宣偉東

(大唐東北電力試驗研究院有限公司，吉林 長春 130012)

經濟生活水平的改善以及城市的發(fā)展使得居民的供熱需求不斷提升，這就賦予了傳統(tǒng)火力發(fā)電機組更多的社會責任，使得機組在滿足調峰任務的同時必須保障城市供熱[1]。當前，機組“以熱定電”的運行方式是將穩(wěn)定供熱放在首位，但在當前全社會用電需求放緩、火電出力被壓縮的背景下，同時兼顧機組調峰與供熱變得越發(fā)困難[2-3]。因此，基于現(xiàn)有熱電聯(lián)產機組或純凝機組，學者開展了許多優(yōu)化改造工作，旨在提升機組的供熱能力或調峰性能[4-6]。但傳統(tǒng)改造方案無法有效解決熱電耦合特性，特別是新能源的大規(guī)模并網(wǎng)，使得調峰需求進一步提升，給機組帶來了諸多安全隱患[7-8]。當前學者不斷探索基于熱電解耦的改造方案[9]。包括引入水蓄能[10]、汽輪機高低壓旁路聯(lián)合供熱等研究[11]。汽輪機高低壓旁路作為一種投資小的改造方法卻可以極大提高機組低負荷供熱能力和電調峰能力的技術深受電廠關注[12]。

本文通過對某電廠300 MW機組高低旁路聯(lián)合供熱改造前后的調試數(shù)據(jù)及結果分析，總結出同類型機組高、低旁聯(lián)合供熱改造對其運行安全、經濟性、節(jié)能降耗、供熱穩(wěn)定性、調峰能力、機組協(xié)調等諸多方面的積極影響，同時也為今后同類機組靈活性改造提供參考。

1 機組概況及存在的問題

東北某300 MW機組為例，該機組的額定抽汽量為320 t/h，最大抽汽量為520 t/h，是其所在市區(qū)的主要供熱熱源。目前設計供熱面積為960萬m2，2018～2019年實際供熱面積已近1 100萬m2。并且，機組在供熱期間還承擔有調峰任務，機組目前每晚約有8 h負荷在150 MW以下。若仍按目前機組以熱定電的方式運行，進入調峰期間高質量的完成供熱、發(fā)電將面臨巨大考驗。所以，為保證深度調峰期間供熱質量，不發(fā)生熱網(wǎng)瓦解事故，該電廠在2019年對1號機組實施了高、低旁路聯(lián)合供熱改造。

2 高低旁路聯(lián)合供熱改造機理分析

2.1 高壓缸旁路蒸汽流量分析

高低旁路聯(lián)合供熱是通過高壓旁路管道將部分主蒸汽直接輸送至高壓缸排汽端，然后經過鍋爐再熱器進入汽輪機再熱蒸汽管道，隨后經低壓旁路前三通抽汽口經減溫減壓后作為熱網(wǎng)加熱器的補充汽源。為保證汽輪機軸向推力平衡和汽輪機安全運行，該方案的關鍵控制因素是控制高壓旁路蒸汽流量與低旁蒸汽流量相匹配。

高壓缸旁路蒸汽流量可利用高低旁蒸汽流量和焓值并根據(jù)能量守恒、質量守恒計算得出[12]

Q1=Q2×(H2-H3)/(H3-H1)

式中Q1、H1——供熱高壓旁路閥前蒸汽流量和焓值；

Q2、H2——供熱高壓旁路減溫水流量和焓值；

Q3、H3——供熱高壓旁路閥后蒸汽流量和焓值。

同理，低壓旁路流量計算方法同上。

2.2 高、低壓旁路聯(lián)合供熱系統(tǒng)運行時控制策略

依據(jù)質量守恒原則，高壓旁路蒸汽流量為低壓旁路蒸汽流量減去高壓旁路減溫水流量[12]。低壓旁路供熱調節(jié)閥及其供熱減溫水調節(jié)閥控制以供熱參數(shù)為目標，投入自動控制方式，高壓旁路供熱蒸汽調節(jié)閥以計算出的低壓旁路蒸汽流量和計算出的高壓旁路蒸汽流量為依據(jù)，并始終自動調節(jié)閥門開度以跟蹤低壓旁路供熱蒸汽流量，高壓旁路蒸汽減溫水調節(jié)閥以高壓旁路蒸汽調節(jié)閥后溫度為目標投入自動，為不影響汽輪機及安全運行，在上述控制策略中，增加高壓旁路和低壓旁路供熱調節(jié)閥開度受高壓缸排汽壓比或排汽溫度限制條件，低壓旁路開度受中壓缸進汽壓力限制條件。

3 某電廠高低壓旁路聯(lián)合供熱改造應用

該機組的額定抽汽量為320 t/h，最大抽汽量為520 t/h。本次改造利用高低壓旁路聯(lián)合供熱增加機組的調峰能力，保證機組供熱期安全運行。供熱改造具體內容概況如下：

(1)高壓旁路部分改造

在原高壓旁路蒸汽轉換閥前加裝電動閘閥，設置疏水管道及閥門，原高壓旁路蒸汽轉換閥不更換。

(2)低壓旁路部分改造

在原低壓旁路蒸汽轉換閥前引三通及彎頭，在三通至熱網(wǎng)供汽母管上布置電動閘閥、流量計、減溫減壓裝置、安全閥、手動隔離閥。

(3)方案的優(yōu)點介紹

此方案優(yōu)點為保證了高壓旁路系統(tǒng)在非調峰期間不發(fā)生內漏、低壓旁路蒸汽轉換閥不受沖刷；同時，保留低壓旁路安全特性，低壓旁路在熱備用狀態(tài)，以在調峰期間，便于調整高、中壓缸進汽量，滿足事故時需求，管路流量響應迅速。改造后系統(tǒng)如圖1所示。

圖1 高低壓旁路聯(lián)合供熱改造示意圖

4 旁路供熱系統(tǒng)調整試驗數(shù)據(jù)

機組功率149.5 MW(50%電負荷)，旁路供熱系統(tǒng)投運。投旁路供熱投運后調整各工況試驗，試驗結果見表1。

表1 試驗工況對比表

表中：工況一：主蒸汽流量550 t/h，中壓缸排汽至熱網(wǎng)加熱器單獨供熱，未投旁路供熱;工況二：主蒸汽流量550 t/h，中壓缸排汽及低壓旁路聯(lián)合供熱至熱網(wǎng)加熱器，LV閥開度100%;工況三：主蒸汽流量550 t/h，中壓缸排汽及低壓旁路聯(lián)合供熱至熱網(wǎng)加熱器，LV閥開度20%;工況四：主蒸汽流量550 t/h，中壓缸排汽及低壓旁路聯(lián)合供熱至熱網(wǎng)加熱器，LV閥開度15%;工況五：熱網(wǎng)疏水流量220 t/h，中壓缸排汽及低壓旁路聯(lián)合供熱至熱網(wǎng)加熱器，LV閥開度20%。

5 旁路供熱調整試驗分析

通過對1號機旁路供熱系統(tǒng)不同工況調整試驗得出以下結論：

(1)550 t/h主蒸汽流量下旁路供熱能力

1號機組負荷146.2 MW，主蒸汽流量550 t/h，低旁供熱減溫減壓器前壓力1.34 MPa，高壓旁路蒸汽轉換閥開度63.4%，低壓旁路供熱調節(jié)門開度80%條件下，低壓旁路供熱抽汽流量約125.8 t/h。

(2)旁路供熱系統(tǒng)投運后調峰能力

在維持1號機組供熱負荷基本不變的條件下，中壓缸排汽及旁路供熱系統(tǒng)聯(lián)合供熱至熱網(wǎng)加熱器較中壓缸排汽至熱網(wǎng)加熱器單獨供熱發(fā)電機功率降低36.7 MW。

(3)550 t/h主蒸汽流量下旁路改造后機組供熱能力

1號組機組負荷117.4 MW、主蒸汽流量550 t/h，高壓旁路蒸汽轉換閥開度64.7%，低壓旁路供熱調節(jié)門開度80.9%， LV閥開度15%條件下，中壓缸排汽及旁路供熱系統(tǒng)聯(lián)合供熱至熱網(wǎng)加熱器供熱蒸汽流量約251.4 t/h。較相同主蒸汽流量下中壓缸排汽單獨供熱工況增加供熱流量約30 t/h。

在上述試驗工況中針對1號機組所選擇的工況是機組長期運行的典型工況；由于該熱電廠為所在區(qū)域的供熱主力機組，為保證供熱安全未進行停機不停爐和滿負荷投旁路供熱工況試驗。

6 高、低壓旁路聯(lián)合供熱改造對機組產生的影響

6.1 調峰能力

機組高、低壓旁路聯(lián)合供熱改造后，機組調峰能力顯著加強，在冬季保證供熱區(qū)域正常供熱前提下，機組可滿足電廠冬季供熱期每晚8 h有償調峰的要求。

6.2 供熱安全

改造實施后，機組實現(xiàn)了停機不停爐的供熱需求，保證了該熱電廠作為所在地區(qū)的供熱任務，完成了冬季安全供熱、不發(fā)生熱網(wǎng)瓦解事故的任務。

6.3 電網(wǎng)影響

高、低壓旁路聯(lián)合供熱改造在提高機組深度調峰能力的同時，也為電網(wǎng)消納風電、太陽能等新能源的負荷波動釋放了空間，在一定程度上提高了電網(wǎng)安全。

6.4 汽機安全

旁路供熱系統(tǒng)投運后，汽機差脹、缸脹、軸位移在正常范圍，汽機金屬溫度正常，各監(jiān)控點上、下缸溫差在正常范圍，機組振動在正常范圍，汽輪機各缸排汽溫度均在正常范圍內。

6.5 運行風險

在投運旁路供熱時，一方面因主蒸汽壓力及高壓旁路減溫水壓力都較高，對高壓旁路蒸汽閥、高壓旁路減溫水閥的靈活性和溫度自動調節(jié)品質要求均有提高，所以，在調試過程中，會出現(xiàn)高壓旁路閥后溫度大幅波動情況；另一方面，在調整高壓旁路開度時，要保證高排壓比、再熱蒸汽參數(shù)、熱網(wǎng)母管壓力等參數(shù)維持在正常范圍內，所以旁路供熱系統(tǒng)熱態(tài)投運過程中，操作增多，需要關注的參數(shù)較多，對運行人員水平要求很高，需要有足夠的經驗。

6.6 協(xié)調影響

機組高、低壓旁路聯(lián)合供熱改造后，機組原有基于調節(jié)級壓力得到的主汽流量并未考慮到高壓旁路抽汽，因此，該參數(shù)并不能完全代表鍋爐實際的負荷需求，需要在最終的主汽流量中對高壓旁路抽汽量進行補償。

6.7 經濟性分析

(1)高品質蒸汽浪費

高低壓旁路聯(lián)合供熱改造后，在旁路供熱系統(tǒng)投入時，高參數(shù)蒸汽經高旁減溫減壓，直接流回鍋爐再熱器，再經低壓旁路供熱減溫減壓器去往熱網(wǎng)供汽系統(tǒng)，該部分高溫高壓蒸汽無做功過程，經歷兩次減溫減壓后被送往熱網(wǎng)，造成部分熱量的損失。

(2)機組煤耗影響

機組40%～50%負荷率之間，每降低1%，熱耗率增加48.5 kJ/kWh，改造后負荷降低3萬kW，影響負荷率10%，折算影響煤耗16.6 g/kWh，折算影響全天煤耗升高5.53 g/kWh。不利于電廠完成節(jié)能指標。而且在鍋爐蒸發(fā)量不變情況下，投入旁路供熱系統(tǒng)不能有效提高機組供熱能力。

(3)廠用電率影響

機組負荷率在40%～50%之間，廠用電率增加1.5%，影響煤耗升高5.1 g/kWh。共計影響煤耗升高21.7 g/kWh。折算影響全天煤耗升高7.2 g/kWh。

(4)調峰收益影響

對于東北地區(qū)，根據(jù)東北監(jiān)能市場[2018]220號文件規(guī)定單機有償調峰，負荷率降在50%～40%最高補助0.4元，機組高、低壓旁路聯(lián)合供熱改造后，按照90天，每天調峰8 h計算，改造后，深調期間單機負荷可從150 MW降低至120 MW計算，有償調峰補助為864萬元。由于改造后綜合煤耗增加7.2 g/kWh，每噸標煤按照500元計算，可得燃煤損失為31萬，所以整體調峰收益833萬元。

(5)社會環(huán)保效益

當機組參與調峰時，整個電網(wǎng)新能源發(fā)電量相應增加，減少了燃煤機組的燃煤量，仍按照720 h發(fā)電計算，整個調整周期新能源可多發(fā)2 160萬kWh，按照煤耗300 g/kWh計算，減少燃煤達6 480 t。此項每年可減少排放CO2約1.7萬t、NOx約50 t以及SOx約105 t。

7 總結

機組高低壓旁路聯(lián)合供熱改造既可以有效提高機組的調峰能力，提高電廠深度調峰時期收益；另一方面，盡管高、低壓旁路聯(lián)合供熱改造后，機組低負荷段運行時提高了機組煤耗，但降低了整個發(fā)電側的燃煤量，具有很高的社會環(huán)保效益。