350 MW超临界机组高低压旁路供热技术分析

2020-11-06王海成

黑龙江电力 2020年3期

王海成

(华电能源股份有限公司，哈尔滨 150001)

0 引言

近年来，中国新能源发电量迅速增长，电网对新能源的消纳问题愈发突出，进而对传统燃煤热电机组的调峰能力和调峰灵活性的要求也越来越高，尤其在三北地区的冬季供暖期，“电热矛盾”现象愈发突出。传统的热电机组受到“以热定电”方式制约，对于供热市场较大的企业，机组的电调峰能力相对较差，往往无法参与深度调峰，进而导致电网被迫弃风、弃光，甚至弃核，并且随着集中供热的普及推广，“三弃”现象仍然在不断加剧。

目前，行业内许多单位、学者在研究深度调峰及热电解耦技术，其中效果较为明显并有成功应用案例的主要包括汽轮机光轴改造、汽轮机低压缸切缸改造、蓄热罐改造、电锅炉改造、汽轮机旁路供热灵活性改造等。各类灵活性改造的技术路线有着不同的特点，调峰方式和调峰能力也存在差别。对于传统热电企业的灵活性改造属于“牵一发而动全身”，往往要涉及锅炉、汽机、控制系统等多方面的同步改造，通常需要先做全厂、全机组的诊断和评估，再制定具体方案[1-2]。以东北某电厂350 MW超临界汽轮发电供热机组为研究对象，分析了35%容量的汽轮机高低压旁路供热技术的特点，研究了汽轮机高低旁路供热技术在热电机组灵活性方面的应用，并对旁路供热灵活性技术的热电解耦特性以及对提升机组供热能力和电调峰能力的影响进行了重点分析和研究。

汽轮机旁路供热技术，就是将高品质蒸汽(主、再热蒸汽)经减温减压后用于供热，使部分高品质蒸汽从汽缸旁路供热，降低其在汽缸做功份额，从而提高机组的供热能力和电调峰能力。

汽轮机旁路供热方案整体改造投资相对较小，但在汽轮机轴向推力平衡、叶片强度以及再热器热力特性等方面存在一定影响，需要在设计过程中充分考虑，进行必要的计算验证和校核。

1 供热电厂概况

某电厂现有1台350 MW超临界机组，汽轮机为C350/261-24.2/0.4/566/566型超临界、一次中间再热、两缸两排汽、直接湿冷、抽汽凝汽式汽轮机；设计工业抽汽流量为45 t/h，抽汽参数为1.7～2.1 MPa、300～350 ℃；设计采暖抽汽最大流量为550 t/h，抽汽参数为0.4 MPa、253.9 ℃；设计35%BMCR容量高-低压二级串联旁路系统。该电厂现接待供热面积约550万m2，因电厂所在区域为高纬度寒冷地区，供热负荷多数为老建筑，取单位热指标55 W/m2，折合负荷为302.5 MW。

2 高低压旁路供热灵活性技术应用

2.1 改造方案

在低旁前装 DN450的电动闸阀，在低旁出口至凝汽器前加装DN800电动隔离阀，在隔离阀前抽出DN1000管道至热网首站。在高旁出口管道、低旁出口管道上各新增 1 套流量测量装置。为了实现对该系统的控制，需在高旁后、低旁后及其减温水加装流量测量装置。重新设定旁路供热逻辑、保护，确保旁路供热系统运行安全可靠[3]。改造方案如图1所示。

图1 旁路供热改造技术原则性热力系统图

2.2 项目实施

该项目投资412万元，于2018年9月21日至10月18日，电厂在机组小修期间完成项目实施。2018年10月28日，项目正式投运，并参与东北电网的辅助服务市场运行。

3 技术适应性分析

3.1 安全稳定性分析

项目投运后，经过近4个月的运行，该机组高低压旁路由启动用改变为供热调峰用时，在汽轮机轴系振动、汽轮机轴向推力平衡、低压转子末级叶片安全、锅炉再热器超温等方面均未出现明显变化。

3.1.1 汽轮机轴系振动

通过旁路供热系统投运后的汽轮机运行参数看，发电负荷在105 MW时，各瓦振动情况良好，轴振及瓦振均在合格范围，并未出现较大波动。胀差、低胀及轴向位移等重要参数均满足安全要求。

3.1.2 汽轮机轴向推力

经汽轮机厂家计算校核，对于CH01型350 MW超临界机组，当旁路供热系统投运后的各运行工况，汽轮机轴向推力虽有所增加，但推力值仍低于机组轴向推力允许最大值，能够满足机组安全运行要求[4]。通过运行参数看，旁路供热系统投运后，机组轴向位移变化值不超过0.02 mm，推力瓦块温度变换不超过2 ℃。该项目旁路供热系统投运未对汽轮机轴向推力产生较大影响，机组可以安全稳定运行。

3.1.3 低压转子末级叶片安全

当汽轮发电机组参与辅助服务期间，旁路供热系统投入运行后，进入汽轮机低压缸的蒸汽流量会减少，一旦低于低压缸的安全冷却流量，就会威胁低压转子末几级叶片的安全。为此，在可研阶段，需要严格计算低压缸的安全冷却流量的合理范围，在旁路供热系统投运期间，要密切监视低压缸排汽温度，确保安全运行[4]。

3.1.4 锅炉再热器超温

因高旁和低旁同时投入，蒸汽自低旁管路抽出，锅炉再热器的再热蒸汽流量并未发生变化，因此，不存在锅炉再热器超温的问题。在旁路投运过程中，需协调好高旁调整门与低旁调整门的开度，同时匹配好2个调门的减温水流量。

3.1.5 其他方面

关于再热器及高、低旁管道内蒸汽流速是否超速，以及高、低压旁路调整门耐冲刷程度，因缺乏测量手段或没有检查时机，暂未发现，均需进一步验证。

3.2 调峰能力分析

该电厂350 MW机组旁路供热灵活性项目改造后，机组的深调能力最大可提高20%(从175 MW降低至105 MW以下)，机组负荷可深调至30%额定发电出力，并且运行安全稳定。

3.3 深度调峰的供热能力分析

运行期间，机组调峰至30%额定发电出力(高低旁开度约为60%)时，机组最大供热能力1 006.07 GJ/h(约相当于278 MW)。此时，锅炉的主给水流量约为485 t/h，过热蒸汽流量约为585 t/h，旁路系统的供热抽汽流量大约为100 t/h，五段采暖供热抽汽流量为150 t/h左右。

结合该电厂的供热需求及深度调峰特点，分析表明：

1)在供热初末期，30%额定发电出力工况运行时，可以完全满足该电厂所在区域民用采暖的供热要求。

2)在供热极寒期，30%额定发电出力工况运行时，可以满足500万m2的供热面积；40%额定发电出力工况运行时，可以完全满足该电厂所在区域民用采暖的供热的要求。

4 经济性与社会效益分析

4.1 辅助服务市场收益分析

自2018年10月28日，截至2019年4月15日，该电厂旁路供热项目累计参与深度调峰2 579.8 h，累计获得辅助服务收益8 804.2万元，其中，第一档收益3 009.25万元，第二档收益5 794.53万元。数据见表1。

表1 项目辅助服务收益表

4.2 发电量影响分析

在汽轮机进汽量不变时，因高、低压旁路系统投运，供热能力增加，汽轮机高压缸和中低压缸的发电能力降低，实现机组的“电热解耦”和“深度调峰”。此时，机组获得调峰收益，但较未参与调峰时，损失了一部分发电量(上网电量)。自2018年10月28日，截至2019年4月15日，该电厂旁路供热项目累计参与深度调峰2 579.8 h，累计影响发电量13 516.41×104kW·h，损失发电量收益约为2 159.06万元。该电厂350 MW旁路供热灵活性项目投运期间的电量损失数据见表2。

表2 发电量影响分析表

4.3 综合经济效益分析

以2019年1月份调峰数据进行测算和分析，数据见表3。

通过表3与表2分析可知，2019年1月，获得一档补偿572.96万元，二档补偿1 178.82万元，总补偿1 751.78万元。由于机组原有抽汽供热和旁路供热同时运行，缺少准确的测量手段，在本次经济效益分析时，认为第一档调峰收益属于抽汽供热，第二档调峰收益属于旁路供热。因此，旁路投运获得调峰收益暂按1 178.82万元统计。

因旁路投运后，相当于从锅炉出来的高品质蒸汽，经减温减压后直接供热，而未在汽轮机中作功。在不考虑热电比变化的情况下，可以认为发电机组的效率会出现衰减，此部分对收益的影响按照对比工况下燃煤增加量(约1 415.6 t)进行估算。

据此，计算2019年1月，旁路调峰的综合收益和经济效益如下：

1)因旁路系统投运，损失发电量影响收益：