300 MW机组高低旁路联合供热改造实践分析

宣伟东

(大唐东北电力试验研究院有限公司，吉林 长春 130012)

经济生活水平的改善以及城市的发展使得居民的供热需求不断提升，这就赋予了传统火力发电机组更多的社会责任，使得机组在满足调峰任务的同时必须保障城市供热[1]。当前，机组“以热定电”的运行方式是将稳定供热放在首位，但在当前全社会用电需求放缓、火电出力被压缩的背景下，同时兼顾机组调峰与供热变得越发困难[2-3]。因此，基于现有热电联产机组或纯凝机组，学者开展了许多优化改造工作，旨在提升机组的供热能力或调峰性能[4-6]。但传统改造方案无法有效解决热电耦合特性，特别是新能源的大规模并网，使得调峰需求进一步提升，给机组带来了诸多安全隐患[7-8]。当前学者不断探索基于热电解耦的改造方案[9]。包括引入水蓄能[10]、汽轮机高低压旁路联合供热等研究[11]。汽轮机高低压旁路作为一种投资小的改造方法却可以极大提高机组低负荷供热能力和电调峰能力的技术深受电厂关注[12]。

本文通过对某电厂300 MW机组高低旁路联合供热改造前后的调试数据及结果分析，总结出同类型机组高、低旁联合供热改造对其运行安全、经济性、节能降耗、供热稳定性、调峰能力、机组协调等诸多方面的积极影响，同时也为今后同类机组灵活性改造提供参考。

1 机组概况及存在的问题

东北某300 MW机组为例，该机组的额定抽汽量为320 t/h，最大抽汽量为520 t/h，是其所在市区的主要供热热源。目前设计供热面积为960万m2，2018～2019年实际供热面积已近1 100万m2。并且，机组在供热期间还承担有调峰任务，机组目前每晚约有8 h负荷在150 MW以下。若仍按目前机组以热定电的方式运行，进入调峰期间高质量的完成供热、发电将面临巨大考验。所以，为保证深度调峰期间供热质量，不发生热网瓦解事故，该电厂在2019年对1号机组实施了高、低旁路联合供热改造。

2 高低旁路联合供热改造机理分析

2.1 高压缸旁路蒸汽流量分析

高低旁路联合供热是通过高压旁路管道将部分主蒸汽直接输送至高压缸排汽端，然后经过锅炉再热器进入汽轮机再热蒸汽管道，随后经低压旁路前三通抽汽口经减温减压后作为热网加热器的补充汽源。为保证汽轮机轴向推力平衡和汽轮机安全运行，该方案的关键控制因素是控制高压旁路蒸汽流量与低旁蒸汽流量相匹配。

高压缸旁路蒸汽流量可利用高低旁蒸汽流量和焓值并根据能量守恒、质量守恒计算得出[12]

Q1=Q2×(H2-H3)/(H3-H1)

式中Q1、H1——供热高压旁路阀前蒸汽流量和焓值；

Q2、H2——供热高压旁路减温水流量和焓值；

Q3、H3——供热高压旁路阀后蒸汽流量和焓值。

同理，低压旁路流量计算方法同上。

2.2 高、低压旁路联合供热系统运行时控制策略

依据质量守恒原则，高压旁路蒸汽流量为低压旁路蒸汽流量减去高压旁路减温水流量[12]。低压旁路供热调节阀及其供热减温水调节阀控制以供热参数为目标，投入自动控制方式，高压旁路供热蒸汽调节阀以计算出的低压旁路蒸汽流量和计算出的高压旁路蒸汽流量为依据，并始终自动调节阀门开度以跟踪低压旁路供热蒸汽流量，高压旁路蒸汽减温水调节阀以高压旁路蒸汽调节阀后温度为目标投入自动，为不影响汽轮机及安全运行，在上述控制策略中，增加高压旁路和低压旁路供热调节阀开度受高压缸排汽压比或排汽温度限制条件，低压旁路开度受中压缸进汽压力限制条件。

3 某电厂高低压旁路联合供热改造应用

该机组的额定抽汽量为320 t/h，最大抽汽量为520 t/h。本次改造利用高低压旁路联合供热增加机组的调峰能力，保证机组供热期安全运行。供热改造具体内容概况如下：

(1)高压旁路部分改造

在原高压旁路蒸汽转换阀前加装电动闸阀，设置疏水管道及阀门，原高压旁路蒸汽转换阀不更换。

(2)低压旁路部分改造

在原低压旁路蒸汽转换阀前引三通及弯头，在三通至热网供汽母管上布置电动闸阀、流量计、减温减压装置、安全阀、手动隔离阀。

(3)方案的优点介绍

此方案优点为保证了高压旁路系统在非调峰期间不发生内漏、低压旁路蒸汽转换阀不受冲刷；同时，保留低压旁路安全特性，低压旁路在热备用状态，以在调峰期间，便于调整高、中压缸进汽量，满足事故时需求，管路流量响应迅速。改造后系统如图1所示。

图1 高低压旁路联合供热改造示意图

4 旁路供热系统调整试验数据

机组功率149.5 MW(50%电负荷)，旁路供热系统投运。投旁路供热投运后调整各工况试验，试验结果见表1。

表1 试验工况对比表

表中：工况一：主蒸汽流量550 t/h，中压缸排汽至热网加热器单独供热，未投旁路供热;工况二：主蒸汽流量550 t/h，中压缸排汽及低压旁路联合供热至热网加热器，LV阀开度100%;工况三：主蒸汽流量550 t/h，中压缸排汽及低压旁路联合供热至热网加热器，LV阀开度20%;工况四：主蒸汽流量550 t/h，中压缸排汽及低压旁路联合供热至热网加热器，LV阀开度15%;工况五：热网疏水流量220 t/h，中压缸排汽及低压旁路联合供热至热网加热器，LV阀开度20%。

5 旁路供热调整试验分析

通过对1号机旁路供热系统不同工况调整试验得出以下结论：

(1)550 t/h主蒸汽流量下旁路供热能力

1号机组负荷146.2 MW，主蒸汽流量550 t/h，低旁供热减温减压器前压力1.34 MPa，高压旁路蒸汽转换阀开度63.4%，低压旁路供热调节门开度80%条件下，低压旁路供热抽汽流量约125.8 t/h。

(2)旁路供热系统投运后调峰能力

在维持1号机组供热负荷基本不变的条件下，中压缸排汽及旁路供热系统联合供热至热网加热器较中压缸排汽至热网加热器单独供热发电机功率降低36.7 MW。

(3)550 t/h主蒸汽流量下旁路改造后机组供热能力

1号组机组负荷117.4 MW、主蒸汽流量550 t/h，高压旁路蒸汽转换阀开度64.7%，低压旁路供热调节门开度80.9%， LV阀开度15%条件下，中压缸排汽及旁路供热系统联合供热至热网加热器供热蒸汽流量约251.4 t/h。较相同主蒸汽流量下中压缸排汽单独供热工况增加供热流量约30 t/h。

在上述试验工况中针对1号机组所选择的工况是机组长期运行的典型工况；由于该热电厂为所在区域的供热主力机组，为保证供热安全未进行停机不停炉和满负荷投旁路供热工况试验。

6 高、低压旁路联合供热改造对机组产生的影响

6.1 调峰能力

机组高、低压旁路联合供热改造后，机组调峰能力显著加强，在冬季保证供热区域正常供热前提下，机组可满足电厂冬季供热期每晚8 h有偿调峰的要求。

6.2 供热安全

改造实施后，机组实现了停机不停炉的供热需求，保证了该热电厂作为所在地区的供热任务，完成了冬季安全供热、不发生热网瓦解事故的任务。

6.3 电网影响

高、低压旁路联合供热改造在提高机组深度调峰能力的同时，也为电网消纳风电、太阳能等新能源的负荷波动释放了空间，在一定程度上提高了电网安全。

6.4 汽机安全

旁路供热系统投运后，汽机差胀、缸胀、轴位移在正常范围，汽机金属温度正常，各监控点上、下缸温差在正常范围，机组振动在正常范围，汽轮机各缸排汽温度均在正常范围内。

6.5 运行风险

在投运旁路供热时，一方面因主蒸汽压力及高压旁路减温水压力都较高，对高压旁路蒸汽阀、高压旁路减温水阀的灵活性和温度自动调节品质要求均有提高，所以，在调试过程中，会出现高压旁路阀后温度大幅波动情况；另一方面，在调整高压旁路开度时，要保证高排压比、再热蒸汽参数、热网母管压力等参数维持在正常范围内，所以旁路供热系统热态投运过程中，操作增多，需要关注的参数较多，对运行人员水平要求很高，需要有足够的经验。

6.6 协调影响

机组高、低压旁路联合供热改造后，机组原有基于调节级压力得到的主汽流量并未考虑到高压旁路抽汽，因此，该参数并不能完全代表锅炉实际的负荷需求，需要在最终的主汽流量中对高压旁路抽汽量进行补偿。

6.7 经济性分析

(1)高品质蒸汽浪费

高低压旁路联合供热改造后，在旁路供热系统投入时，高参数蒸汽经高旁减温减压，直接流回锅炉再热器，再经低压旁路供热减温减压器去往热网供汽系统，该部分高温高压蒸汽无做功过程，经历两次减温减压后被送往热网，造成部分热量的损失。

(2)机组煤耗影响

机组40%～50%负荷率之间，每降低1%，热耗率增加48.5 kJ/kWh，改造后负荷降低3万kW，影响负荷率10%，折算影响煤耗16.6 g/kWh，折算影响全天煤耗升高5.53 g/kWh。不利于电厂完成节能指标。而且在锅炉蒸发量不变情况下，投入旁路供热系统不能有效提高机组供热能力。

(3)厂用电率影响

机组负荷率在40%～50%之间，厂用电率增加1.5%，影响煤耗升高5.1 g/kWh。共计影响煤耗升高21.7 g/kWh。折算影响全天煤耗升高7.2 g/kWh。

(4)调峰收益影响

对于东北地区，根据东北监能市场[2018]220号文件规定单机有偿调峰，负荷率降在50%～40%最高补助0.4元，机组高、低压旁路联合供热改造后，按照90天，每天调峰8 h计算，改造后，深调期间单机负荷可从150 MW降低至120 MW计算，有偿调峰补助为864万元。由于改造后综合煤耗增加7.2 g/kWh，每吨标煤按照500元计算，可得燃煤损失为31万，所以整体调峰收益833万元。

(5)社会环保效益

当机组参与调峰时，整个电网新能源发电量相应增加，减少了燃煤机组的燃煤量，仍按照720 h发电计算，整个调整周期新能源可多发2 160万kWh，按照煤耗300 g/kWh计算，减少燃煤达6 480 t。此项每年可减少排放CO2约1.7万t、NOx约50 t以及SOx约105 t。

7 总结

机组高低压旁路联合供热改造既可以有效提高机组的调峰能力，提高电厂深度调峰时期收益；另一方面，尽管高、低压旁路联合供热改造后，机组低负荷段运行时提高了机组煤耗，但降低了整个发电侧的燃煤量，具有很高的社会环保效益。