周國鋒，羅 冰，姜培朋

（山東華電節(jié)能技術(shù)有限公司，山東 濟(jì)南 250000）

0 引言

近年來隨著我國風(fēng)電、光伏發(fā)電等新能源發(fā)電裝機(jī)容量的迅速增長，部分地區(qū)棄風(fēng)、棄電現(xiàn)象嚴(yán)重，現(xiàn)有火電機(jī)組與新能源發(fā)電機(jī)組之間的協(xié)調(diào)配合問題亟需解決[1-2]，對火電機(jī)組的深度調(diào)峰能力、熱電解耦程度等提出了較高要求[3-4]。汽輪機(jī)高低壓旁路聯(lián)合供熱技術(shù)通過優(yōu)化汽輪機(jī)旁路系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)部分高溫蒸汽不經(jīng)汽輪機(jī)做功直接用于供熱[5-6]，可緩解傳統(tǒng)熱電機(jī)組受“以熱定電”制約的問題，使火電機(jī)組能夠更靈活地配合新能源發(fā)電技術(shù)的應(yīng)用與發(fā)展[7-8]。本文以某350 MW超臨界供熱汽輪發(fā)電機(jī)組為例，對其高低壓旁路聯(lián)合供熱改造的限制條件、改造方案及經(jīng)濟(jì)效益進(jìn)行分析研究，為火電機(jī)組靈活性改造提供參考。

1 電廠供熱機(jī)組現(xiàn)狀

1.1 汽輪機(jī)概況

該350 MW機(jī)組汽輪機(jī)為超臨界、一次中間再熱、兩缸兩排汽、抽汽凝汽式汽輪機(jī)，機(jī)組設(shè)45% BMCR（Boiler Maximum Continuous Rating，簡稱BMCR）容量的高壓、低壓二級串聯(lián)旁路，主要用于機(jī)組的啟動和停運(yùn)。汽輪機(jī)典型工況熱力數(shù)據(jù)如表1所示。

表1 汽輪機(jī)典型工況熱力數(shù)據(jù)

1.2 機(jī)組深度調(diào)峰的制約因素及分析

1.2.1 采暖抽汽溫度對深度調(diào)峰的制約

機(jī)組在額定采暖工況下，額定采暖抽汽壓力（a）為0.45 MPa，溫度為234.7℃，采暖抽汽管道、低壓旁路出口管材均采用Q235B，熱網(wǎng)加熱器殼側(cè)設(shè)計(jì)溫度為300℃。如果維持中壓缸排汽壓力（a）0.45 MPa不變，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷降低時(shí)，中壓缸排汽溫度將會升高。在40%THA（Turbine Heat-rate Acceptance，簡稱THA）負(fù)荷下，中壓缸排汽溫度約為317.7℃；在35%THA負(fù)荷下，中壓缸排氣溫度約為334.5℃，均超過原熱網(wǎng)蒸汽系統(tǒng)的設(shè)計(jì)溫度，影響原熱網(wǎng)蒸汽管道、低壓旁路出口蒸汽管道的安全運(yùn)行。

根據(jù)機(jī)組2019—2020年供熱運(yùn)行數(shù)據(jù)，采暖期抽汽運(yùn)行壓力（a）約為0.22～0.26 MPa。經(jīng)熱平衡計(jì)算，不同機(jī)組負(fù)荷及中壓缸排汽壓力對應(yīng)的排汽溫度如表2所示。由表可見，將中壓缸排汽溫度控制在300℃以內(nèi)是可行的，同時(shí)也可以滿足電廠對外供熱的要求。

表2 不同機(jī)組負(fù)荷及中壓缸排汽壓力對應(yīng)的排汽溫度

1.2.2 采暖抽汽量對深度調(diào)峰的制約

機(jī)組在額定采暖工況下，額定采暖抽汽壓力（a）為0.45 MPa，溫度為234.7℃，額定采暖抽汽量為550 t∕h，發(fā)電機(jī)功率為279.026 MW，相當(dāng)于發(fā)電機(jī)額定功率的79%。機(jī)組要實(shí)現(xiàn)深度調(diào)峰，發(fā)電機(jī)功率需要降至50%THA負(fù)荷及以下。隨著機(jī)組負(fù)荷降低，中壓缸排汽供采暖的抽汽量隨之減小。通過熱平衡計(jì)算，在采暖工況下，當(dāng)發(fā)電負(fù)荷降至30%THA時(shí)，中壓缸排汽可提供最大采暖抽汽量為85 t∕h。

根據(jù)機(jī)組2019—2020年供熱運(yùn)行數(shù)據(jù)，機(jī)組對外供熱抽汽量為500 t∕h。因此，在采暖期要實(shí)現(xiàn)30%THA發(fā)電負(fù)荷的深度調(diào)峰，同時(shí)保證500 t∕h的額定采暖抽汽量，尚有約415 t∕h的采暖抽汽缺口。

2 高低壓旁路聯(lián)合供熱技術(shù)改造方案

2.1 改造原則

根據(jù)當(dāng)?shù)卣邔φ{(diào)峰機(jī)組負(fù)荷的要求、外網(wǎng)的供熱要求及機(jī)組管道實(shí)際配置狀況，現(xiàn)階段靈活性改造按照以下原則進(jìn)行設(shè)計(jì)：

1）根據(jù)機(jī)組2019—2020年運(yùn)行數(shù)據(jù)，改造后機(jī)組采暖抽汽量為500 t∕h，滿足供熱區(qū)域熱負(fù)荷需求。

2）深度調(diào)峰目標(biāo)定為30%THA發(fā)電負(fù)荷（發(fā)電機(jī)功率105 MW）工況。

3）中壓缸排汽溫度控制在300℃以內(nèi)。

2.2 高低壓旁路聯(lián)合供熱改造方案

結(jié)合機(jī)組實(shí)際情況，依據(jù)以上改造原則，本機(jī)組采用“中壓缸排汽+汽輪機(jī)高低壓旁路聯(lián)合對外供熱”（以下簡稱“高低壓旁路聯(lián)合供熱”）改造方案，即從主蒸汽抽汽，經(jīng)高壓旁路減溫減壓后接入高壓缸排汽系統(tǒng)，經(jīng)鍋爐再熱器再熱后，從再熱熱段蒸汽管道抽汽經(jīng)低壓旁路減溫減壓，與汽輪機(jī)中壓缸采暖抽汽管道匯合，作為熱網(wǎng)加熱器的汽源。

對于高低壓旁路聯(lián)合供熱改造方案，高壓旁路蒸汽流量與低壓旁路蒸汽流量的匹配方式是影響機(jī)組供熱運(yùn)行安全性的關(guān)鍵因素。本方案始終按“高壓旁路入口蒸汽流量為低壓旁路入口蒸汽流量減去高壓旁路減溫水流量，低壓旁路蒸汽流量為低壓旁路出口蒸汽流量減去低壓旁路減溫水流量”進(jìn)行高低壓旁路流量匹配，以保證高壓旁路蒸汽流量與低壓旁路蒸汽流量匹配。

供熱改造方案原則性熱力系統(tǒng)如圖1所示。在原有汽輪機(jī)旁路系統(tǒng)中新增一套高壓旁路，與原高壓旁路并列布置，新增高壓旁路僅需滿足機(jī)組深度調(diào)峰供熱工況的需要。新增高壓旁路入口設(shè)電動閘閥（常開），高壓旁路閥卡澀及故障需要隔離時(shí)，高壓旁路入口電動閘閥關(guān)閉。為新增高壓旁路配置減溫水管道及流量測量裝置。新增一套低壓旁路，與原低壓旁路并列布置，新增低壓旁路按采暖期機(jī)組深度調(diào)峰工況選型。新增低壓旁路入口設(shè)電動閘閥（常開），低壓旁路閥出口母管上設(shè)電動蝶閥（常開），低壓旁路閥卡澀及故障需要隔離時(shí)，低壓旁路入口電動閘閥和低壓旁路出口電動蝶閥關(guān)閉。低壓旁路出口電動蝶閥前設(shè)安全閥，當(dāng)出現(xiàn)熱網(wǎng)解列事故且通向凝汽器的原低壓旁路故障不能打開時(shí)，低壓旁路閥后壓力升高，安全閥動作。

圖1 供熱改造方案原則性熱力系統(tǒng)

2.3 改造對系統(tǒng)主輔設(shè)備的影響和要求

2.3.1 對汽輪機(jī)本體安全性的影響和要求

高低壓旁路聯(lián)合供熱相當(dāng)于高低壓旁路系統(tǒng)與汽輪機(jī)并聯(lián)運(yùn)行，需保證高壓旁路閥后壓力實(shí)時(shí)跟隨高壓缸排汽壓力，對汽輪機(jī)影響較小。若不能保證高壓旁路閥后壓力實(shí)時(shí)跟隨高壓缸排汽壓力或高壓旁路蒸汽流量與低壓旁路蒸汽流量不匹配，會存在以下風(fēng)險(xiǎn)：

1）汽輪機(jī)軸向推力無法平衡，造成推力瓦溫度超限跳機(jī)，甚至損傷推力盤。經(jīng)核算，高低壓旁路聯(lián)合供熱各工況下保證汽輪機(jī)安全運(yùn)行的正反推力瓦溫度報(bào)警值為100℃、停機(jī)值為110℃。

2）高壓旁路閥后壓力需跟隨高壓缸排汽壓力變化，若高壓旁路閥后壓力過低，可能導(dǎo)致高壓缸末兩級動葉壓差過大，影響葉片強(qiáng)度。經(jīng)核算，高低壓旁路聯(lián)合供熱各工況下保證汽輪機(jī)安全運(yùn)行的高壓缸排汽壓力（a）上限值為6.55 MPa。

2.3.2 對鍋爐運(yùn)行安全性的影響和要求

高低壓旁路聯(lián)合供熱改造方案通過控制汽輪機(jī)高壓旁路蒸汽流量與低壓旁路蒸汽流量的匹配，一方面可平衡汽輪機(jī)軸向推力，另一方面可實(shí)現(xiàn)鍋爐內(nèi)過熱器和再熱器熱量匹配，并與改造前相同鍋爐負(fù)荷條件下的熱量匹配關(guān)系保持一致。高壓旁路減溫水的投運(yùn)不影響鍋爐安全運(yùn)行。因此，在實(shí)現(xiàn)汽輪機(jī)高壓旁路蒸汽流量與低壓旁路蒸汽流量匹配的條件下，本改造方案對鍋爐運(yùn)行安全性的影響較小，但在運(yùn)行中要注意避免熱負(fù)荷調(diào)節(jié)引起燃燒不穩(wěn)定。

2.3.3 對三級減溫減壓器安全性的影響和要求

1）當(dāng)熱網(wǎng)解列時(shí)，低壓旁路出口至三級減溫減壓器的電動蝶閥開啟，大量蒸汽進(jìn)入凝汽器，運(yùn)行中需保證凝汽器有足夠的循環(huán)水。

2）三級減溫減壓器噴水閥應(yīng)與低壓旁路出口至凝汽器的電動蝶閥聯(lián)鎖，當(dāng)?shù)蛪号月烽y與低壓旁路至三級減溫減壓器的電動蝶閥同時(shí)開啟時(shí)，噴水閥同時(shí)開啟。

2.4 改造后機(jī)組供汽側(cè)安全保護(hù)措施

2.4.1 甩負(fù)荷工況下滿足旁路系統(tǒng)正常工作

供熱期間，主蒸汽經(jīng)高低壓旁路兩級減溫減壓后通往熱網(wǎng)加熱器。若機(jī)組遇到甩負(fù)荷等需要旁路基本功能運(yùn)行的情況，此時(shí)迅速打開原低壓旁路，關(guān)閉新增低壓旁路、新增低壓旁路入口電動閘閥及新增低壓旁路后的電動蝶閥，即可實(shí)現(xiàn)旁路系統(tǒng)的原有功能。因此，改造方案并不影響原有旁路系統(tǒng)的功能，未削弱旁路系統(tǒng)的安全性。

2.4.2 事故狀態(tài)的安全保護(hù)

當(dāng)出現(xiàn)熱網(wǎng)解列事故時(shí)，應(yīng)迅速關(guān)閉新增低壓旁路閥、新增低壓旁路入口電動閘閥、低壓旁路出口電動蝶閥，且迅速打開原低壓旁路閥，多余蒸汽進(jìn)入三級減溫減壓器降溫后排入凝汽器。在新增低壓旁路閥后設(shè)安全閥，當(dāng)出現(xiàn)熱網(wǎng)解列事故且通向凝汽器的原低壓旁路故障不能打開時(shí)，低壓旁路閥后壓力升高，安全閥動作。

3 深度調(diào)峰經(jīng)濟(jì)效益分析

按照當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)機(jī)組靈活性改造獎勵辦法，對供熱機(jī)組獎勵優(yōu)先發(fā)電量w按機(jī)組核定，具體公式為：

式中：h為當(dāng)年機(jī)組新增單位調(diào)節(jié)容量的獎勵電量，上限值為2 000（kW·h）∕kW；ΔP為機(jī)組經(jīng)靈活性改造后增加的調(diào)節(jié)容量。

h計(jì)算式為：

ΔP計(jì)算公式為：

式中：∑ΔP為截至當(dāng)年所有經(jīng)靈活性改造機(jī)組增加的調(diào)節(jié)容量之和；W為上一年政策地區(qū)電網(wǎng)全社會用電量；Pmax和Pmin為機(jī)組改造后出力上限和下限；Pm'ax和Pm'in為機(jī)組改造前出力上限和下限。

2019年政策地區(qū)電網(wǎng)總電量取3.3×1012kW·h，預(yù)估2020年政策地區(qū)電網(wǎng)靈活性改造總?cè)萘繛?.05×107kW·h。

2019年采暖季改造機(jī)組采暖抽汽量為500 t∕h，發(fā)電機(jī)功率為233 MW，機(jī)組改造后，采暖期深度調(diào)峰目標(biāo)負(fù)荷為30%THA發(fā)電負(fù)荷，對外采暖抽汽量維持500 t∕h不變，機(jī)組發(fā)電功率為105 MW，機(jī)組靈活性改造后，增加的調(diào)節(jié)容量為128 MW。

按照以上公式計(jì)算可得出，機(jī)組靈活性改造后，可獲得獎勵優(yōu)先發(fā)電量為6.03×107kW·h。

靈活性改造前，機(jī)組額定采暖工況下，機(jī)組熱耗率為 5 741 kJ∕（kW·h），當(dāng)鍋爐效率取 93.85%，管道效率取99%時(shí)，對應(yīng)發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率為211.12 g（∕kW·h）。機(jī)組改造后，在深度調(diào)峰至30%THA發(fā)電負(fù)荷工況下，機(jī)組發(fā)電功率為105 MW，機(jī)組熱耗率為6 613 kJ（∕kW·h），對應(yīng)發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率為243.18 g∕（kW·h），機(jī)組發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率增加了32.06 g∕（kW·h）。調(diào)峰期如果按60天，每天10 h計(jì)算，調(diào)峰期內(nèi)機(jī)組標(biāo)準(zhǔn)煤耗量增加約2 019.78 t。

4 結(jié)論

1）采暖抽汽溫度和抽氣量是制約深度調(diào)峰的關(guān)鍵因素，也是供熱改造的重要依據(jù)。

2）本文針對某350 MW機(jī)組的供熱改造項(xiàng)目，對高低壓旁路聯(lián)合供熱在熱電解耦中的應(yīng)用進(jìn)行了研究，分析了高低壓旁路聯(lián)合供熱改造對系統(tǒng)主輔設(shè)備的影響和要求，并提出改造后機(jī)組供汽側(cè)事故安全保護(hù)措施。實(shí)踐表明，該方案可實(shí)現(xiàn)機(jī)組深度調(diào)峰30%THA發(fā)電負(fù)荷的目標(biāo)，調(diào)峰效果明顯。供熱抽汽量增加，在一定程度上實(shí)現(xiàn)了機(jī)組的熱電解耦。

3）機(jī)組高低壓旁路聯(lián)合供熱改造后，雖然機(jī)組熱耗率、發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率有所增加，調(diào)峰期內(nèi)機(jī)組標(biāo)準(zhǔn)煤耗量增加2 019.78 t，但機(jī)組調(diào)節(jié)容量的增加，可獲得獎勵優(yōu)先發(fā)電量6.03×107kW·h。該方案適用于有供熱需求的機(jī)組，具有較好的經(jīng)濟(jì)收益及應(yīng)用前景。