王海成

(華電能源股份有限公司，哈爾濱 150001)

0 引 言

近年來，中國新能源發(fā)電量迅速增長，電網對新能源的消納問題愈發(fā)突出，進而對傳統(tǒng)燃煤熱電機組的調峰能力和調峰靈活性的要求也越來越高，尤其在三北地區(qū)的冬季供暖期，“電熱矛盾”現象愈發(fā)突出。傳統(tǒng)的熱電機組受到“以熱定電”方式制約，對于供熱市場較大的企業(yè)，機組的電調峰能力相對較差，往往無法參與深度調峰，進而導致電網被迫棄風、棄光，甚至棄核，并且隨著集中供熱的普及推廣，“三棄”現象仍然在不斷加劇。

目前，行業(yè)內許多單位、學者在研究深度調峰及熱電解耦技術，其中效果較為明顯并有成功應用案例的主要包括汽輪機光軸改造、汽輪機低壓缸切缸改造、蓄熱罐改造、電鍋爐改造、汽輪機旁路供熱靈活性改造等。各類靈活性改造的技術路線有著不同的特點，調峰方式和調峰能力也存在差別。對于傳統(tǒng)熱電企業(yè)的靈活性改造屬于“牽一發(fā)而動全身”，往往要涉及鍋爐、汽機、控制系統(tǒng)等多方面的同步改造，通常需要先做全廠、全機組的診斷和評估，再制定具體方案[1-2]。以東北某電廠350 MW超臨界汽輪發(fā)電供熱機組為研究對象，分析了35%容量的汽輪機高低壓旁路供熱技術的特點，研究了汽輪機高低旁路供熱技術在熱電機組靈活性方面的應用，并對旁路供熱靈活性技術的熱電解耦特性以及對提升機組供熱能力和電調峰能力的影響進行了重點分析和研究。

汽輪機旁路供熱技術，就是將高品質蒸汽(主、再熱蒸汽)經減溫減壓后用于供熱，使部分高品質蒸汽從汽缸旁路供熱，降低其在汽缸做功份額，從而提高機組的供熱能力和電調峰能力。

汽輪機旁路供熱方案整體改造投資相對較小，但在汽輪機軸向推力平衡、葉片強度以及再熱器熱力特性等方面存在一定影響，需要在設計過程中充分考慮，進行必要的計算驗證和校核。

1 供熱電廠概況

某電廠現有1臺350 MW超臨界機組，汽輪機為C350/261-24.2/0.4/566/566型超臨界、一次中間再熱、兩缸兩排汽、直接濕冷、抽汽凝汽式汽輪機；設計工業(yè)抽汽流量為45 t/h，抽汽參數為1.7～2.1 MPa、300～350 ℃；設計采暖抽汽最大流量為550 t/h，抽汽參數為0.4 MPa、253.9 ℃；設計35%BMCR容量高-低壓二級串聯旁路系統(tǒng)。該電廠現接待供熱面積約550萬m2，因電廠所在區(qū)域為高緯度寒冷地區(qū)，供熱負荷多數為老建筑，取單位熱指標55 W/m2，折合負荷為302.5 MW。

2 高低壓旁路供熱靈活性技術應用

2.1 改造方案

在低旁前裝 DN450的電動閘閥，在低旁出口至凝汽器前加裝DN800電動隔離閥，在隔離閥前抽出DN1000管道至熱網首站。在高旁出口管道、低旁出口管道上各新增 1 套流量測量裝置。為了實現對該系統(tǒng)的控制，需在高旁后、低旁后及其減溫水加裝流量測量裝置。重新設定旁路供熱邏輯、保護，確保旁路供熱系統(tǒng)運行安全可靠[3]。改造方案如圖1所示。

圖1 旁路供熱改造技術原則性熱力系統(tǒng)圖

2.2 項目實施

該項目投資412萬元，于2018年9月21日至10月18日，電廠在機組小修期間完成項目實施。2018年10月28日，項目正式投運，并參與東北電網的輔助服務市場運行。

3 技術適應性分析

3.1 安全穩(wěn)定性分析

項目投運后，經過近4個月的運行，該機組高低壓旁路由啟動用改變?yōu)楣嵴{峰用時，在汽輪機軸系振動、汽輪機軸向推力平衡、低壓轉子末級葉片安全、鍋爐再熱器超溫等方面均未出現明顯變化。

3.1.1 汽輪機軸系振動

通過旁路供熱系統(tǒng)投運后的汽輪機運行參數看，發(fā)電負荷在105 MW時，各瓦振動情況良好，軸振及瓦振均在合格范圍，并未出現較大波動。脹差、低脹及軸向位移等重要參數均滿足安全要求。

3.1.2 汽輪機軸向推力

經汽輪機廠家計算校核，對于CH01型350 MW超臨界機組，當旁路供熱系統(tǒng)投運后的各運行工況，汽輪機軸向推力雖有所增加，但推力值仍低于機組軸向推力允許最大值，能夠滿足機組安全運行要求[4]。通過運行參數看，旁路供熱系統(tǒng)投運后，機組軸向位移變化值不超過0.02 mm，推力瓦塊溫度變換不超過2 ℃。該項目旁路供熱系統(tǒng)投運未對汽輪機軸向推力產生較大影響，機組可以安全穩(wěn)定運行。

3.1.3 低壓轉子末級葉片安全

當汽輪發(fā)電機組參與輔助服務期間，旁路供熱系統(tǒng)投入運行后，進入汽輪機低壓缸的蒸汽流量會減少，一旦低于低壓缸的安全冷卻流量，就會威脅低壓轉子末幾級葉片的安全。為此，在可研階段，需要嚴格計算低壓缸的安全冷卻流量的合理范圍，在旁路供熱系統(tǒng)投運期間，要密切監(jiān)視低壓缸排汽溫度，確保安全運行[4]。

3.1.4 鍋爐再熱器超溫

因高旁和低旁同時投入，蒸汽自低旁管路抽出，鍋爐再熱器的再熱蒸汽流量并未發(fā)生變化，因此，不存在鍋爐再熱器超溫的問題。在旁路投運過程中，需協調好高旁調整門與低旁調整門的開度，同時匹配好2個調門的減溫水流量。

3.1.5 其他方面

關于再熱器及高、低旁管道內蒸汽流速是否超速，以及高、低壓旁路調整門耐沖刷程度，因缺乏測量手段或沒有檢查時機，暫未發(fā)現，均需進一步驗證。

3.2 調峰能力分析

該電廠350 MW機組旁路供熱靈活性項目改造后，機組的深調能力最大可提高20%(從175 MW降低至105 MW以下)，機組負荷可深調至30%額定發(fā)電出力，并且運行安全穩(wěn)定。

3.3 深度調峰的供熱能力分析

運行期間，機組調峰至30%額定發(fā)電出力(高低旁開度約為60%)時，機組最大供熱能力1 006.07 GJ/h(約相當于278 MW)。此時，鍋爐的主給水流量約為485 t/h，過熱蒸汽流量約為585 t/h，旁路系統(tǒng)的供熱抽汽流量大約為100 t/h，五段采暖供熱抽汽流量為150 t/h左右。

結合該電廠的供熱需求及深度調峰特點，分析表明：

1)在供熱初末期，30%額定發(fā)電出力工況運行時，可以完全滿足該電廠所在區(qū)域民用采暖的供熱要求。

2)在供熱極寒期，30%額定發(fā)電出力工況運行時，可以滿足500萬m2的供熱面積；40%額定發(fā)電出力工況運行時，可以完全滿足該電廠所在區(qū)域民用采暖的供熱的要求。

4 經濟性與社會效益分析

4.1 輔助服務市場收益分析

自2018年10月28日，截至2019年4月15日，該電廠旁路供熱項目累計參與深度調峰2 579.8 h，累計獲得輔助服務收益8 804.2萬元，其中，第一檔收益3 009.25萬元，第二檔收益5 794.53萬元。數據見表1。

表1 項目輔助服務收益表

4.2 發(fā)電量影響分析

在汽輪機進汽量不變時，因高、低壓旁路系統(tǒng)投運，供熱能力增加，汽輪機高壓缸和中低壓缸的發(fā)電能力降低，實現機組的“電熱解耦”和“深度調峰”。此時，機組獲得調峰收益，但較未參與調峰時，損失了一部分發(fā)電量(上網電量)。自2018年10月28日，截至2019年4月15日，該電廠旁路供熱項目累計參與深度調峰2 579.8 h，累計影響發(fā)電量13 516.41×104kW·h，損失發(fā)電量收益約為2 159.06萬元。該電廠350 MW旁路供熱靈活性項目投運期間的電量損失數據見表2。

表2 發(fā)電量影響分析表

4.3 綜合經濟效益分析

以2019年1月份調峰數據進行測算和分析，數據見表3。

通過表3與表2分析可知，2019年1月，獲得一檔補償572.96萬元，二檔補償1 178.82萬元，總補償1 751.78萬元。由于機組原有抽汽供熱和旁路供熱同時運行，缺少準確的測量手段，在本次經濟效益分析時，認為第一檔調峰收益屬于抽汽供熱，第二檔調峰收益屬于旁路供熱。因此，旁路投運獲得調峰收益暫按1 178.82萬元統(tǒng)計。

因旁路投運后，相當于從鍋爐出來的高品質蒸汽，經減溫減壓后直接供熱，而未在汽輪機中作功。在不考慮熱電比變化的情況下，可以認為發(fā)電機組的效率會出現衰減，此部分對收益的影響按照對比工況下燃煤增加量(約1 415.6 t)進行估算。

據此，計算2019年1月，旁路調峰的綜合收益和經濟效益如下：

1)因旁路系統(tǒng)投運，損失發(fā)電量影響收益：

表3 2019年1月企業(yè)輔助服務時段成本表

QL×PV=1 178.2×104kW·h×

0.176 59元/(kW·h)=208.06萬元

2)機組效率衰減影響收益：

1 415.6×576.25=81.57萬元

3)旁路系統(tǒng)參與供熱調峰所獲得實際收益：

1 178.2-208.06-81.57=888.57萬元

在不考慮因為調峰而減少的輔助服務分攤考核的前提下，該電廠旁路供熱靈活性項目扣除發(fā)電量損失和機組效率衰減等因素影響，2019年1月的實際旁路調峰收益約為888萬元。

按此方法進行測算，該電廠旁路供熱靈活性自10月28日投運至2019年4月15日的一個采暖期內，扣除因旁路系統(tǒng)投運而導致的發(fā)電量損失和機組效率衰減等因素影響，實際旁路調峰收益約為4 292.5萬元[5-6]，數據見表4。

表4 2018-2019年度采暖季旁路系統(tǒng)輔助服務成本表

據此，計算2018-2019年度采暖季旁路調峰的綜合收益和經濟效益約為4 292.5萬元。

4.4 環(huán)保效益與社會效益分析

4.4.1 環(huán)保效益

項目投運后，汽輪機的低負荷的供熱能力顯著增加，相比于旁路系統(tǒng)未投運前，增加了約175 t/h的供熱蒸汽，相當于增加了122 MW的供熱能力，理論上相當于解決了210萬m2左右的居民供熱問題，替代了當地燃煤供熱小鍋爐的運行，減少了污染物排放。

改造后，每年可節(jié)約標煤4.2×104t，僅此一項每年便可減少粉塵排放量454.02 t，減少SO2排放量1 134.77噸，減少NOX排放量209 t，減少CO2排放量13.79×104t。節(jié)能減排的環(huán)保減排效益明顯[7]。

4.4.2 社會效益

項目投運后，該電廠350 MW熱電機組的深度調峰能力顯著增加，理論上相當于增加了70 MW左右的調峰能力，有效緩解了區(qū)域的“電熱矛盾”，緩解了區(qū)域“三棄”現象，為新能源消納提供了空間。社會效益巨大。

5 結 語

通過該電廠的35%旁路調峰供熱靈活性項目的實施，可以說明：

1)350 MW超臨界抽汽供熱機組的高低壓旁路由啟動用改變?yōu)楣嵴{峰用時，在汽輪機軸系振動、汽輪機軸向推力平衡、低壓轉子末級葉片安全、鍋爐再熱器超溫等方面均未出現明顯變化。

2) 應用35%高低壓旁路供熱靈活性技術，對350 MW超臨界機組進行靈活性改造是可行的，可大幅提高機組的低負荷供熱能力，改善機組的深度調峰能力20%以上。

3) 利用350 MW超臨界機組的高低壓啟動旁路進行供熱靈活性改造，改造投資較低，改造效果明顯，經濟效益可觀，社會效益顯著，可推廣應用。