的关系。

表3 凝结水节流调频负荷特性测试的数据

图5 15 s后负荷变化量与凝结水流量变化量的关系

图6 1 min后负荷变化量与凝结水流量变化量的关系

图7 3 min后负荷变化量与凝水流量变化量的关系

图8为除氧器与热井水位变化的关系。在凝结水节流调节的基础上，为了减少凝结水流量的大幅变化对热井、除氧器水位的影响，还可以进一步优化设计，主要有2种技术路线：

（1）在低加抽汽管道上安装调门，可以通过关小调门开度来减少低加抽汽量，减少的抽汽量留在低压缸内继续作功，从而达到瞬时增加负荷的目的。但是该技术路线需要在较粗的低加抽汽管道上额外装设1个调节阀，施工难度大，投资价格高，性价比较低。

（2）在低加水侧增设1路旁路调阀，入口设在轴封加热器出口后第1级低加的进口，出口设在除氧器前最末级低加的出口位置[13]。可以部分地消解凝结水节流对除氧器负液位的影响。部分科研机构对此有较深入的研究，而且也已经有实际的应用案例。

图8 除氧器与热井水位变化的关系

1.4 高压加热器的调节应用

高压加热器（简称高加）调节的原理是当电网频率过低时，开启给水流量调节旁路，部分给水经旁路接至高加给水出口三通阀前，以减少进入高加的给水量，从而减少高加抽汽量，增大汽轮机作功能力，达到增加机组出力稳定电网频率的目的[14]，热力系统图如图9所示。

图9 高加调节热力系统

高加调节方法如果单独作为响应一次调频或AGC的方法，其初始阶段的负荷响应速率较慢，但作为主汽调阀方式下调频或者AGC的补充，是一种经济合理的运行方式。主汽调阀+小旁路的模式基本与增加主汽压力0.5 MPa的调频效果接近。

高加小旁路参与一次调频试验的结果汇总下表4所示。

表4 高加小旁路一次调频试验结果汇总

2 灵活性应用的发展方向

2.1 高低旁路的应用

旁路系统最早从欧洲直流炉发展而来，逐渐演变为大容量单元制、再热机组快速启停的标配。旁路系统可以适时地平衡锅炉的产汽量和汽轮机的用汽量，稳定锅炉和汽轮机的运行。旁路的设置目的契合灵活性运行的初衷。

目前高参数、大容量中间再热式汽轮机都配置了功能完善的旁路系统，高、低压两级串联旁路是主流，旁路系统多配置为25%～40%BMCR（锅炉最大出力工况）容量，少数有50%，甚至100%容量。能够满足机组灵活性运行对负荷的要求。高低旁调阀动作速度快，快速减负荷效果明显。

在实际机组正常运行中，开启高低压旁路，对系统冲击大。而且高低旁内漏本来就是一个运行难题，频繁启停，会显著增加旁路内漏的几率，严重影响机组运行的安全性、经济性；特别是低旁开启后，大量高温高压蒸汽进入凝汽器，影响凝汽器的安全运行[15]。所以在旁路阀没有技术性革命进步的前提下，旁路参与灵活性运行调节可操作性不强。

2.2 减温水喷水调节

利用减温水喷水调节优点是速度快，过热器减温水、再热汽减温水瞬间变成过热蒸汽、再热蒸汽，有助于负荷的快速增加。临时喷入的减温水可以在几秒钟内使得负荷增加几个百分点。喷水减温系统有调节阀，喷水流量可以准确控制。值得注意的是，喷水减温是汽温调节的辅助手段，对机组正常运行影响大，特别是再热汽减温水的喷入，严重影响机组运行的经济性；大量冷水进入蒸汽系统，会造成锅炉和汽轮机入口处温度的明显降低，增加运行的安全隐患。

由于减温水压力非常高，如果频繁使用喷水减温，很容易造成、加剧减温水调节阀内漏问题，严重影响机组运行的安全性、经济性。该技术的应用也有待于新材料、新技术的革新。

2.3 发展蓄能技术

大力发展蓄能技术，有助于机组更加有效的响应负荷侧快速变化。

2.3.1 抽水蓄能

抽水蓄能机组的最基本功能就是调峰、调频，快速响应负荷变化贯穿于抽水蓄能运行的全过程。抽水蓄能机组结构简单、控制方便，可以随需要大幅度快速增加功率或减少功率，可以有效地响应负荷的频繁波动，优化负荷曲线，其主要问题是建设选址难度较大，在国内抽水蓄能机组比例太低，远远低于日本、美国等发达国家的比例[16]。

2.3.2 供热机组蓄能

供热机组的抽汽调节策略就是当电网侧有调峰需求时，供热机组在短时间内将部分供热负荷转为发电负荷，实现机组负荷的灵活性运行。在不影响热用户的前提下，充分利用供热热网蓄热，大幅度提高机组负荷响应速率，运用得当可以有效的补偿风电等随机性扰动，实现了机组供热工况和非供热工况的无扰切换。

2.3.3 热水罐蓄能

北欧等国研究的热水罐蓄能技术就是在热力系统中增加1个大型的热水箱，在正常运行时，为热水箱提供加热蒸汽，相当于把能量先行储蓄在热水箱中，当机组需要灵活调节时，把蓄能传递回热力系统中，有报道称该热水储蓄技术较好地解决了北欧等国冬季居民洗澡的峰谷问题[17]。