第37卷，总第215期2019年5月，第3期
《节能技术》
ENERGY CONSERVATION TECHNOLOGY Vol.37,Sum.No.215
May.2019,No.3
SIMENS 9F 二拖一机组供热方式下
灵活启停调峰技术
梁言凯，关天罡，马万军，边 防，侯 宝，李振海，刘克然(京能集团北京京桥热电有限责任公司，北京 100067)
摘 要：为了解决西门子9F 级二拖一燃气———蒸汽联合循环机组在冬季处于抽凝及背压供热工况下，机组无法配合电网进行快速启停调峰消纳清洁风电，以及启停调峰过程中中断供热的问题。在不进行发电机组大规模系统改造的前提下，通过采用大负荷偏差法并、退汽，汽轮机保护参数修改，启停控制逻辑优化，以及一系列创新的控制策略等，从而实现机组在抽凝及背压供热方式下配合电网进行快速启停调峰消纳清洁风电的同时不停止对外供热。通过实际启停调峰试验验证：机组在抽凝背压工况下起停调
峰时，启动全过程耗时由6h 缩短至1.5h 以内，停运全过程耗时由6h 缩短至1h 以内，并且启停调峰过程中机组正常对外供热。通过采用新的启停调峰技术方案，机组可在全工况下进行快速启停调峰，并且可实现过程的全自动，与机组正常纯凝工况下启停调峰的灵活性和安全性已无差别。
关键词：西门子;9F 级；联合循环；抽凝及背压；供热；起停调峰；并、退汽
中图分类号:TP242 文献标识码:A 文章编号:1002-6339(2019)03-0270-05
收稿日期 2019-01-10 修订稿日期 2019-05-25
作者简介：梁言凯(1989~)，男，工程硕士，工程师，从事联合循环机组优化运行相关方面工作。
SIMENS 9F Two Tow One Combined Cycle —heat -supply Form
Flexible Peak -shaving Technology
LIANG Yan -kai,GUAN Tian -gang,MA Wan -jun,BIAN Fang,HOU Bao,LI Zheng -hai,LIU Ke -ran
(Beijing Energy Group Beijing Jingqiao Thermal Power Co.,Ltd.,Beijing 100067,China)Abstract :This paper aims to solve the problem that Siemens 9F class two -tow -one gas -steam com⁃
bined cycle unit is in condensation and back pressure heating condition in winter,in which the unit can not cooperate with the power grid to quickly start and stop peak -shaving to absorb clean wind power and interrupt heating during peak -shaving process.Without large -scale system transformation of generating units,by adopting large load deviation method,merging and degassing,modification of protection param⁃eters of steam turbines,optimization of start -stop control logic and a series of innovative control strate⁃
gies,the unit can achieve rapid start -stop peak regulation to absorb clean wind power in conjunction with power grid under condensation and back pressure heating modes.At the same time,external heating is not stopped.Through the test and verification of the actual start -up and shut -down peak -shaving test,when the unit starts and shut -down peak -shaving under the condition of pumping back pressure,
the whole start -up time is shortened from 6hours to 1.5hours,the whole shutdown time is shortened
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from6hours to less than1hour,and the unit normal external heating during the start-up and shut-down peak-shaving process.By adopting the new peak-setting technology,the unit can start and stop peak-setting quickly under all working conditions,and can realize the full automation of the process. which is not different from the flexibility and safety of peak-setting under the normal pure condensation condition of the unit.
Key words:Simens;9F;combined cycle;condensation extraction and back-pressure;heat-supply form;peak-shaving;put in and out Line
0 引言
近年随着北京市电网用电负荷不断的增长，北
京作为特大城市也伴随产生了昼夜间用电负荷峰谷
差极大的问题。并且华北电网夜间还要进行新能源
风电负荷的消纳，这就更加加重了昼夜间负荷的峰
谷差。而燃气联合循环机组由于有着启停灵活、负
荷响应速度快的优点，承担起了配合电网进行启停
调峰，平衡电网昼夜负荷峰谷差的任务。目前国外
及国内21世纪初期引进的三大主机厂商的联合循
环机组多为一拖一单轴形式，机组进行启停调峰时
只需将整套机组停运即可，无需进行二拖一与一拖
一方式转换[1]。而二拖一燃气联合循环机组进行启停调峰时，需进行状态转换[2]。但随着近些年联合循环发电技术的不断进步，纯凝工况下一拖一与
二拖一状态转换已可全自动完成，耗时在1h内，操
作的灵活性、安全性极高，可快速有效的配合电网承
担启停调峰任务[3]。
发动机启停技术当进入冬季供热期后，联合循环机组由于担负
城市供暖的任务，为了保证城市供暖，机组维持基本
供热负荷不参与启停调峰任务。因此，当机组冬季
供热处于抽凝或背压工况运行时，二拖一机组再进
行启停调峰目前国内外并没有成熟的技术和行业内
的其他经验[4]。目前冬季供热季仍采用原纯凝工况的启停调峰方案：采用原纯凝工况启停调峰方案进行抽凝及背压供热工况下启停操作时，需先将机组由背压工况切为抽凝工况(耗时2h)，再将抽汽调门关至最小基本接近纯凝工况(此时供热已基本退出，耗时2h)，然后再进行机组启停并、退汽操作(耗时2h)，整体需要耗时约6h左右。而且在此期间，机组已基本停止对外供热，对北京市城市供热主管网的影响较大[5]。并且燃机启停调峰操作的灵活性和安全性也较差，无法实现配合电网快速进行启停调峰消纳清洁能源的任务。
因此，针对目前华北电网的调峰需求，以及冬季
保供热的民生要求，就迫切的需要开发出一套二拖
一联合循环机组的供热方式下灵活启停调峰技术，以满足调峰和保证供热要求。
1 机组概况
北京某燃气—蒸汽联合循环电厂，配置一套SI⁃MENSE9F级二拖一多轴燃气—蒸汽联合循环机组。燃气轮机为两台西门子SGT5-4000F(4)型燃机；汽轮机为上汽配套研发的169型汽机；余热锅炉为两台无锡华光锅炉厂生产的三压、无补燃、一次再热、自然循环余热锅炉。发电机为三台上汽生产的300MW级水-氢-氢冷发电机。
机组采用二拖一分轴布置，燃机和汽机各自拖动一台发电机运行；二拖一运行方式为：两台余热锅炉产生的高、中、低压蒸汽采用母管制，并汽至母管后进入汽轮机做功；机组也可采用一台燃机+汽轮机一拖一方式运行。
汽轮机为双缸两排汽、高中压合缸、无调节级、一级再热、无回热、中压缸排汽设一级调整抽汽、一级低压补汽。汽机低压转子与高中压转子间安装3S离合器。机组处于纯凝和抽凝工况运行时,3S离合器啮合，汽机为一根转子。机组冬季背压工况运行时,3S离合器脱开，切除低压转子，汽机切为高中压缸背压方式运行。中压缸排汽和低压补汽全部用进入热网系统进行供热[5](如图1所示
)。
图1 二拖一联合循环机组原则性热力系统图
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2 机组纯凝工况下启停调峰技术
2.1 纯凝工况下由一拖一转为二拖一启动并汽
方案
#2燃机启动并网后，设置全厂总负荷360MW (因中压旁路减温能力限制，需燃机负荷小于160MW)。#2燃机将根据协调控制速率升负荷，同时#1燃机以相同速率降负荷，维持全厂总负荷不变。当两台燃机负荷相同约130MW时，燃机负荷并汽前调整结束。维持运行直至两台余热锅炉高、中压蒸汽满足并汽条件。
余热锅炉并汽条件
(1)两台燃机负荷偏差在10MW以内;
(2)两台炉高压主蒸汽压力偏差小于0.5MPa，中、低压蒸汽压力偏差小于0.2MPa; (3)两台炉主、再热蒸汽温度、低压蒸汽温度偏差小于20℃。
余热锅炉自动并汽操作及过程
(1)检查两台余热锅炉蒸汽参数满足并汽要求，确认#2炉汽水品质合格;
(2)高、中、低压旁路及分汽调门均在自动控制(ASA或RMT方式);
(3)进行两台炉高、中压主汽并汽操作。自动并汽顺控控制：待并汽侧中压主汽并汽电动门开启56s后，高压主汽并汽电动门自动开启；并汽过程中汽轮机负荷缓慢上升，高中压旁路缓慢关闭[6];
(4)低压蒸汽并汽操作。#2炉低压蒸汽在两台燃机负荷一致时，投入并汽顺控后自动开启#2炉低压蒸汽并汽电动门，待#2炉并汽电动门全部开启后，低压蒸汽并汽完毕;
(5)机组纯凝工况下由一拖一转为二拖一启动及并汽结束。#2燃机启动及并汽全过程耗时约
1.5h左右，机组启动灵活、安全性高[2]。
2.2 纯凝工况下由二拖一转为一拖一停运及退汽
方案
(1)在“二拖一”方式下，机组以协调方式降负荷至总负荷约350MW(以燃机负荷降至IGV最小开度负荷约100MW为准);
(2)执行待停运余热锅炉自动退汽顺控。
待停运侧余热锅炉中压旁路在约15min缓慢开至35%，高压旁路在约20min缓慢开至25%。高压旁路减温水自动开启并维持高旁后温度在340℃，中压旁路减温水自动开启，并维持中旁后温度在120℃;
当高压旁路开度达到25%，高压主汽并汽电动门自动关闭同时冷再分汽调门及电动门自动关闭，中压旁路开启达到35%，中压并汽电动门自动关闭。
退汽结束后，燃机降负荷至30MW，执行停机顺控，停机退汽操作结束，整体耗时约为1h左右，机组停运灵活、安全性高[5]。
3 抽凝及背压工况时采用纯凝工况启停调峰技术遇到的问题及解决方案
3.1 疏水联开导致汽机跳闸问题及解决方案
抽凝及背压工况下一台燃机退汽后，汽机负荷将低于60MW，此时将触发汽机高压、冷再、热网抽汽疏水系统部分疏水门自动联锁开启，并且汽机本体的3个汽机本体疏水门无法打禁操(电磁阀为长指令，打禁操后反而将联锁开启)。疏水门联开后，将导致汽机负荷迅速降低，低于45MW后将联锁再开启一部分疏水门，负荷低于30MW后又将触发联锁开启疏水门，结果会导致43MW左右时，高压缸压比低于1.7汽机跳闸[5]。
原设计逻辑疏目的为：纯凝工况时，若汽机负荷低于60MW，说明此时燃机负荷已低于100MW(实际约为50MW左右)。而此时的高压主汽、冷再蒸汽和中压缸排汽过热度不足，所以疏水门联开。
但是当机组处于抽凝和背压工况时，由于抽汽量大，低压缸做功已很少，背压工况时低压缸都已切除，汽机负荷主要为高中压缸做功。所以当机组为抽凝和背压工况时，汽机负荷低至60MW时，燃机负荷仍很高(大抽汽量和背压工况时燃机负荷满足大于100MW)，所以高压主汽、冷再蒸汽和中压缸排汽过热度能满足要求，无需疏水门60MW联锁开启，导致此问题发生。
解决方案：将汽机管道及本体60MW联锁开启的疏水门定值优化，当热网抽汽调门>10%，将联开定值改为38MW。(纯凝工况下此逻辑保持现有逻辑)
3.2 退尧并汽时因热网抽汽压力波动导致热网及汽
轮机跳闸相关问题和解决方案
原方案中机组并、退汽时，由于采用两台燃机同负荷并退、汽方案，单台炉的并、退汽蒸汽量占比均为总汽量的一半。因此，热网抽汽母管压力也会急剧升高或降低一倍，造成热网加热器内水位大幅摆动，达到保护定值将造成加热器解列，甚至造成汽轮机跳闸[7-9]。
解决方案:
(1)采用大负荷偏差并、退汽法，即待退汽机组
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维持低负荷运行，保留运行机组满负荷OTC运行，降低待并退汽侧蒸汽占比；实际方案为待并、退汽燃机降负荷至120MW(因中压旁路减温能力限制，需燃机负荷<160MW；若燃机负荷小于IGV最小开度负荷约100MW时，主汽温将随之降低，蒸汽中可能带水，所以选择120MW负荷)，而运行燃机则升负荷至OTC满负荷，保持最大负荷偏差并、退汽。
(2)退、并汽过程中应注意及时调整热网循环水侧流量；防治退汽时因热网加热器内水量过大、蒸汽量过小而形成负压，加热器内水位波动；防止并汽时因热网加热器内水量过小、蒸汽量过大，造成加热器超温问题。
3.3 机组抽凝及背压工况下采用原并汽顺控所遇
到的问题及解决方案
机组高中压主汽并汽顺控第4步逻辑要求:#1、#2机负荷偏差小于20MW。在机组进行一拖一背压切至二拖一背压运行时，两台机并汽采取大负荷偏差并汽方案，所以并汽顺控执行至第4步时需进行跳步操作。
解决方案:
(1)将并汽顺控第4步判定条件删除。
(2)增加新启动燃机负荷小于160MW判据，保证中压旁路不超温。
3.4 机组抽凝及背压工况下采用原退汽顺控所遇
到的问题及解决方案
高中压蒸汽系统退汽SGC步序第53步中有一判定条件，待停运燃机负荷为IGV最小开度负荷(约100MW)。而当机组在抽凝及背压工况下由二拖一转一拖一运行时，只需将燃机负荷降至120 MW进行退汽，不满足此判据。
解决方案:
(1)将退汽顺控第53步判定条件删除。
(2)增加待停机燃机负荷小于160MW判据，保证中压旁路不超温。
3.5 由二拖一转为一拖一运行时中压缸进汽压力
低保护动作，触发热网跳闸的问题及解决方案 上汽169型汽机热网保护逻辑中规定：中压缸进汽压力小于1.1MPa将触发热网跳闸。当机组抽凝及背压工况下由二拖一转为一拖一运行时，由于退汽时压力突降，中压缸进汽压力将小于1.1MPa，触发保护[5]。
解决方案：通过热力性能计算，在保证汽机压比和冷却流量的要求下，机组一拖一运行时，中压缸进汽压力大于0.75MPa即可满足汽机稳定运行。因此，将保护定值改为0.75MPa。
4 机组抽凝及背压供热工况下启停调峰技术方案
4.1 抽凝及背压停运退汽技术方案:(大负荷偏差
退汽)
(1)将待停运燃机负荷降至120MW，并将保留运行燃机升负荷至OTC满负荷，保证最大负荷偏差，尽量降低退汽蒸汽量占比。
(2)降低热网循环水流量，将热网供水温度升至额定温度120℃。防止退汽过程中加热器内形成负压，调节水流量时加热器内水位大幅波动。(3)退汽前通过调节热网抽汽调阀开度，控制中压缸压比在5~6之间；退汽过程中，因汽机通流面积未变，所以汽机中压压比将基本维持稳定。(4)执行待停运余热锅炉自动退汽顺控。
待停运侧余热锅炉中压旁路在约15min缓慢开至35%，高压旁路在约20min缓慢开至25%。高压旁路减温水自动开启并维持高旁后温度在340℃，中压旁路减温水自动开启，并维持中旁后温度在120℃;
当高压旁路开度达到25%，高压主汽并汽电动门自动关闭同时冷再分汽调门及电动门自动关闭，中压旁路开启达到35%，中压并汽电动门自动关闭。
(5)退汽过程中应注意观察监视，保证维持热网加热器内部压力大于0.02MPa以上; (6)待高、中压主汽退汽结束后，逐渐将待停运侧余热锅炉的低压补汽退出，机组抽凝及背压工况下退汽操作结束。
(7)执行待停运燃机停运解列的顺控操作(如图
2)。
图2 新技术方案下停机退汽操作曲线
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4.2 抽凝及背压启动并汽技术方案:(大负荷偏差
并汽)
(1)将待并汽燃机负荷升至120MW，并将运行燃机升负荷至OTC满负荷，保证最大负荷偏差，尽量降低并汽蒸汽量占比。
(2)并汽前通过调节热网抽汽调阀开度，控制中压缸压比5~6之间；并汽过程中，因汽机通流面积未变，所以汽机中压压比将基本维持稳定。(3)增加热网循环水流量，将热网供水温度降至最低供水温度80℃左右。防止并汽过程中加热器内蒸汽量突升而造成的超温，以及并汽过程中调节水流量时加热器内水位大幅波动。
(4)检查两台炉高、中压主汽压力、温度，温度偏差小于50℃，压力偏差小于0.5MPa。(5)若压力偏差较大，退出待并汽侧高、中压旁路ASA或RMT控制方式，投入高、中压旁路压力自动控制，逐渐提升对应高、中压旁路压力自动目标值，向运行炉压力靠拢。最终调整两台炉高、中压蒸汽压力基本一致。
(6)执行自动并汽顺控。
(7)检查待并侧余热锅炉对应的高、中压并汽电动门自动开启，汽轮机负荷逐渐上升。(8)监视汽轮机中压缸压比变化以及热网加热器供水温度变化趋势；控制中压缸压比在4~7之间，热网供水温度不大于110℃。
(9)高、中压主汽并汽结束后，逐渐将两台燃机负荷调整一致，并检查高、中压低旁路应逐渐自动关闭；根据中压缸压比调整热网抽汽调阀开度，控制中压缸压比在4~7之间。
(10)缓慢开启待并侧余热锅炉低压主汽至热网抽汽电动门，并逐渐关闭低压旁路调阀，完成低压蒸汽并汽操作。
(11)机组抽凝及背压供热工况下并汽操作完毕[2](见图3)。
5 取得的经济效益
采用原技术方案，机组启停调峰整体过程中机组供热中断约4~6h，平均每小时损失供热量约为1000GJ，折合经济效益约8.9万元/h。
每次起停调峰可增加经济效益为
8.9万元/h×贼≈35.6~53.4万元
全年若按照10次供热工况下的启停调峰计算，全年可增加效益约356~534万元。
6 结论
(1)采用新技术方案后，经过2018年10-12
月
图3 新技术方案下启动并汽操作曲线
供热季机组抽凝及背压工况启停调峰实际验证，启动时间由6h降为1.5h以内，停运时间由6h降为
1h以内，灵活性大幅提高，与纯凝工况完全相同。
(2)通过控制逻辑、保护参数、并退汽方法的优化，供热方式下启停调峰的安全性明显提升，与纯凝工况完全形同。
(3)联合循环机组在全工况下均可配合电网进行快速起停调峰，大幅度提高了电网运行安全性和消纳风电等清洁能源的能力，并且避免了在调峰过程中停止对外供热的弊端，产生的经济效益和社会效益极其明显。
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