摘要：内蒙古京能康巴什热电有限公司是热电联产型企业，盈利主要靠两个方面：一、足够的上网电量；二、供热期的康巴什地区供热（本文主要从供热方面展开分析）。公司处于蒙西网内，随着网内火电、风电、光伏电站的装机容量不断攀升，国家全面节能减排、清洁能源优先上网的政策，以及电网改革等多方面的现实压力，公司面临越来越严峻的供电形势，低负荷可能常态化。电负荷难协调，也会造成供热期供热能力受限。如果实现了低负荷下最大限度的供热出力， 也就是说增加了供热出力就会提升公司的盈利能力。该如何实现呢？难题摆在了公司面前。
关键词：供热出力；低负荷；盈利
前言
内蒙古京能康巴什热电有限公司设计两台350MW超临界供热机组。进入供热期后，通过开启汽轮机5段抽汽供热逆止阀和调整阀EV的开度，关小中压缸排汽管道上的LV阀，将热网加热器中的水加热至热力公司要求温度来实现对外供热。如见图所示：每台机组设计两台热网加热器，共4台，4台热网循环水泵， 3运1备。
公司自投产以来，已经历了两个供热期，每个供热期均存在以下问题亟待解决：一、环境温度较低时，机组处于175MW~190MW负荷之间，热力公司要求的供热温度与供热流量较高，此时公司的抽汽能力总是受到各方因素的限制无法满足供热公司的需求；二、无法足额提供供热公司需求的热量时，公司经济利益受损，盈利能力下浮。为了从根本上解决以上两个问题，在保证运行安全的前提下进行了如下几个试验，通过试验结果进行分析、比对、归纳、总结，最终得出了比较理想了结果，同时给出可供指导操作的参数建议，方便运行人员调整参考，以便能在以后的供热期内起到参考作用，最终实现公司供热盈利提升。
接下来，让我们来关注整个实验过程。
一、试验工况选取
1、两台机组均处于供热期，运行状态，机组各参数现实正常，运行工况良好，机组负荷处于175MW~190MW之间，且负荷相对保持稳定足够长的时间。
2、供热流量9200T/H~9500T/H之间（根据两年时间的观察，此流量基本是供热公司要求的最大流量），且流量保持稳定足够长的时间。
3、与供热公司沟通，允许供热温度出现小幅波动。
6、抽汽温度限制：中压缸排汽温度不能超过限制值388℃，若中排温度上升至350℃，应停止试验（厂家设计值）。
7、低压缸最小排汽量限制：抽汽工况下，为防止低压缸末级叶片因排汽容积流量太小，进入鼓风状况，低压缸进口压力不得低于0.02MPa（厂家设计值）。
8、为确保中压末级叶片压差处在安全范围内，5段抽汽压力应高于以下规定值，但不得高于0.65MPa（厂家设计值）。
计算公式：P中排+0.08=(P调节级+0.086)/30
当调节级压力为8.0MPa时，控制中排抽汽压力大于0.21 MPa。
当调节级压力为8.5MPa时，控制中排抽汽压力大于0.22 MPa。
当调节级压力为9.0 MPa时，控制中排抽汽压力大于0.23 MPa（175MW）。
当调节级压力为9.5MPa时，控制中排抽汽压力大于0.25MPa。
当调节级压力为10.0 MPa时，控制中排抽汽压力大于0.27MPa。
9、不同负荷下对应热网最大抽汽量限制值（厂家设计值）：
二、试验前机组存在的问题
1、环境温度较低时，机组处于175MW~190MW负荷之间，热力公司要求的供热温度与供热流量较高，此时公司的抽汽能力总是受到各方因素的限制无法满足供热公司的需求。
2、运行人员在调整LV阀、EV阀时，经常导致6号低压加热器抽汽压力不足，不能实现疏水逐级自流，机组经济性变差。
3、运行人员在调整LV阀、EV阀时，经常导致6号低压加热器液位大幅波动，加热器存在跳闸风险。
4、机组处于175MW~190MW负荷之间，随着供热抽汽量的增大，进入低压缸的蒸汽流量势必减少，主机循环水温升较小，出现主机间冷塔防冻方面的困难。
5、运行人员在调整LV阀、EV阀时，由于没有具体的参数作为操作依据，操作过程中总是畏首畏尾。
三、试验目的
1、环境温度较低时，机组负荷处于175MW~190MW之间，热力公司要求的供热温度与供热流量较高，通过试验，解决公司的抽汽能力限制，最大限度满足供热公司的需求。
2、通过试验，得出合适的LV阀、EV阀开度，彻底解决运行人员在调整LV阀、EV阀时，经常导致6号低压加热器抽汽压力不足，不能实现疏水逐级自流及加热器存在的跳闸风险。
3、通过试验，得出合适的LV阀、EV阀开度值，并以此作为以后的供热期内运行人员操作的参考值，使各个值的操作水平得到提升，操作更加规范化。
4、通过试验，找到试验过程中的存在的其它问题，找出其根源，并给出解决方法建议。如：机组负荷波动等问题。
5、通过试验，观察机组在试验过程中所有参数（如：低压缸排汽温度、机组各瓦振动、轴承回油温度、中压缸排汽压力、中压缸排汽温度、胀差、轴向位移等）变化是否正常，是否能够满足长周期运行。
6、中压缸排汽温度在限定值以内，小于350℃。
7、低压缸进口压力在限定值以内，大于0.02MPa。
8、为确保中压末级叶片压差处在安全范围内，5段抽汽压力应高于0.23 MPa但不得高于0.65MPa。
9、热网最大抽汽量在限定值以内，小于250T/H。
四、试验一
一号机组负荷稳定在180MW，供热流量9200T/H，通过调整LV阀和EV阀开度，观察一号机组两台热网加热器出口热水温度的变化以及机组其它参数的变化情况。如图：
这里就图1到图4中所列参数进行简单说明。这四张图中红色线代表1号热网加热器出口水温，黄色线代表EV阀开度，草绿色代表LV阀开度，蓝色线代表机组负荷，墨绿色线代表2号热网加热器出口水温，橙色线代表环境温度，白色线代表供热流量，粉色线代表供热抽汽量。
图1是试验开始前，机组负荷已在180MW稳定一段时间，参数选择基本是稳定后的参数及近似平均值，图2和图3分别是试验开始和结束的时间，从图中可以看到试验过程中改变的只是LV阀和EV阀开度，试验结束时LV阀开度21.1%，EV阀开度15.35%。图4是试验结束后，稳定一段时间后的参数值。试验前后变化值见表格1，可以看出试验前后随着EV阀、LV阀开度的调节，1号热网加热器出口水温、2号热网加热器出口水温、供热抽汽量均有很大的上升。试验前后变化值见表格1。
表格 1
表格 2
图1 试验前
图2 试验开始
图3 试验结束
图4 稳定一段时间后的变化
图5 试验前其它参数一
图6 试验后其它参数一
图7 试验前其它参数二
图8 试验后其它参数二
这里就图5图6中所列参数进行简单说明，红色线代表EV阀开度，黄色线代表LV阀开度，草绿色代表轴向位移，蓝色线代表机组胀差，墨绿色线代表机组振动，橙色线代表轴承回油温度，白色线代表低压缸排汽温度，粉色线代表低压缸进汽压力。
图中选取的参数均取运行中的显示最高值的测点，具有代表性。从图中可以看到，各参数曲线变化都比较平稳，试验前后变化值见表格2，可以看出各参数试验前后变化很小。
这里就图7图8中所列参数进行简单说明，红色线代表EV阀开度，黄色线代表LV阀开度，草绿色代表6段抽汽压力，蓝色线代表6号低加正常疏水调门开度，墨绿色线代表6号低加事故疏水调门开度，橙色线代表6号低加液位，白色线代表低压5段抽汽压力。
图中选取的参数均取运行中的显示最高值的测点，具有代表性。试验前后变化值见表格3，可以看出试验前后除了5段抽汽压力变化较大外，其余参数变化都很小。
表格3
图9 试验前其它参数三
图10 试验后其它参数三
这里就图9图10中所列参数进行简单说明，红色线代表中压缸排汽温度。
试验前后变化值见表格4，可以看出试验前后参数变化都很小。
表格4
在这次试验中，通过对表格1的观察发现，试验过程中环境温度、供热流量、机组负荷基本不变，在满足试验前提条件下，LV阀关小了3.7%，由24.8%关小到21.1%，EV阀开大0.05%的情况，1号热网加热器出口水温上升4.08℃，由81.41℃上升到85.49℃，2号热网加热器出口水温上升4.06℃，由82.87℃上升到86.93℃，供热抽汽量增加28T/H，由162 T/H增加到190 T/H，（没有超出厂家设计值250T/H），机组的供热能力出力得到提升，公司供热盈利增加。
同时通过表格2、表格3、表格4观察发现，在LV阀关小了3.7%，EV阀开大了0.05%的情况下，机组其它各参数变化不明显，满足长周期运行的需求。6号低加液位在试验过程中虽然从在波动，但是通过调整后能够满足逐级自流，机组的经济性不会受到太大影响。低压缸进汽压力0.11MPa,远大于最小排汽量限制0.02MPa。5段抽汽压力0.33MPa，处于中压末级叶片压差所要求安全范围内。中压缸排汽温度281℃，远小于在限定值350℃。
通过试验一，基本可以得出：实验目的基本完成，试验比较成功的结论。
五、试验二
一号机组负荷稳定在175MW，供热流量9200T/H，通过调整LV阀和EV阀开度，观察一号机组两台热网加热器出口热水温度的变化以及机组其它参数的变化情况。此次试验分三个阶段，试验开始、试验中期、试验后期，从试验中期到后期只改变EV阀开度，期望能得到一个合适的EV阀开度值，并以此值作为以后的供热期内运行人员操作的参考值。如图：
图11 试验前
图12 试验开始
图13 试验中期
图14 实验后期
这里就图11到图14中所列参数进行简单说明。这四张图中红色线代表EV阀开度，黄色线代表LV阀开度，草绿色代表1号热网加热器出口水温，蓝色线代表2号热网加热器出口水温，墨绿色线代表机组负荷，橙色线代表供热抽汽量，白色线代表供热流量，粉色线代表环境温度。
图11是试验开始前，机组负荷已在175MW稳定一段时间，参数选择基本是稳定后的参数及近似平均值，图12、图13、图14分别是试验开始、试验中期和试验后期。试验三个阶段的参数变化值见表格5，可以看出试验前、中期两个阶段，随着EV阀、LV阀开度的调节，1号热网加热器出口水温、2号热网加热器出口水温、供热抽汽量均有很大的上升；试验后期，随着EV阀开度的调小，1号热网加热器出口水温、2号热网加热器出口水温、供热抽汽量又出现回落现象。试验前、中、后期变化值见表格5。
EV阀开度LV阀开度1号热网加热器出口水温2号热网加热器出口水温机组负荷供热抽汽量供热流量环境温度
表格5
图15 试验前其它参数一 图16 试验后其它参数一
这里就图15图16中所列参数进行简单说明，红色线代表EV阀开度，黄色线代表LV阀开度，草绿色代表轴向位移，蓝色线代表机组振动，墨绿色线代表机组胀差，橙色线代表轴承回油温度，白色线代表低压缸排汽温度，粉色线代表低压缸进汽压力。
图中选取的参数均取运行中的显示最高值的测点，具有代表性。从图中可以看到，各参数曲线变化都比较平稳，这里只用试验前、试验后期两个阶段的参数数值来列表说明整个实验过程中参数的变化。试验前后变化值见表格6，可以看出各参数试验前后变化很小。
表格6
这里就图17到图19中所列参数进行简单说明，红色线代表EV阀开度，黄色线代表LV阀开度，草绿色代表6段抽汽压力，蓝色线代表6号低加正常疏水调门开度，墨绿色线代表6号低加事故疏水调门开度，橙色线代表6号低加液位，白色线代表低压5段抽汽压力。
图17 试验前其它参数二
图18 试验中期其它参数二
图19 试验后期其他参数二
图中选取的参数均取运行中的显示最高值的测点，具有代表性。试验前、中期、后期变化值见表格7，可以看出试验中除了5段抽汽压力变化较大外，其余参数变化都很小。
图 20 试验前其它参数三
图 21 试验后其它参数三
这里就图20图21中所列参数进行简单说明，红色线代表中压缸排汽温度。
试验前后变化值见表格8，可以看出试验前后参数变化都很小。
在这次试验中，通过对表格5的观察发现，试验过程中环境温度、供热流量、机组负荷基本不变，在满足试验前提条件下，在试验中期时，LV阀关小了4.43%，由25.43%关小到21%，EV阀关小0.23%，由14%关小到13.77%，1号热网加热器出口水温上升5.31℃，由82.15℃上升到87.46℃，2号热网加热器出口水温上升5.38℃，由83.14℃上升到88.52℃，供热抽汽量增加38T/H，由154 T/H增加到192 T/H（没有超出厂家设计值250T/H），机组的供热能力出力得到提升，公司供热盈利增加。为了能够得出合适的LV阀、EV阀开度值，并以此值作为以后的供热期内运行人员操作的参考值，由试验中期进入试验后期时，EV阀再次关小0.12%，由13.77%关小到13.65%，观察看出试验后期比试验中期，1号热网加热器出口水温下降4.13℃，由87.46℃上升到83.33℃，2号热网加热器出口水温下降3.89℃，由88.52℃上升到84.63℃，供热抽汽量下降22T/H，由192 T/H增加到170 T/H。再来看一下试验后期与试验前的数据对比，不难发现试验后期的数据均优于试验前。
表格 7
表格 8
同时通过表格6、表格7、表格8观察发现，在LV阀关小，EV阀关小的情况下，机组其它各参数变化不明显，满足长周期运行的需求。6号低加液位在试验过程中虽然存在波动，但是通过调整后能够满足逐级自流，机组的经济性不会受到太大影响。低压缸进汽压力0.11MPa,远大于最小排汽量限制0.02MPa。5段抽汽压力0.31~0.35MPa，处于中压末级叶片压差所要求安全范围内。中压缸排汽温度282℃，远小于在限定值350℃。
通过试验二，基本可以得出：实验目的基本完成，试验比较成功的结论。同时通过这三个阶段的数据对比，这里建议：当机组负荷175MW时，1号机组LV阀开度按21%调节，EV阀开度按13.7%调节，可以现实低负荷下最大限度的供热出力。
六、试验三
二号机组负荷稳定在175MW，供热流量9200T/H，通过调整LV阀和EV阀开度，观察二号机组两台热网加热器出口热水温度的变化以及机组其它参数的变化情况。如图：
图22 试验开始
图23 试验结束
图24 稳定一段时间后的变化
这里就图22到图24中所列参数进行简单说明。这三张图中红色线代表EV阀开度，黄色线代表LV阀开度，草绿色代表1号热网加热器出口水温，蓝色线代表2号热网加热器出口水温，墨绿色线代表机组负荷，橙色线代表供热流量，白色线代表供热抽汽量，粉色线代表环境温度。
图22是试验开始的时间，机组负荷已在175MW稳定一段时间，参数选择基本是稳定后的参数及近似平均值，图23是试验结束的时间，从图中可以看到试验过程中改变的只是LV阀和EV阀开度，试验结束时LV阀开度16%，EV阀开度16.1%。图24是试验结束后，稳定一段时间后的参数值。试验前后变化值见表格1，可以看出试验前后随着EV阀、LV阀开度的调节，1号热网加热器出口水温、2号热网加热器出口水温、供热抽汽量均有很大的上升。试验前后变化值见表格9。
图25 试验前其它参数一
表格 9
表格 10
表格 11
图26 试验后其它参数一
这里就图25图26中所列参数进行简单说明，红色线代表EV阀开度，黄色线代表LV阀开度，草绿色代表轴向位移，蓝色线代表机组胀差，墨绿色线代表机组振动，橙色线代表轴承回油温度，白色线代表低压缸排汽温度，粉色线代表低压缸进汽压力。
图中选取的参数均取运行中的显示最高值的测点，具有代表性。从图中可以看到，各参数曲线变化都比较平稳，试验前后变化值见表格10，可以看出各参数试验前后变化很小。
图27 试验前其它参数二
图28 试验后其它参数二
这里就图23到图24中所列参数进行简单说明，红色线代表EV阀开度，黄色线代表LV阀开度，草绿色代表6段抽汽压力，蓝色线代表6号低加正常疏水调门开度，墨绿色线代表6号低加事故疏水调门开度，橙色线代表6号低加液位，白色线代表低压5段抽汽压力。
图中选取的参数均取运行中的显示最高值的测点，具有代表性。试验前后变化值见表格9，可以看出试验前后除了5段抽汽压力变化较大外，其余参数变化都很小。
图29 试验前其它参数三
图30 试验后其它参数三
这里就图29图30中所列参数进行简单说明，红色线代表中压缸排汽温度。
试验前后变化值见表格12，可以看出试验前后参数变化都很小。
表格 12
在这次试验中，通过对表格9的观察发现，试验过程中环境温度、供热流量、机组负荷基本不变，在满足试验前提条件下，LV阀关小了1.1%，由17.1%关小到16%，EV阀开大0.9%的情况，由15.2%开大到16.1%，1号热网加热器出口水温上升2.65℃，由76.62℃上升到79.27℃，2号热网加热器出口水温上升2.98℃，由78.04℃上升到81.02℃，供热抽汽量增加28T/H，由131T/H增加到159 T/H，（没有超出厂家设计值250T/H），机组的供热能力出力得到提升，公司供热盈利增加。因为试验结束时，6段抽汽压力显示为零，如果继续关小LV阀可能会使6号低加疏水无法实现逐级自流，所以以此时LV阀、EV阀值作为以后的供热期内运行人员操作的参考值。
同时通过表格10、表格11、表格12观察发现，在LV阀关小，EV阀开大的情况下，机组其它各参数变化不明显，满足长周期运行的需求。6号低加液位在试验过程中虽然存在波动，但是通过调整后能够满足逐级自流，机组的经济性不会受到太大影响。低压缸进汽压力0.12MPa,远大于最小排汽量限制0.02MPa。5段抽汽压力0.24MPa，处于中压末级叶片压差所要求安全范围内。中压缸排汽温度274℃，远小于在限定值350℃。
通过试验三，基本可以得出：实验目的基本完成，试验比较成功的结论。同时通过数据对比，这里建议：当机组负荷175MW时，2号机组LV阀开度按16%调节，EV阀开度按16.1%调节，可以现实低负荷下最大限度的供热出力。
七、试验过程中发现的问题及解决方法
在机组负荷稳定情况下，逐渐关小LV阀，将会引起低压缸进汽量的减少，机组做功能力就会持续减弱。当LV阀存在操作幅度偏大时，低压缸做功能力就会突然受限，导致机组负荷突然下降，随后在机组协调作用下，汽轮机调节汽门开大恢复机组负荷。操作比较缓慢时，一般不会出现类似现象。
在这三次试验过程中，发现均存在一个问题，那就是：在调节LV阀过程中，机组负荷出现突然的波动现象。如图2、图12、图23中用白色线条选中部位所示。尤其是试验二中的一次比较突出，当LV阀由21.2%关至21%时，机组负荷由175MW降至153MW，且持续一段时间，后续通过人为调节才恢复机组负荷。
这表明机组存在以下问题：1、机组在LV阀调节过程中，机组负荷总出现先突降，后突涨现象，说明LV阀调节特性较差，存在一定的调节死区；2、汽轮机调节汽门调节性能曲线存在死区，当机组负荷突降较多时，汽轮机调节汽门将不进行调节；3、操作人员操作过程中操作幅度偏大，且操作后没有留出足够的缓冲时间。
通过讨论，热控方面采用如下方法对汽轮机调节汽门综合阀位进行变更。
在协调控制系统优化逻辑中有一个机主控指令与汽轮机调节汽门开度测算值的比较回路，目的是防止新逻辑投入后新机主控指令出现问题时保证调门不会大幅度摆动，这样能确保不影响机组的安全运行。
汽轮机调节汽门开度测算值是经过机组负荷指令与机前压力设定值（根据滑压曲线得出）折算后的参考值。机主控指令与汽轮机调节汽门开度测算值加上25%取小值（或者与汽机调门开度测算值减去25%取大值）作为实际汽轮机调节汽门阀位指令。最初设计逻辑时是按机组在未供热时采取现场数据进行MATLAB仿真后确定了25%的保护限值，供热后机组工况发生变化，机主控指令与汽轮机调节汽门阀位开度测算值超过了25%。在低负荷175MW时，最大影响24MW机组负荷，高负荷时没有影响。根据供热数据分析，将保护限值上限幅值由25%调整为50%，这样就能保证供热量时机组负荷不受限制。
限幅值为25%是，对机组负荷的影响，见表格13及图31。
表格13 综合阀位限幅量影响负荷量对应折线表
图31 综合阀位限幅量影响负荷量对应折线图
从图32可以看出，机组负荷175MW时，如果抽汽量增大，汽轮机调节汽门综合阀位指令开大30%左右，就不会不影响机组负荷。因此把保护限值上限幅值由25%修改为50%即可满足冬季供热时的机组负荷调节要求。
图 32 不同负荷下，抽汽量改变所对应的综合阀位叠加的指令
从图33可以看出，机组负荷310MW时，如果抽汽量在最大值时，热网退出后综合阀位指令最大将关闭23.5%。因此保护限值下限幅值25%满足负荷调节，不需要对其进行修改。
图 33 机组负荷310MW下，抽汽量改变所对应的综合阀位叠加的指令
通过讨论，操作方面采取如下措施避免LV阀调节过程中机组负荷波动。1、调整时将LV、EV阀时切至阀控方式手动调整。2、LV、EV阀变化速率设定至0.5%/min。3、LV阀每次操作时间间隔大于5min。4、LV阀开度不得低于15%开度。
人为手动操作时，操作失误以及判断不准确的现象不可根除，这里建议将LV变化率设定成自动调节模式，当LV开度小于25%，变化率0.02%/min；LV开度小于35%，变化率0.5%/min；LV开度小于45%，变化率1%/min；LV开度大于45%，变化率3%/min，以减少人为操作的失误。
八、结论
综上，经过以上三次试验，基本可以断定，在机组低负荷时通过调节LV阀和EV阀的开度可以实现供热抽汽量的增加，6号低加液位在调整过程中虽然存在波动，但是通过调整后能够满足逐级自流，机组的经济性不会受到太大影响。低压缸进汽压力远大于最小排汽量限制0.02MPa，5段抽汽压力处于中压末级叶片压差所要求安全范围内，中压缸排汽温度远小于在限定值350℃，同时机组其它各参数变化较小，均能够满足机组长周期运行需求。供热抽汽量的增加，可以最大限度满足供热公司的需求，同时使公司的供热盈利能力得到提升。
通过试验观察，这里给出机组低负荷时合适的LV阀、EV阀开度值，建议以此开度值作为以后的供热期内运行人员操作的参考值，使各个值的操作水平得到提升，操作更加规范化。
当机组负荷变化时，可以根据供热公司的具体要求值进行适当调整。
通过试验发现了在调节LV阀过程中，机组负荷出现突然的波动现象。这主要是因为汽轮机调节汽门综合阀位限定值的设定没有考虑供热期与非供热期的不同导致，除此之外就是人为操作过程中经验不足造成。热控人员已经对汽轮机调节汽门综合阀位限定值进行了修改，需要进一步观察。就为了避免人为手动操作时的失误以及判断不准确的现象这里建议将LV变化率设定成自动调节模式，当LV开度小于25%，变化率0.02%/min；LV开度小于35%，变化率0.5%/min；LV开度小于45%，变化率1%/min；LV开度大于45%，变化率3%/min。
论文作者:徐海龙
论文发表刊物:《基层建设》2019年第19期
论文发表时间:2019/9/17
标签：机组论文; 参数论文; 代表论文; 负荷论文; 加热器论文; 压力论文; 水温论文; 《基层建设》2019年第19期论文;