旁路供热在停机不停炉中的应用探讨

2020-09-02蒋春雷刘永利

山东电力高等专科学校学报 2020年4期

蒋春雷，刘永利

（辽宁沈煤红阳热电有限公司，辽宁辽阳 111000）

0 引言

传统大型抽凝供热机组大多采用汽轮机的某段抽汽作为供热汽源，一旦出现汽轮机故障停机，则无法保证供汽要求。在火电机组供热灵活性改造时，常采用汽轮机旁路供热技术。旁路供热技术具有操作灵活方便、系统简单等特点［1-2］。同时旁路供热技术在汽轮机或发电机发生故障时，可以保证锅炉继续运行，利用旁路系统可将蒸汽直接引入热网加热器，实现直接供热，这为停机不停炉进行供热提供了可能性［3-5］。本文针对某厂机组供热方式存在的问题，提出了30%BMCR旁路供热方案，确保在汽轮机或发电机故障时热网供汽不间断。

1 机组供热方式存在的问题

1.1 机组概况

该电厂装机容量为2×330 MW，锅炉为循环流化床燃煤锅炉，汽轮机为亚临界、一次中间再热、高中压合缸、单轴、双缸双排汽、两级可调整抽汽凝汽式汽轮机。给水系统采用单元制，每台机组设置2台50%容量汽动调速给水泵及1台30%BMCR容量的电动调速给水泵。汽轮机旁路系统为30%BMCR容量，采用两极串联布置。汽轮机设计采暖抽汽取自第5段抽汽，工业用汽汽源为第4段抽汽。本机组主要供热参数如表1所示。

1.2 供热改造前存在的问题

机组旁路供热改造前，采暖供热抽汽汽源为汽轮机第5段抽汽，工业用汽汽源为第4段抽汽。正常运行过程中高低压旁路为关闭状态，旁路系统只有在机组启停及事故状态下根据情况开启。

采暖期因热负荷需求，机组在电网低谷期深度调峰能力不足。若当汽轮发电机组出现故障停运后，采暖供热及工业用汽将无汽源，锅炉产生的蒸汽通过旁路进入凝汽器回收。此时，若两台机组均故障停机，将无法保证供热要求。

2 利用高低压旁路系统直接供热存在的问题

为保证机组供汽要求，可利用高低压旁路系统直接供热。但是，如热力系统不做调整，将会带来新的问题。

2.1 电动给水泵密封的冷却

当汽轮发电机组停机消缺时，抽汽系统停运，锅炉产生的蒸汽通过旁路系统直接向热网加热器供热。因抽汽系统停运，汽动给水泵无法工作，将启动30%BMCR容量的电动给水泵。此时，机组凝结水系统是否运行取决于电动给水泵机械密封形式，如果机械密封需要凝结水冷却，凝结水系统将保持连续运行。在技术改造中可将电动给水泵机械密封的冷却用水改为辅助冷却系统供给。

2.2 给水溶解氧超标

在利用高低压旁路系统直接供热时，机组给水溶解氧达 37.6 μg/L，其合格标准为不超过 7 μg/L，为严重超标。超标的主要原因是热网加热器疏水直接排入除氧器，造成除氧器水温降低，而汽轮机停运后除氧器没有加热蒸汽汽源，无法进行正常的热力除氧过程［6］。因此，利用高低压旁路系统直接供热，就必须考虑除氧器的备用汽源问题。

2.3 锅炉运行稳定性

锅炉在长期低负荷运行时，锅炉床温偏低，尤其冬季排烟温度低，低温腐蚀的可能性增大。为此，应投入暖风器。同时，锅炉床温低造成脱硝困难，将耗用大量尿素或氨水溶液。因二次风压降低，易造成二次风管超温甚至烧损，故应保持一定的二次风压力运行［7］。长期低负荷运行的锅炉效率降低，不完全燃烧产物增加，造成尾部受热面大量积灰，必须坚持定期吹灰。

2.4 工业蒸汽汽源

机组正常运行时，工业用汽取自汽轮机第4段抽汽。如果停运一台机组则可以利用运行机组供汽，但两台机组全停，则需要考虑工业用汽接引汽源问题。利用旁路系统直接供热时，可以根据蒸汽压力在高压旁路减压阀前后的管道进行开孔接引汽源。工业蒸汽日常用量约15 t/h，如工业蒸汽在旁路管道接引汽源，总供热量折合减少9 MW，对供热影响较小。

3 30%BMCR旁路供热

3.1 旁路供热改造方案

为提高火电机组供热的灵活性和可靠性，电厂采用高低压旁路联合供热技术对机组进行了供热改造。汽轮机高低压旁路联合供热改造后原则性热力系统如图1所示。改造采用高低压旁路联合供汽，即部分过热蒸汽经高压旁路排至高压缸排汽管道，再热后排至低压旁路母管，在原低压旁路母管上开孔，新加管道连接至采暖抽汽母管，在该段管道上安装电动蝶阀，流经该蒸汽管道的部分蒸汽作为供热抽汽的补充汽源。为保证高低压旁路的严密性，改造过程中在原高压旁路电动调整阀前、高压旁路入口后设置电动截止阀（电动球阀）［8］。

3.2 旁路供热在停机不停炉供热中的应用

2020年1月3日因1号机组发电机励磁系统故障解列，而2号机组尚在临检。适逢深冬，供热负荷要求较大，仅靠现有其他备用热源无法满足供热需求，电厂决定不停炉，利用高低压旁路系统进行直接供热，即锅炉主蒸汽不经汽轮机，通过高压旁路进入再热器，再热蒸汽不进入中压缸及凝汽器，蒸汽通过低压旁路进入热网加热器加热热网循环水。采用该种方式供热期间主要参数如表2所示。

通过实际应用30%BMCR旁路系统进行直接供热，可知当低压旁路流量达到300 t/h时，供热负荷可达202 MW。加上原有备用热源供热，可以满足当时的供热需求。

图1 供热改造后原则性热力系统图

表2 旁路供热期间主要参数

机组在未进行供热方式改造之前，由于采暖季两台机组全停严重影响了供热质量，不能参与深度调峰被考核839万元。改造后，一旦出现两台机组全停即可通过30%BMCR旁路系统完成供热。本次改造项目静态投资约750万元，采暖季通过深度调峰获得电网补偿2 550万元，由此可见仅一个采暖季就可以回收项目投资。

4 停机不停炉供热作为火电应急启停调峰的可能性

东北电力有偿调峰辅助服务包含深度调峰、可中断负荷调峰、电储能调峰、火电停机备用调峰、火电应急启停调峰及跨省调峰等。火电应急启停调峰交易是指供热季火电机组根据调度指令，在核定的最小运行方式下通过应急启停来实现的调峰辅助服务。东北电力调峰辅助服务市场运行规则中300 MW等级火电机组每台次补偿上限为120万元。因考虑到冬季供热的稳定性及其系统特性的制约，该电厂至今未实施火电应急启停调峰。但机组旁路系统供热改造为机组实施火电应急启停调峰提供了可能。

利用旁路系统直接供热可以实现机组停机备用，而备用期间锅炉仍保持一定蒸汽参数运行。在采暖季可根据电网需要，夜间负荷低谷时将机组解列，配合电网进行深度调峰。当电网需要电负荷时，机组可以利用运行锅炉的较大蓄热量在较短时间内实现并网。如果按每日夜间调峰8 h，以机组带30%THA 负荷计算，上网电价按 0.375 元/（kW·h），则一台机组一天损失约29.7万元。当一台机组进行火电应急启停调峰停机后，锅炉以30%额定负荷运行利用旁路系统直接供热，则每台机组每次可最高得到120万元补偿价款。