300 MW热电机组热电解耦灵活性改造

2022-03-22王建峰刘沛奇杨用龙

浙江电力 2022年2期

王建峰，刘沛奇，杨用龙，郭栋

（华电电力科学研究院有限公司，杭州 310030）

0 引言

依据《中国统计年鉴（2019 年）》统计结果，截至2019 年底，全国发电装机容量为189 967 万kW，火电、水电、核电、风电和太阳能发电装机容量分别为114 367 万kW、35 226 万kW、4 466万kW、18 426 万kW 和17 463 万kW，全国发电装机容量及火电、水电、核电、风电和太阳能发电装机容量同比增长率为6.45%、3.39%、2.46%、10.79%、11.40%和25.89%。新能源装机容量的快速增长，电力消费增速减速换挡、煤电机组投产过多、煤电机组承担高速增长的非化石能源发电深度调峰和备用等功能的原因，造成了国内火电设备利用小时数持续下降［1］。2016 年火电设备利用小时数降至4 165 h，为1964 年以来年度最低。降低火电机组利用小时数以提高风、光可再生能源的利用率，提高对非水可再生能源的消纳［2-6］。

2016年6月28日国家能源局发布《关于火电灵活性改造试点项目的通知》，旨在提高能源技术创新，挖掘燃煤供热机组调峰潜力，提升我国热电运行灵活性［7-9］，全面提高系统调峰和新能源消纳能力。为确保运行过程的供需平衡，提高电力系统调节能力，从而适应可再生能源的高速发展［10］，提高电力系统对可再生能源的消纳能力，确保热电系统的安全稳定运行，对热电系统进行灵活性改造已势在必行［11］。改变燃煤供热机组传统的“以热供电”运行方式，实现热电解耦，提高燃煤机组的灵活性可同时满足对外供电、供热的需求。

本文依托河北某热电厂，通过对机组热电解耦改造关键技术进行研究，确定了最优的蓄热调峰系统、尖峰加热系统设计方案，同时对改造后机组的调峰能力和性能指标进行效益分析。

1 机组概况及供热背景

1.1 机组概况

该热电厂装机容量为2×300 MW。锅炉为上海锅炉厂生产的SG-1025/17.5-M729 型1 025 t/h亚临界压力、一次中间再热、自然循环锅炉，单炉膛四角切圆燃烧，烟气挡板调温，采用中储式钢球磨煤机热风送粉、冷一次风系统，半露天布置，全钢架悬吊结构，平衡通风，固态机械除渣。汽轮机为上海汽轮机厂有限责任公司引进西屋技术优化设计的C300/200-16.7/0.43/537/537 型汽轮机组，单轴、高中压合缸、低压缸双分流、亚临界、一次中间再热、双缸双排汽、抽汽凝汽式汽轮机。2014 年对2 台机组进行了双转子双背压机组改造。

1.2 供热背景

该热电厂现有热网系统由热网首站、一次热力管网、二级换热站、二次热力管网、热用户组成。1 号机组额定采暖抽汽流量为480 t/h，额定工业抽汽流量为50 t/h。2 号机组在冬季供暖期以背压机组方式运行，其主要热力产品为高温水，全厂的供热能力为800 MW，按照48 W/m2折算可接带供热面积为1 667×104m2。

2016—2017 年冬季供暖期签约供热面积为1 977×104m2。依据该热电厂所处城市集中供热专项规划，2020 年规划供热面积2 247×104m2，2030 年规划供热面积2 568×104m2，预测采暖抽气455 MW，余热372 MW，合计不含供热调峰能力827 MW。

由于机组额定抽汽压力工况为机组在主进汽量410 t/h左右时，最大采暖抽汽量为200 t/h。此时机组电功率为95 MW，负荷率为31.67%。主进汽量为300 t/h 左右时，纯凝工况最小电功率为100 MW，负荷率为33.33%。锅炉经过低负荷改造之后，能稳定在30%负荷，主汽量为300 t/h左右。主进汽量300 t/h、电功率95 MW时，机组抽汽能力几乎为0，本文以1 号机组主进汽量为410 t/h进行机组供热能力核算。

2 热电解耦改造方案

2.1 蓄热系统调峰

本项目蓄热是用于居民采暖供热，因此选用常温蓄热，即蓄热介质采用水。厂内供水温度大部分时间低于100 ℃，考虑安全运行以及投资造价等因素，本项目的蓄热系统形式采用常压式蓄热罐型式［12］，蓄热罐的设计参数（冷水温度/热水温度）为53 ℃/98 ℃。依据电负荷分析，1 号机组电负荷低点出现在夜间00：00—6：00，白天18 个小时为用电高峰，相对而言，白天热负荷相对较低，夜间热负荷较高。因此，综合考虑后本项目选择夜间6h为蓄热系统运行时间。

2号机组进行背压改造且冬季满负荷运行，如果蓄热罐太大会造成供热初、末期负荷较低时蓄热罐无法充分发挥其最大蓄放热能力，因此，经核算后确定蓄热罐容积为20 000 m3（有效容积为19 331 m3），直径为30 m，高为29 m，蓄热罐白天18 h 蓄热功率为56.2 MW，折合所需采暖蒸汽为84.2 t/h。蓄热罐夜间6 h 放热功率为168 MW，折合可以抵消采暖蒸汽252.6 t/h。蓄热系统采用直接式连接方式，从原有供回水母管上引接热网水进入蓄热罐。蓄热系统设置有蓄热泵和放热泵，其中放热泵4台，蓄热泵2台（一用一备）。为了满足在不同供水温度时能正常蓄热，设计一路热网回水可以和供水进行掺混，保证蓄热罐的蓄水温度不高于设计值。蓄热罐顶部设置有氮气密封装置，以防止顶部腐蚀。

结合电负荷调峰情况，蓄热罐白天18 h蓄热，蓄热功率为56.2 MW；夜间6 h放热，放热功率为168 MW。蓄热罐与厂内热网首站相连，从2号热网首站中引接一路管路与蓄热罐相连。白天蓄热过程中，可以考虑从1号热网首站投入84.2 t/h采暖蒸汽，经过2号热网首站加热器将热网水加热至不超过98 ℃，然后蓄入蓄热罐，充分发挥蓄热罐的能力，保证在夜间放热过程中有足够大的放热功率。

2.2 尖峰加热系统调峰

采用增加尖峰加热系统以满足供热需求，可以抽取再热蒸汽或者主蒸汽减温减压后进行供热。再热蒸汽供热形式可以分为冷再热蒸汽和热再热蒸汽，不论哪种形式，都受到机组轴向推力和高压缸末级叶片强度限制。对于主蒸汽减温减压供热，将部分主蒸汽利用机组原有的高旁减温减压器或者新设置的减温减压器，由锅炉给水泵出口减温后再进入锅炉再热器加热，然后从再热蒸汽管道引出，后面可根据蒸汽参数要求再进行减温减压。主蒸汽减温减压供热可不受抽汽汽量的限制。

由表1可知，1号机组维持410 t/h主蒸汽，此时仅在蓄热调峰系统建设之后，全厂的供热能力为782 MW，距离计算最大供热需求949 MW仍然存在167 MW的缺口，同时，1号机组的负荷率降至31.67%。为了满足供热需求，考虑新增尖峰加热系统，从再热段或者主蒸汽处抽汽作为热源，以满足外网供热。

表1 厂内供热能力统计

引接主蒸汽作为尖峰加热器热源，有2种运行方式。第一种为汽轮机保持低压缸最小排汽量运行方式，夜间深度调峰时，主蒸汽进汽187 t/h，汽轮机保持低压缸最小排汽量运行。锅炉总负荷为515 t/h，1 号机组负荷率可以降至24%左右，尖峰加热系统的容量则需要301 MW，该运行方式的负荷分析如表2所示。第二种为汽轮机电功率降至95 MW运行方式，从主蒸汽母管进行抽汽作为尖峰加热器热源以满足外供热负荷，锅炉总负荷为592 t/h，1 号机组需抽汽约182 t/h。汽轮机电功率维持在95 MW，负荷率维持在31.6%。

表2 汽轮机保持低压缸最小排汽量运行方式负荷分析

尖峰加热系统的改造增加了一套高压减温减压装置，将主蒸汽参数减至再热（冷）蒸汽参数；同时增加一套低压减温减压装置，将再热（热）蒸汽参数减至采暖抽汽参数。供热高寒期时，从主蒸汽母管引182 t/h 蒸汽经过一级减温减压变成210 t/h蒸汽，再经过二级减温减压变成251 t/h蒸汽，最后用于采暖供热。系统共设3 套108 t/h 高压减温减压装置，低压降温减压装置设3套150 t/h减温减压装置，减温水系统采用高压给水工艺。由于该热电厂实际供热负荷还未到1 977×104m2，高压及低压减温减压装置可分步实施，一期只新增一半尖峰加热系统，能力为99 MW。

2.3 热电解耦的运行方式

如表3所示，2号机组为高背压运行机组，热电解耦时，应以2号机组带基本热负荷，对1号机组进行电负荷和热负荷调节。在供热初、末寒期，由于外网供热负荷较小，2 号机组满负荷运行，1号机组低负荷运行，2号机组以及蓄热系统即能满足夜间调峰的负荷需求。供热高寒期时，2号机组满负荷运行，采用1号机组、蓄热系统以及尖峰加热系统进行1号机组的热电解耦，以满足热负荷和电负荷调峰的双向要求。