200 MW机组热电解耦方案研究

谢 天，孙永春，付青山，付亦葳

(1.西安热工研究院有限公司，陕西 西安 710054； 2.国电龙华延吉热电有限公司，吉林 延吉 133000)

0 引言

随着全社会用电需求增速放缓以及可再生能源的大规模发展，火电利用小时数将会逐年下降，为此火电机组提升运行灵活性，大规模参与电网深度调峰将是大势所趋[1-3]。

特别是我国“三北”地区，热电联产机组比重大，水电、纯凝机组等可调峰电源稀缺，调峰困难已经成为电网运行中最为突出的问题。以东北电网为例，其目前的电源结构中，火电占总装机的70%，风电占总装机的20%，核电机组也在陆续投运。在冬季采暖期，供热机组运行容量占火电机组运行总容量的70%，热电机组按“以热定电”方式运行，调峰能力仅为10%左右，使得风电消纳问题更为突出。上述情况导致了东北电网调峰困难的三个严重后果：一是电网低谷电力平衡异常困难，调度压力巨大，增加了电网安全运行风险；二是电网消纳风电、光电及核电等新能源的能力严重不足，弃风问题十分突出，不利于地区节能减排和能源结构转型升级；三是电网调峰与火电机组供热之间矛盾突出，影响居民冬季供暖安全，存在引发民生问题的风险[4-6]。

新的电力供需环境下，火电利用小时数将长期保持在较低水平，部分火电基荷电源的角色将发生转变。为此，东北电网率先出台《东北电力辅助服务市场运营规则(试行)》政策，就是未来电力市场化的第一步，在竞争性电力市场中，火电需根据市场中的价格波动灵活调节出力。对火电机组特别是热电机组的灵活性改造，是有力提升我国“三北”地区新能源消纳能力措施之一。

热电解耦的目标就是为解决“以热定电”运行模式的调峰难题，实现在保证冬季居民供热的同时具有配合风电上网的调峰功能，保证火力发电负荷受电网调控而降低时，供热量仍然能满足热网需求。为实现机组热电解耦目标，目前国内外主要技术路线有以下几个方面[7-11]。

(1)运行方式，在现有设备不做大规模改造的基础上，通过改变运行方式在一定程度上提升热电解耦能力，如使用机组蒸汽旁路将主蒸汽、再热蒸汽减温减压后用于供热，这类方案投资小，热电解耦能力强，但经济性差，对设备运行可靠性要求高。

(2)系统结构，改变热网系统结构与运行方式，如增设热泵、在热网系统中增加储热设备等，这类方案普遍投资太高。

(3)设备改造，在原有热网系统不变的基础上，对供热机组的汽轮机等关键设备进行改造，增强机组热电解耦能力，如光轴、高背压改造，低压缸零出力技术等。本文将对这类改造方案展开进一步对比分析。

1 热电解耦方案介绍

光轴方案与低压缸零出力方案均需要增加中低压联通管旁路，保证一定量的冷却流量，主要区别在于是否更换低压缸转子。

图1为光轴与低压缸零出力供热方案示意图。

图1 供热改造示意图

1.1 光轴方案

将现有汽轮机改成背压式供热机组，低压缸几乎不进汽，主蒸汽由高压主汽门、高压调节汽门进入高中压缸做功。中压缸排汽(JD3回热抽汽切除)全部进入热网加热器供热。低压转子拆除，更换成一根光轴，连接中压转子与发电机，起到传递扭矩的作用。机组在运行过程中，光轴会与低压缸内的蒸汽(或空气)产生摩擦鼓风发热，需要对其进行冷却，冷却方案要结合冷凝器的运行方式一并考虑，有两种方案：一是冷凝器热备用，对光轴采用蒸汽冷却，二是冷凝器停用，采用鼓风机冷却。

1.2 低压缸零出力方案

低压缸零出力供热技术在机组运行期间，采用可完全密封的液压蝶阀切除低压缸全部进汽，仅通入少量(<20 t/h)的冷却蒸汽，用于带走低压缸零出力工况低压转子运行产生的鼓风热量，从而降低低压转子冷却蒸汽流量，大幅提高机组供热能力。

2 技术经济性对比

2.1 热经济性

为定量研究不同方案的热电解耦潜力与热经济性，采用热力过程分析软件EBSILON建立了某200 MW汽轮机组热力计算模型，对前述方案进行分析。

光轴改造：机组额定双抽工况下，额定主蒸汽流量(622.87 t/h)条件下，工业抽汽流量为50 t/h时，低压缸冷却蒸汽流量按约10 t/h核算，机组最大采暖抽汽流量约为411.6 t/h，对应发电功率约为138.57 MW，发电热耗率3 945.3 kJ/kWh，较改造前采暖抽汽流量增加约105 t/h，发电功率降低约11.2 MW，发电热耗率降低约1 559.5 kJ/kWh，折合发电煤耗率58.4 g/kWh，供热面积增加约129.6万m2。

低压缸零出力供热改造：机组额定双抽工况下，额定主蒸汽流量(622.87 t/h)条件下，工业抽汽流量为50 t/h时，低压缸冷却蒸汽流量按约15 t/h核算，机组最大采暖抽汽流量约为405.6 t/h，对应发电功率约为138.81 MW，发电热耗率4 046.6 kJ/kWh，较改造前采暖抽汽流量增加约100 t/h，发电功率降低约11 MW，发电热耗率降低约1 458.2 kJ/kWh，折合发电煤耗率54.63 g/kWh，供热面积增加约128万m2。

表1热经济性对比

发电量/MW光轴方案发电煤耗率/g·(kWh)-1低压缸零出力方案发电煤耗率/g·(kWh)-1149.41146.9150.5139.06147.8151.6109.78152.3156.493.53155.4160.077.54160.1165.3

2.2 投资估算

在热网系统改造范围相同的情况下，光轴方案比低压缸零出力方案改造费用高约500万元，两者区别主要包括：光轴方案需要购买并安装定制低压光轴；低压缸零出力方案不需要购买光轴，但增加了低压缸叶片安全性校核，低压缸末级叶片防水蚀金属喷涂等费用。

另外，光轴方案在供热初期和供热末期需要更换两次转子，每年增加揭缸维护费用约150万元。

2.3 投资回收期

光轴方案和低压缸零出力方案由于技术原理基本一致，两者年收益基本持平，按当地煤价、热价计算，年收益约1 500万元，光轴方案增加供热量略高，收益也略高。低压缸零出力方案由于改造费用较低，投资回收期较短。

2.4 运行灵活性

低压缸零出力方案在运行方式上具有较大的灵活性，可以实现抽汽供热和背压供热的灵活转换，而光轴方案一旦更换转子以背压供热方式，则完全是“以热定电”运行，对机组电负荷调节的灵活性有所限制。

对于热负荷不够大的机组，若采用光轴方案，在供热初、末期，因为供热量小，限制机组发电出力不能增加，而采用低压缸零出力方案，机组可以恢复低压缸进汽，依靠中压缸排汽抽汽供热，机组发电出力调节不受限制。

3 运行风险分析

3.1 光轴方案

汽轮机低压缸光轴改造后，在机组正常运行期间低压缸没有明显安全性风险。但每年在供热初、末期需要更换两次转子，每次更换转子涉及低压缸揭缸和转子找中心工作，均存在潜在可靠性风险。若机组中心找正精度差，联轴器的铰孔加工质量有偏差，联轴器中心不正，连接后则会改变各轴承之间的负荷分配，导致各轴承承力不均引起振动。因为安装过程存在风险，光轴方案低压缸转子频繁更换，对轴系稳定性等安全因素存在潜在威胁。

在安装阶段，影响汽轮机组振动的因素是多方面的。对任何一个方面的忽视，都有可能导致机组振动偏大。应预置“现场不揭缸动平衡”的条件。“转子”与“光轴”互换后，如仍出现因不对中造成的振动，可以在现场做动平衡。

另外采暖期运行期间，由于热网和汽轮机主机难以隔离，一旦热网系统发生故障，可能需停机进行处理。

汽轮机低压缸光轴改造，理论上分析安全风险可控，但在机组换转子、起机过程中存在的潜在风险可能会影响机组安全经济运行。

3.2 低压缸零出力方案

3.2.1 安全校核

低压缸零出力运行时，低压缸进汽流量大幅减小，运行工况大幅偏离设计值，可能导致低压末两级叶片动应力增大、水蚀加剧，影响设备安全运行。为保证机组低压缸零出力运行的安全性，需采用计算流体动力学方法对低压缸末两级叶片在小容积流量工况下进行安全性校核。部分校核结果如图2和图3所示，可见随着低压缸进汽流量的减小，在低压缸末两级会逐渐出现鼓风现象，导致低压缸末两级级后温度升高，因此在切除低压缸进汽过程中应密切关注高温区的温度，必要时增加后缸喷水流量；另外小容积流量工况下末级叶片后出现的涡流可能会卷吸减温水至动叶流道，加剧动叶出口吸力面水蚀情况。

3.2.2 安全措施

(1)通过低压缸末级叶片后雾化喷水减温，可将鼓风温度控制在安全范围以内。

(2)针对涡流卷吸水蚀问题，通过更换减温水雾化喷头以及对低压缸末级叶片实施金属耐磨层喷涂处理，可提高叶片的抗水蚀能力。

图2 末两级叶片由于鼓风摩擦产生的升温问题

图3 末级叶片出现的涡流

4 运行情况

2017年10月，该机组实施了低压缸零出力供热改造，并随后完成了试运行。期间对发电功率及锅炉蒸发量进行调整时，只要低压缸冷却蒸汽流量和低压缸减温水流量保持稳定，低压缸次末级、末级温度均能够保持在制造厂给定的安全限值范围内(见表2)。因此在机组低压缸零出力运行方式下，应通过低压缸冷却蒸汽调阀、低压缸减温水调阀及凝结水压力的调整，保持低压缸冷却蒸汽流量和低压缸减温水流量稳定，从而控制低压缸始终在安全范围内运行。此外，在机组变负荷过程中，汽轮机振动、瓦温、轴向位移及高、低压缸胀差等参数均保持稳定。

表2低压缸零出力试验运行参数

试验参数100 MW80 MW70 MW主蒸汽流量/t·h-1438.14373.61323.66凝汽器真空/kPa-95.5-95.9-95.5液控蝶阀开度/[%]000供热抽汽流量/t·h-1322.37271.30228.23冷却蒸汽调阀开度/[%]514560冷却蒸汽流量/t·h-123.9821.3122.87低压缸冷却水流量/t·h-171.6573.4775.53低压末级后蒸汽温度1/℃35.936.334.8低压末级后蒸汽温度2/℃29.628.629.3低压末级后蒸汽温度3/℃36.834.333.6低压次末级后蒸汽温度1/℃149.8156.6156.7低压次末级后蒸汽温度2/℃139.2144.3144.4低压次末级后蒸汽温度3/℃143.9149.6150.0

5 结论

(1)低压缸零出力方案与光轴方案都相当于纯背压运行，几乎没有冷源损失，热经济性基本相同，供热面积增加约130万m2，各负荷下后者发电煤耗比前者低约3～4 g/kWh。

(2)电负荷调峰能力方面，额定主汽流量工况，机组发电功率降至约150 MW；锅炉30%BMCR工况，机组发电功率降至约35 MW。

(3)不考虑热网系统改造，光轴方案改造费用比低压缸零出力供热方案改造费用高约500万元。且光轴方案在供热初、末期需要更换两次转子，每年增加揭缸维护费用约150万元。

(4)低压缸零出力方案在运行方式上具有较大的灵活性，可以实现抽汽供热和背压供热的灵活转换。

(5)低压缸零出力方案与光轴方案实施过程中，均有各自不同的风险点，需采取针对性的安全措施。

(6)改造后的运行试验结果表明，只要低压缸冷却蒸汽流量和低压缸减温水流量保持稳定，低压缸次末级、末级温度以及振动、瓦温、轴向位移及高、低压缸胀差等参数均能够稳定在制造厂给定的安全限值范围。