火电汽轮机组热电解耦技术研究

2017-03-31杨建刚

宁夏电力 2017年6期

柳　磊，杨建刚，王　东，刘　成

（1.国电科学技术研究院银川电力技术分院，宁夏银川，750011；2.东南大学，江苏南京，210000）

近年来，随着我国风力、光伏发电占比的增加，同时受经济放缓因素影响，全社会工业用电负荷大幅下降，部分地区（主要是东北、新疆、甘肃、宁夏等“三北地区”）出现了严重的弃风、弃光问题，尤其是冬季供热期间，受火电装机容量大、调峰能力弱等因素限制，电网对风电和光伏的消纳形势变得日趋严峻［1-2］。

目前，火电机组是“三北”地区的主要电源点，装机容量超过400 GW，通过国家政策引导，对“三北”地区火电机组运行进行灵活性改造，可释放100 GW以上的调峰空间［3-6］。尤其是在冬季供热期间，通过热电解耦技术，提高火电供热机组的深度调峰能力，解决电网对风电和光伏的消纳难题。该技术是现阶段各电力科研院所及发电集团关注的主要问题之一。

本文以国电西北地区所辖火电供热机组的实际运行情况［7］为出发点，结合汽轮机组节能诊断及机组改造经验［8-10］，提出了高、低压旁路联合供热技术，低压缸切缸运行技术两种热电解耦技术方案，并通过比选给出了两种方案的优缺点及适用范围。

1　火电机组的热电解耦问题的提出

国电集团西北地区现有火电机组大都为330 MW亚临界、一次中间再热、抽汽凝汽式供热机组，在冬季采暖期为周边城市提供采暖供热，且采用国内供热机组传统的“以热定电”模式运行，供暖期间单机最低电负荷为175 MW，调峰能力仅为50%，严重影响了电网的深度调峰要求，且随环境温度降低，供热量增大，电负荷随之增大，当供热量至额定值时，机组电负荷最大至280 MW，此时机组调峰能力仅为15%，供热量及供热面积严重限制了火电机组调峰能力。热电解耦技术的提出能有效地改变这种状况。即在冬季供暖期间，在不影响城市采暖供热的前提下，通过热电解耦技术同时满足电网调峰与城市供热的需求，提高机组的深度调峰能力，由此可以归纳出热电解耦的主要目的是：在满足冬季采暖供热的前提下，最大限度地提高火电机组的调峰能力。即打破“以热定电”的传统运行模式，做到电力与供热需求互不影响。

本文从国电集团西北地区所辖供热机组的实际运行情况出发，并结合火电机组节能经济性诊断及改造经验，给出以下两种热电解耦技术方案。

2　热电解耦的技术方案

2.1　高、低压旁路联合供热方案

高、低旁路联合供热方案是当前热电解耦最常见的方案之一，主要利用部分过热蒸汽经高旁减温减压至高压缸排汽，经过再热器加热后经低旁减温减压后从低压旁路抽出作为供热抽汽的汽源。该方案主要通过匹配高、低旁路蒸汽的流量的方式避免高、中压缸轴向推力不平衡等风险，能够满足机组灵活性改造的目标要求，技术上可行，且其投资较小，但经济性较低。

2.1.1校核计算

以某厂330 MW亚临界火电机组为例，对其高、低压旁路联合供热方式进行校核计算，具体计算如下：

假定机组30%电负荷（99.07 MW）保持不变，高压旁路设计通流能力为30%BMCR，供热蒸汽压力0.4 MPa，温度为236℃。依据高、低压旁路联合供汽方案，对原旁路的供热抽汽能力进行校核计算，计算参数如表1所示。

表1　30%电负荷（99.07 MW）时高、低压旁路联合供汽量校核

如表1所示，30%电负荷、66.17%锅炉负荷、高压旁路30%BMCR过流量时，高压旁路可通过357.69 t/h过热蒸汽，该部分蒸汽经减温减压后（减温水41.94 t/h，来自给水泵出口），进入再热器进行加热，此时再热器新增加进汽量399.63 t/h，该部分蒸汽经再热器升温，低压旁路减压减温（低压旁路减温水79.33 t/h）为0.4 MPa、236℃的供热蒸汽，其最终流量为478.96 t/h，可用供热量为332.56 MW，按照50 W/m2的供热指标计算，此时最大供热面积为665.13万m2。

2.1.2改造方案

该方案主要改造原高压旁路和低压旁路以使其满足供热抽汽需求，并在高、低压旁路阀后设置电动截止阀。供热抽汽取自低压旁路阀后电动截止阀之前的旁路管道。抽汽工况时利用高压旁路将部分主蒸汽旁路至高压缸排汽（高排逆止门后），供热抽汽取自低压旁路后。为便于采暖抽汽压力调整，低旁后抽汽口至抽汽母管的适当位置增加抽汽截止阀、快关逆止阀和调节阀。改造后的系统结构如图1所示。

图1　高、低旁联合供热改造

2.1.3改造效果

目前，330 MW亚临界热电机组通常的设计供热面积为1200万m2，如果冬季双机均保持30%电负荷运行，利用高、低压旁路联合供热的热电解耦技术，在满足供热需求的同时，单机可增加70%的调峰能力，同时，锅炉负荷为66.17%，对锅炉低负荷稳燃及脱销有一定的促进作用，进一步提高了机组的安全运行水平。

2.2　低压缸切缸运行方案

由于高低旁路联合供热存在高品质热量低用，经济性较低的问题，造成严重的能源浪费，低压缸切缸技术能够最大化有效利用低品质蒸汽供热，相比高、低压旁路联合供汽方案，前者经济性较高。

低压缸切缸运行方案通过有效降低机组背压，仅维持低压缸最小进汽流量，低压缸不做功或少做功，相当于切除低压缸运行，同时将中压缸排汽最大限度用于供热。

低压缸最小进汽流量与机组背压有关。依据汽轮机设计原理，当排汽容积流量一定时，低压缸最小进汽流量随着背压降低而减小［10-14］，具体见图2。

图2　机组背压与低压缸最小进汽流量的关系曲线

2.2.1校核计算

以某330 MW亚临界火电机组为例，对低压缸切缸技术方案进行校核计算。计算过程中假定机组主蒸汽流量325.24 t/h（30%锅炉负荷）及机组背压3 kPa恒定不变，由图2可知此时低压缸最小进汽流量为40.60 t/h，取50 t/h为本次计算低压缸的最小进汽流量。通过减小中低压缸连通管上的调节阀开度降低低压缸的进汽流量，从而增加中压缸排汽至热网加热器的进汽流量。

通过计算发现，随着低压缸进汽流量由247.13 t/h减小至50 t/h，排挤至热网加热器的中压缸排汽流量由0 t/h增加至197.13 t/h，如图3(b)所示，此时由于低压缸进汽量减小，机组电负荷由105 MW降至78.75 MW（24%电负荷），此时单机可增加76%的调峰能力；机组供热功率由0 MW增加至141.78 MW，按50 W/m2的供热指标计算，供热面积为283.57万m2，见图3(a)。如图4所示，机组热耗率由9 363.10 kJ/(kW·h)减小至5 937.50 kJ/(kW·h)，折合发电标煤耗率降低123.51 g/(kW·h)，机组节能效果显著。

图3　低压缸切缸运行时参数变化曲线

图4　低压缸切缸运行时供汽量与热耗率关系曲线

2.2.2改造方案

低压缸切缸运行技术改造可分为抽真空系统改造及低压缸进汽管道改造两部分，其中抽真空系统改造只需在原有抽真空母管上新增一套罗茨真空泵，用于将机组背压降至3 kPa。低压缸进汽管道改造是为了更精确地对低压缸进汽流量进行控制，同时保证低压缸进汽流量始终大于最小流量，避免由于鼓风摩擦带来的叶片振动等一系列问题。一般建议为中、低压缸联通阀设置旁路、且旁路设置一固定的节流孔，保证低压缸进汽流量始终大于50 t/h。

2.2.3改造效果

采用低压缸切缸技术，30%锅炉负荷、机组背压3 kPa时，可提高单机76%额定调峰能力,但此时供热能力不足，仅可供热283.57万m2，如果机组供热面积小于280万m2，单机即可满足调峰及供热需求。如果机组供热面积介于280万m2至560万m2，双机同时运行可满足调峰及供热需求。当供热面积继续增加至1 200万m2时，只能靠牺牲机组的调峰能力来增加供热量。