350 MW 超临界供热机组灵活性改造探索及实践

2020-12-28原树峰

山西电力 2020年5期

王健，原树峰，

（1.山西漳电蒲洲热电有限公司，山西永济 044500；2.山西漳电科学技术研究院，山西太原 030031）

0 引言

近年来，我国的风电、光伏等新能源装机容量发展迅速，电力系统现有的调节能力难以满足新能源消纳的需求，不少地区出现了弃风、弃光现象。尤其在采暖季节电网调峰与保供热、保新能源消纳之间的矛盾更加突出，亟须传统的抽汽供热机组通过技术改造既满足供热的需求，又具备一定的调峰能力[1-2]。随着清洁取暖工程的持续实施，集中供热面积不断扩大，必将使当前原本紧张的热电矛盾更加恶化。这就需要电网必须配套足够的调峰调频容量，以保证电网灵活调度和安全稳定运行[3-4]。为此，开展供热机组灵活性改造探索及实践具有重要意义。

本文以某台350 MW 超临界供热机组为例，介绍灵活性改造的方案及试验情况。

1 某电厂超临界供热系统简介

某电厂建设有2×350 MW 超临界直接空冷抽汽式机组。2 台机组分别于2015 年12 月、2016年3 月投入商业运行。锅炉是哈尔滨锅炉厂制造的HG-1205/25.4-YM1 型超临界参数变压运行直流炉、单炉膛、一次再热、平衡通风、半露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构Π 型锅炉。汽轮机是哈尔滨汽轮机厂制造的CZK350/327-24.2/0.40/566/566 型超临界、两缸两排汽、一次中间再热、单抽供热直接空冷凝汽式汽轮机，额定供热抽汽量350 t/h。发电机是东方电机有限公司制造的QFSN-350-2-20 型三相两极同步发电机，采用水氢氢冷却方式，励磁方式采用自并励静止励磁系统。

该电厂主要承担当地城区约720 万m2的集中采暖供热和部分工业供汽。2018 年—2019 年采暖季该电厂单机运行在60%额定负荷以上时可以满足供热需求。现有的采暖供热设备有2 台热网加热器和8 台溴化锂吸收式热泵，热泵以五段抽汽为驱动蒸汽，提取汽轮机的乏汽余热用于供暖。需要的汽源分别为：抽汽 [0.3～0.4 MPa（绝对压力），190 t/h]和乏汽 [8 kPa（绝对压力），120 t/h]。2 台机组各装有1 台高温再热减温减压器，全厂共2 台，正常运行可产生1.2 MPa（表压）、65 t/h蒸汽。2 台机组各装有1 台一段抽汽减温减压器，全厂共2 台，正常运行可产生1.5 MPa（表压）、35 t/h 蒸汽。

2 超临界供热机组改造方案

本次改造的目标是在保证供热的同时使机组能安全平稳降至30%额定负荷。根据供热现状，采用了旁路供汽+低压缸灵活出力+热泵供热方案。机组在30%额定负荷工况运行时，锅炉蒸发量除了满足汽轮机发电用汽之外，额外产生的蒸汽经减温、减压至不同的用汽参数提供给不同工业用户，采暖供热通过连通管低压调节阀调节实现五段抽汽和乏汽满足热泵运行。采暖供热下满足锅炉蒸发量520 t/h 时，单机可满足采暖供汽190 t/h+乏汽120 t/h和工业供汽80 t/h，供热功率为144 MW，电负荷为105 MW。改造主要包括以下几部分。

2.1 供热调节阀改造

目前，中低压缸联通管上的供热调节阀在全关状态时，漏汽量在200 t/h 以上，不能满足低压缸灵活出力的要求。通过改造供热调节阀，缩小阀芯与阀座间隙，使其漏汽量在全关状态达到120 t/h。

2.2 高压旁路阀改造

高压旁路阀调节性能不能满足技术要求，需对其阀芯、阀座进行改造，使其调节性能达到线性特性。

2.3 低压旁路系统改造

在30%额定负荷工况下，五段抽汽量不能满足要求，须通过低压旁路系统对采暖系统供汽。低压旁路系统改造范围为高温再热蒸汽至采暖供汽系统加装1 套减温减压器及低压旁路阀改造。

2.4 汽轮机本体改造

根据哈尔滨汽轮机厂现阶段的技术配合，使用旁路系统改造进行供热，为了保证再热系统蒸汽流速不超速，中压调节阀必须参与调节，维持高温再热蒸汽的抽汽压力以满足用汽参数要求。因汽轮机的中压调节阀调节性能不能满足技术要求，需对阀芯与阀座间隙进行改造。

本次改造在3 号机组进行，改造后机组热力系统如图1 所示（图中圈住部分为本次改造和新增部分）。

改造后3 号机组在30%额定负荷工况下，中压缸排汽分为两部分蒸汽，一部分蒸汽 [0.3 MPa（绝对压力），190 t/h]进入抽汽供热系统，另一部分蒸汽进入低压缸做功，大部分乏汽进入热泵（8 kPa（绝对压力），120 t/h）系统，其余进入空冷系统；两部分蒸汽量通过中低压缸联通管上的供热调节阀合理分配，保证抽汽参数和乏汽流量、供热抽汽量不足部分通过低压旁路系统补充，满足采暖需求。高压旁路系统的蒸汽分为两部分，一部分蒸汽经再热后进入工业供汽系统（60 t/h），可以满足目前用户需求；另一部分蒸汽进入辅汽系统，供电厂生活区采暖，高压旁路开度根据供汽量来调节。

3 改造后机组调整试验情况

为了保证机组在改造后能安全稳定运行，改造方案实施后开展了以下试验工作。

3.1 旁路供热试验

逐步调整低压旁路至供热蝶阀和低旁阀进行旁路供热，过程中应注意高温再热蒸汽压力会随低压旁路供热量的增大而下降，此时为了达到主再热蒸汽的流量平衡，需要高压旁路阀进行再热流量的调整。

3.2 中联门参调试验

旁路供热时随着高温再热蒸汽压力的下降，低温再热蒸汽压力也会随之下降，将会引起低温再热蒸汽管道蒸汽流速超速，这时需要中联门参与调节。在中联门关闭过程中，中联门的关闭会导致中压缸单侧进汽，需要密切监视高压缸排汽温度，高压缸排汽压力，汽轮机本体振动、瓦温、轴移、胀差等相关参数。

3.3 低压缸灵活出力试验

试验时逐步关小低压缸进汽蝶阀，调节过程中热网抽汽流量会逐步增加，当热网抽汽量大于热网系统需汽量时，适当降低机组负荷，达到热网抽汽量与需汽量的平衡。期间需严密监视低压缸排汽温度的变化。

3.4 热泵适应性试验

试验时逐步降低机组背压，观察热泵的运行状况。通过计算热网循环水温升及低压缸排汽参数，确定热泵吸收乏汽量，确定热泵系统最佳运行背压。

3.5 联合运行试验

在保证工业抽汽量和热泵运行压力为最佳运行背压下，逐步关小低压缸进汽蝶阀，此时热网抽汽量会随之增加，达到热网需求量后，逐步减小机组负荷。在热网抽汽量不足时，逐步投入低压旁路供热系统，直到机组负荷降低至105 MW（30%额定负荷）。

4 调试中出现的问题及处理

2019 年12 月6 日，经过降低运行背压，逐步关小低压缸进汽蝶阀，降低锅炉蒸发量，使机组发电负荷在满足工业供汽及最大供热量的同时安全平稳地下降至104.2 MW，在满足供热需求的同时，达到了灵活性改造机组的深度调峰要求。

在机组试运过程中出现了低压缸排汽温度、背压等异常现象，通过参数调整和运行方式的优化保证了机组的安全平稳运行。

4.1 低压缸减小出力过程中排汽温度异常升高现象的分析处理

在低压缸灵活出力试验过程中，机组运行负荷为175 MW，环境温度为3 ℃，第1、第5、第6 列空冷散热单元处于解列状态，第2、第3、第4 列正常投入情况下，通过调整空冷风机频率，使机组背压维持在10 kPa，再逐步关小中低压连通管蝶阀。当该蝶阀关至12%时，机组负荷降至140 MW，低压缸进汽量约190 t/h 时，低压缸排汽温度上升到72.7 ℃（80 ℃报警）。

检查发现五段、六段抽汽管道疏水气动门全部打开，造成低压缸做功蒸汽减少。低压缸排汽温度异常升高的主要原因是在小容积流量工况下，蒸汽流量不能带走叶片鼓风产生的热量[5-6]。立即投入低压缸喷水减温，关闭五段、六段抽汽管道疏水阀，对低压疏水阀联开逻辑进行优化，降低机组背压，合理调节中低压连通管蝶阀开度。采取以上措施逐步调整后，在低压缸喷水减温不投入的情况下，低压缸排汽温度维持在正常范围内。

4.2 低压缸减小出力过程中背压异常升高现象的分析处理

继续降负荷至122 MW，锅炉已达最低稳燃状态，中低压连通管蝶阀关至2%，低压缸进汽流量约为130 t/h，背压5 kPa。空冷岛2 号、3 号、4 号列18 台空冷风机频率突然升高至满频50 Hz，投运1 号、5 号列空冷风机后背压依然持续上升，立即对系统进行检查，发现热网首站6 台热泵跳闸，热网首站2 台加热器抽汽量已达最大流量180 t/h，热网供热温度逐步降低。

热泵跳闸的主要原因是机组背压5 kPa 低于热网首站热泵安全运行所需背压（8 kPa），造成热泵退出运行，大量乏汽进入空冷岛，致使大量空冷乏汽不能凝结，空冷岛热负荷短时间增大，在机组背压投入自动的情况下，空冷风机频率逐步增大至满频50 Hz 仍不能满足乏汽冷却的需求，出现了机组背压持续上升现象。发现异常后及时投入1 号、5 号、6 号列空冷风机运行，将中低压连通管蝶阀缓慢开大，增大低压缸进汽流量，并逐步投运热网首站热泵运行，然后根据空冷凝结管束温度再逐步退出部分空冷风机运行，随后城市供热温度逐步恢复正常。