350 MW机组高低压旁路联合供热技术研究

周国锋，罗 冰，姜培朋

（山东华电节能技术有限公司，山东 济南 250000）

0 引言

近年来随着我国风电、光伏发电等新能源发电装机容量的迅速增长，部分地区弃风、弃电现象严重，现有火电机组与新能源发电机组之间的协调配合问题亟需解决[1-2]，对火电机组的深度调峰能力、热电解耦程度等提出了较高要求[3-4]。汽轮机高低压旁路联合供热技术通过优化汽轮机旁路系统，实现部分高温蒸汽不经汽轮机做功直接用于供热[5-6]，可缓解传统热电机组受“以热定电”制约的问题，使火电机组能够更灵活地配合新能源发电技术的应用与发展[7-8]。本文以某350 MW超临界供热汽轮发电机组为例，对其高低压旁路联合供热改造的限制条件、改造方案及经济效益进行分析研究，为火电机组灵活性改造提供参考。

1 电厂供热机组现状

1.1 汽轮机概况

该350 MW机组汽轮机为超临界、一次中间再热、两缸两排汽、抽汽凝汽式汽轮机，机组设45% BMCR（Boiler Maximum Continuous Rating，简称BMCR）容量的高压、低压二级串联旁路，主要用于机组的启动和停运。汽轮机典型工况热力数据如表1所示。

表1 汽轮机典型工况热力数据

1.2 机组深度调峰的制约因素及分析

1.2.1 采暖抽汽温度对深度调峰的制约

机组在额定采暖工况下，额定采暖抽汽压力（a）为0.45 MPa，温度为234.7℃，采暖抽汽管道、低压旁路出口管材均采用Q235B，热网加热器壳侧设计温度为300℃。如果维持中压缸排汽压力（a）0.45 MPa不变，当机组负荷降低时，中压缸排汽温度将会升高。在40%THA（Turbine Heat-rate Acceptance，简称THA）负荷下，中压缸排汽温度约为317.7℃；在35%THA负荷下，中压缸排气温度约为334.5℃，均超过原热网蒸汽系统的设计温度，影响原热网蒸汽管道、低压旁路出口蒸汽管道的安全运行。

根据机组2019—2020年供热运行数据，采暖期抽汽运行压力（a）约为0.22～0.26 MPa。经热平衡计算，不同机组负荷及中压缸排汽压力对应的排汽温度如表2所示。由表可见，将中压缸排汽温度控制在300℃以内是可行的，同时也可以满足电厂对外供热的要求。

表2 不同机组负荷及中压缸排汽压力对应的排汽温度

1.2.2 采暖抽汽量对深度调峰的制约

机组在额定采暖工况下，额定采暖抽汽压力（a）为0.45 MPa，温度为234.7℃，额定采暖抽汽量为550 t∕h，发电机功率为279.026 MW，相当于发电机额定功率的79%。机组要实现深度调峰，发电机功率需要降至50%THA负荷及以下。随着机组负荷降低，中压缸排汽供采暖的抽汽量随之减小。通过热平衡计算，在采暖工况下，当发电负荷降至30%THA时，中压缸排汽可提供最大采暖抽汽量为85 t∕h。

根据机组2019—2020年供热运行数据，机组对外供热抽汽量为500 t∕h。因此，在采暖期要实现30%THA发电负荷的深度调峰，同时保证500 t∕h的额定采暖抽汽量，尚有约415 t∕h的采暖抽汽缺口。

2 高低压旁路联合供热技术改造方案

2.1 改造原则

根据当地政策对调峰机组负荷的要求、外网的供热要求及机组管道实际配置状况，现阶段灵活性改造按照以下原则进行设计：

1）根据机组2019—2020年运行数据，改造后机组采暖抽汽量为500 t∕h，满足供热区域热负荷需求。

2）深度调峰目标定为30%THA发电负荷（发电机功率105 MW）工况。

3）中压缸排汽温度控制在300℃以内。

2.2 高低压旁路联合供热改造方案

结合机组实际情况，依据以上改造原则，本机组采用“中压缸排汽+汽轮机高低压旁路联合对外供热”（以下简称“高低压旁路联合供热”）改造方案，即从主蒸汽抽汽，经高压旁路减温减压后接入高压缸排汽系统，经锅炉再热器再热后，从再热热段蒸汽管道抽汽经低压旁路减温减压，与汽轮机中压缸采暖抽汽管道汇合，作为热网加热器的汽源。

对于高低压旁路联合供热改造方案，高压旁路蒸汽流量与低压旁路蒸汽流量的匹配方式是影响机组供热运行安全性的关键因素。本方案始终按“高压旁路入口蒸汽流量为低压旁路入口蒸汽流量减去高压旁路减温水流量，低压旁路蒸汽流量为低压旁路出口蒸汽流量减去低压旁路减温水流量”进行高低压旁路流量匹配，以保证高压旁路蒸汽流量与低压旁路蒸汽流量匹配。

供热改造方案原则性热力系统如图1所示。在原有汽轮机旁路系统中新增一套高压旁路，与原高压旁路并列布置，新增高压旁路仅需满足机组深度调峰供热工况的需要。新增高压旁路入口设电动闸阀（常开），高压旁路阀卡涩及故障需要隔离时，高压旁路入口电动闸阀关闭。为新增高压旁路配置减温水管道及流量测量装置。新增一套低压旁路，与原低压旁路并列布置，新增低压旁路按采暖期机组深度调峰工况选型。新增低压旁路入口设电动闸阀（常开），低压旁路阀出口母管上设电动蝶阀（常开），低压旁路阀卡涩及故障需要隔离时，低压旁路入口电动闸阀和低压旁路出口电动蝶阀关闭。低压旁路出口电动蝶阀前设安全阀，当出现热网解列事故且通向凝汽器的原低压旁路故障不能打开时，低压旁路阀后压力升高，安全阀动作。

图1 供热改造方案原则性热力系统

2.3 改造对系统主辅设备的影响和要求

2.3.1 对汽轮机本体安全性的影响和要求

高低压旁路联合供热相当于高低压旁路系统与汽轮机并联运行，需保证高压旁路阀后压力实时跟随高压缸排汽压力，对汽轮机影响较小。若不能保证高压旁路阀后压力实时跟随高压缸排汽压力或高压旁路蒸汽流量与低压旁路蒸汽流量不匹配，会存在以下风险：

1）汽轮机轴向推力无法平衡，造成推力瓦温度超限跳机，甚至损伤推力盘。经核算，高低压旁路联合供热各工况下保证汽轮机安全运行的正反推力瓦温度报警值为100℃、停机值为110℃。

2）高压旁路阀后压力需跟随高压缸排汽压力变化，若高压旁路阀后压力过低，可能导致高压缸末两级动叶压差过大，影响叶片强度。经核算，高低压旁路联合供热各工况下保证汽轮机安全运行的高压缸排汽压力（a）上限值为6.55 MPa。

2.3.2 对锅炉运行安全性的影响和要求

高低压旁路联合供热改造方案通过控制汽轮机高压旁路蒸汽流量与低压旁路蒸汽流量的匹配，一方面可平衡汽轮机轴向推力，另一方面可实现锅炉内过热器和再热器热量匹配，并与改造前相同锅炉负荷条件下的热量匹配关系保持一致。高压旁路减温水的投运不影响锅炉安全运行。因此，在实现汽轮机高压旁路蒸汽流量与低压旁路蒸汽流量匹配的条件下，本改造方案对锅炉运行安全性的影响较小，但在运行中要注意避免热负荷调节引起燃烧不稳定。

2.3.3 对三级减温减压器安全性的影响和要求

1）当热网解列时，低压旁路出口至三级减温减压器的电动蝶阀开启，大量蒸汽进入凝汽器，运行中需保证凝汽器有足够的循环水。

2）三级减温减压器喷水阀应与低压旁路出口至凝汽器的电动蝶阀联锁，当低压旁路阀与低压旁路至三级减温减压器的电动蝶阀同时开启时，喷水阀同时开启。

2.4 改造后机组供汽侧安全保护措施

2.4.1 甩负荷工况下满足旁路系统正常工作

供热期间，主蒸汽经高低压旁路两级减温减压后通往热网加热器。若机组遇到甩负荷等需要旁路基本功能运行的情况，此时迅速打开原低压旁路，关闭新增低压旁路、新增低压旁路入口电动闸阀及新增低压旁路后的电动蝶阀，即可实现旁路系统的原有功能。因此，改造方案并不影响原有旁路系统的功能，未削弱旁路系统的安全性。

2.4.2 事故状态的安全保护

当出现热网解列事故时，应迅速关闭新增低压旁路阀、新增低压旁路入口电动闸阀、低压旁路出口电动蝶阀，且迅速打开原低压旁路阀，多余蒸汽进入三级减温减压器降温后排入凝汽器。在新增低压旁路阀后设安全阀，当出现热网解列事故且通向凝汽器的原低压旁路故障不能打开时，低压旁路阀后压力升高，安全阀动作。

3 深度调峰经济效益分析

按照当地电网机组灵活性改造奖励办法，对供热机组奖励优先发电量w按机组核定，具体公式为：

式中：h为当年机组新增单位调节容量的奖励电量，上限值为2 000（kW·h）∕kW；ΔP为机组经灵活性改造后增加的调节容量。

h计算式为：

ΔP计算公式为：

式中：∑ΔP为截至当年所有经灵活性改造机组增加的调节容量之和；W为上一年政策地区电网全社会用电量；Pmax和Pmin为机组改造后出力上限和下限；Pm'ax和Pm'in为机组改造前出力上限和下限。

2019年政策地区电网总电量取3.3×1012kW·h，预估2020年政策地区电网灵活性改造总容量为1.05×107kW·h。

2019年采暖季改造机组采暖抽汽量为500 t∕h，发电机功率为233 MW，机组改造后，采暖期深度调峰目标负荷为30%THA发电负荷，对外采暖抽汽量维持500 t∕h不变，机组发电功率为105 MW，机组灵活性改造后，增加的调节容量为128 MW。

按照以上公式计算可得出，机组灵活性改造后，可获得奖励优先发电量为6.03×107kW·h。

灵活性改造前，机组额定采暖工况下，机组热耗率为 5 741 kJ∕（kW·h），当锅炉效率取 93.85%，管道效率取99%时，对应发电标准煤耗率为211.12 g（∕kW·h）。机组改造后，在深度调峰至30%THA发电负荷工况下，机组发电功率为105 MW，机组热耗率为6 613 kJ（∕kW·h），对应发电标准煤耗率为243.18 g∕（kW·h），机组发电标准煤耗率增加了32.06 g∕（kW·h）。调峰期如果按60天，每天10 h计算，调峰期内机组标准煤耗量增加约2 019.78 t。

4 结论

1）采暖抽汽温度和抽气量是制约深度调峰的关键因素，也是供热改造的重要依据。

2）本文针对某350 MW机组的供热改造项目，对高低压旁路联合供热在热电解耦中的应用进行了研究，分析了高低压旁路联合供热改造对系统主辅设备的影响和要求，并提出改造后机组供汽侧事故安全保护措施。实践表明，该方案可实现机组深度调峰30%THA发电负荷的目标，调峰效果明显。供热抽汽量增加，在一定程度上实现了机组的热电解耦。

3）机组高低压旁路联合供热改造后，虽然机组热耗率、发电标准煤耗率有所增加，调峰期内机组标准煤耗量增加2 019.78 t，但机组调节容量的增加，可获得奖励优先发电量6.03×107kW·h。该方案适用于有供热需求的机组，具有较好的经济收益及应用前景。