200 MW機組熱電解耦方案研究

謝 天，孫永春，付青山，付亦葳

(1.西安熱工研究院有限公司，陜西 西安 710054； 2.國電龍華延吉熱電有限公司，吉林 延吉 133000)

0 引言

隨著全社會用電需求增速放緩以及可再生能源的大規(guī)模發(fā)展，火電利用小時數(shù)將會逐年下降，為此火電機組提升運行靈活性，大規(guī)模參與電網(wǎng)深度調(diào)峰將是大勢所趨[1-3]。

特別是我國“三北”地區(qū)，熱電聯(lián)產(chǎn)機組比重大，水電、純凝機組等可調(diào)峰電源稀缺，調(diào)峰困難已經(jīng)成為電網(wǎng)運行中最為突出的問題。以東北電網(wǎng)為例，其目前的電源結(jié)構(gòu)中，火電占總裝機的70%，風電占總裝機的20%，核電機組也在陸續(xù)投運。在冬季采暖期，供熱機組運行容量占火電機組運行總?cè)萘康?0%，熱電機組按“以熱定電”方式運行，調(diào)峰能力僅為10%左右，使得風電消納問題更為突出。上述情況導(dǎo)致了東北電網(wǎng)調(diào)峰困難的三個嚴重后果：一是電網(wǎng)低谷電力平衡異常困難，調(diào)度壓力巨大，增加了電網(wǎng)安全運行風險；二是電網(wǎng)消納風電、光電及核電等新能源的能力嚴重不足，棄風問題十分突出，不利于地區(qū)節(jié)能減排和能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型升級；三是電網(wǎng)調(diào)峰與火電機組供熱之間矛盾突出，影響居民冬季供暖安全，存在引發(fā)民生問題的風險[4-6]。

新的電力供需環(huán)境下，火電利用小時數(shù)將長期保持在較低水平，部分火電基荷電源的角色將發(fā)生轉(zhuǎn)變。為此，東北電網(wǎng)率先出臺《東北電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則(試行)》政策，就是未來電力市場化的第一步，在競爭性電力市場中，火電需根據(jù)市場中的價格波動靈活調(diào)節(jié)出力。對火電機組特別是熱電機組的靈活性改造，是有力提升我國“三北”地區(qū)新能源消納能力措施之一。

熱電解耦的目標就是為解決“以熱定電”運行模式的調(diào)峰難題，實現(xiàn)在保證冬季居民供熱的同時具有配合風電上網(wǎng)的調(diào)峰功能，保證火力發(fā)電負荷受電網(wǎng)調(diào)控而降低時，供熱量仍然能滿足熱網(wǎng)需求。為實現(xiàn)機組熱電解耦目標，目前國內(nèi)外主要技術(shù)路線有以下幾個方面[7-11]。

(1)運行方式，在現(xiàn)有設(shè)備不做大規(guī)模改造的基礎(chǔ)上，通過改變運行方式在一定程度上提升熱電解耦能力，如使用機組蒸汽旁路將主蒸汽、再熱蒸汽減溫減壓后用于供熱，這類方案投資小，熱電解耦能力強，但經(jīng)濟性差，對設(shè)備運行可靠性要求高。

(2)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，改變熱網(wǎng)系統(tǒng)結(jié)構(gòu)與運行方式，如增設(shè)熱泵、在熱網(wǎng)系統(tǒng)中增加儲熱設(shè)備等，這類方案普遍投資太高。

(3)設(shè)備改造，在原有熱網(wǎng)系統(tǒng)不變的基礎(chǔ)上，對供熱機組的汽輪機等關(guān)鍵設(shè)備進行改造，增強機組熱電解耦能力，如光軸、高背壓改造，低壓缸零出力技術(shù)等。本文將對這類改造方案展開進一步對比分析。

1 熱電解耦方案介紹

光軸方案與低壓缸零出力方案均需要增加中低壓聯(lián)通管旁路，保證一定量的冷卻流量，主要區(qū)別在于是否更換低壓缸轉(zhuǎn)子。

圖1為光軸與低壓缸零出力供熱方案示意圖。

圖1 供熱改造示意圖

1.1 光軸方案

將現(xiàn)有汽輪機改成背壓式供熱機組，低壓缸幾乎不進汽，主蒸汽由高壓主汽門、高壓調(diào)節(jié)汽門進入高中壓缸做功。中壓缸排汽(JD3回熱抽汽切除)全部進入熱網(wǎng)加熱器供熱。低壓轉(zhuǎn)子拆除，更換成一根光軸，連接中壓轉(zhuǎn)子與發(fā)電機，起到傳遞扭矩的作用。機組在運行過程中，光軸會與低壓缸內(nèi)的蒸汽(或空氣)產(chǎn)生摩擦鼓風發(fā)熱，需要對其進行冷卻，冷卻方案要結(jié)合冷凝器的運行方式一并考慮，有兩種方案：一是冷凝器熱備用，對光軸采用蒸汽冷卻，二是冷凝器停用，采用鼓風機冷卻。

1.2 低壓缸零出力方案

低壓缸零出力供熱技術(shù)在機組運行期間，采用可完全密封的液壓蝶閥切除低壓缸全部進汽，僅通入少量(<20 t/h)的冷卻蒸汽，用于帶走低壓缸零出力工況低壓轉(zhuǎn)子運行產(chǎn)生的鼓風熱量，從而降低低壓轉(zhuǎn)子冷卻蒸汽流量，大幅提高機組供熱能力。

2 技術(shù)經(jīng)濟性對比

2.1 熱經(jīng)濟性

為定量研究不同方案的熱電解耦潛力與熱經(jīng)濟性，采用熱力過程分析軟件EBSILON建立了某200 MW汽輪機組熱力計算模型，對前述方案進行分析。

光軸改造：機組額定雙抽工況下，額定主蒸汽流量(622.87 t/h)條件下，工業(yè)抽汽流量為50 t/h時，低壓缸冷卻蒸汽流量按約10 t/h核算，機組最大采暖抽汽流量約為411.6 t/h，對應(yīng)發(fā)電功率約為138.57 MW，發(fā)電熱耗率3 945.3 kJ/kWh，較改造前采暖抽汽流量增加約105 t/h，發(fā)電功率降低約11.2 MW，發(fā)電熱耗率降低約1 559.5 kJ/kWh，折合發(fā)電煤耗率58.4 g/kWh，供熱面積增加約129.6萬m2。

低壓缸零出力供熱改造：機組額定雙抽工況下，額定主蒸汽流量(622.87 t/h)條件下，工業(yè)抽汽流量為50 t/h時，低壓缸冷卻蒸汽流量按約15 t/h核算，機組最大采暖抽汽流量約為405.6 t/h，對應(yīng)發(fā)電功率約為138.81 MW，發(fā)電熱耗率4 046.6 kJ/kWh，較改造前采暖抽汽流量增加約100 t/h，發(fā)電功率降低約11 MW，發(fā)電熱耗率降低約1 458.2 kJ/kWh，折合發(fā)電煤耗率54.63 g/kWh，供熱面積增加約128萬m2。

表1熱經(jīng)濟性對比

發(fā)電量/MW光軸方案發(fā)電煤耗率/g·(kWh)-1低壓缸零出力方案發(fā)電煤耗率/g·(kWh)-1149.41146.9150.5139.06147.8151.6109.78152.3156.493.53155.4160.077.54160.1165.3

2.2 投資估算

在熱網(wǎng)系統(tǒng)改造范圍相同的情況下，光軸方案比低壓缸零出力方案改造費用高約500萬元，兩者區(qū)別主要包括：光軸方案需要購買并安裝定制低壓光軸；低壓缸零出力方案不需要購買光軸，但增加了低壓缸葉片安全性校核，低壓缸末級葉片防水蝕金屬噴涂等費用。

另外，光軸方案在供熱初期和供熱末期需要更換兩次轉(zhuǎn)子，每年增加揭缸維護費用約150萬元。

2.3 投資回收期

光軸方案和低壓缸零出力方案由于技術(shù)原理基本一致，兩者年收益基本持平，按當?shù)孛簝r、熱價計算，年收益約1 500萬元，光軸方案增加供熱量略高，收益也略高。低壓缸零出力方案由于改造費用較低，投資回收期較短。

2.4 運行靈活性

低壓缸零出力方案在運行方式上具有較大的靈活性，可以實現(xiàn)抽汽供熱和背壓供熱的靈活轉(zhuǎn)換，而光軸方案一旦更換轉(zhuǎn)子以背壓供熱方式，則完全是“以熱定電”運行，對機組電負荷調(diào)節(jié)的靈活性有所限制。

對于熱負荷不夠大的機組，若采用光軸方案，在供熱初、末期，因為供熱量小，限制機組發(fā)電出力不能增加，而采用低壓缸零出力方案，機組可以恢復(fù)低壓缸進汽，依靠中壓缸排汽抽汽供熱，機組發(fā)電出力調(diào)節(jié)不受限制。

3 運行風險分析

3.1 光軸方案

汽輪機低壓缸光軸改造后，在機組正常運行期間低壓缸沒有明顯安全性風險。但每年在供熱初、末期需要更換兩次轉(zhuǎn)子，每次更換轉(zhuǎn)子涉及低壓缸揭缸和轉(zhuǎn)子找中心工作，均存在潛在可靠性風險。若機組中心找正精度差，聯(lián)軸器的鉸孔加工質(zhì)量有偏差，聯(lián)軸器中心不正，連接后則會改變各軸承之間的負荷分配，導(dǎo)致各軸承承力不均引起振動。因為安裝過程存在風險，光軸方案低壓缸轉(zhuǎn)子頻繁更換，對軸系穩(wěn)定性等安全因素存在潛在威脅。

在安裝階段，影響汽輪機組振動的因素是多方面的。對任何一個方面的忽視，都有可能導(dǎo)致機組振動偏大。應(yīng)預(yù)置“現(xiàn)場不揭缸動平衡”的條件。“轉(zhuǎn)子”與“光軸”互換后，如仍出現(xiàn)因不對中造成的振動，可以在現(xiàn)場做動平衡。

另外采暖期運行期間，由于熱網(wǎng)和汽輪機主機難以隔離，一旦熱網(wǎng)系統(tǒng)發(fā)生故障，可能需停機進行處理。

汽輪機低壓缸光軸改造，理論上分析安全風險可控，但在機組換轉(zhuǎn)子、起機過程中存在的潛在風險可能會影響機組安全經(jīng)濟運行。

3.2 低壓缸零出力方案

3.2.1 安全校核

低壓缸零出力運行時，低壓缸進汽流量大幅減小，運行工況大幅偏離設(shè)計值，可能導(dǎo)致低壓末兩級葉片動應(yīng)力增大、水蝕加劇，影響設(shè)備安全運行。為保證機組低壓缸零出力運行的安全性，需采用計算流體動力學方法對低壓缸末兩級葉片在小容積流量工況下進行安全性校核。部分校核結(jié)果如圖2和圖3所示，可見隨著低壓缸進汽流量的減小，在低壓缸末兩級會逐漸出現(xiàn)鼓風現(xiàn)象，導(dǎo)致低壓缸末兩級級后溫度升高，因此在切除低壓缸進汽過程中應(yīng)密切關(guān)注高溫區(qū)的溫度，必要時增加后缸噴水流量；另外小容積流量工況下末級葉片后出現(xiàn)的渦流可能會卷吸減溫水至動葉流道，加劇動葉出口吸力面水蝕情況。

3.2.2 安全措施

(1)通過低壓缸末級葉片后霧化噴水減溫，可將鼓風溫度控制在安全范圍以內(nèi)。

(2)針對渦流卷吸水蝕問題，通過更換減溫水霧化噴頭以及對低壓缸末級葉片實施金屬耐磨層噴涂處理，可提高葉片的抗水蝕能力。

圖2 末兩級葉片由于鼓風摩擦產(chǎn)生的升溫問題

圖3 末級葉片出現(xiàn)的渦流

4 運行情況

2017年10月，該機組實施了低壓缸零出力供熱改造，并隨后完成了試運行。期間對發(fā)電功率及鍋爐蒸發(fā)量進行調(diào)整時，只要低壓缸冷卻蒸汽流量和低壓缸減溫水流量保持穩(wěn)定，低壓缸次末級、末級溫度均能夠保持在制造廠給定的安全限值范圍內(nèi)(見表2)。因此在機組低壓缸零出力運行方式下，應(yīng)通過低壓缸冷卻蒸汽調(diào)閥、低壓缸減溫水調(diào)閥及凝結(jié)水壓力的調(diào)整，保持低壓缸冷卻蒸汽流量和低壓缸減溫水流量穩(wěn)定，從而控制低壓缸始終在安全范圍內(nèi)運行。此外，在機組變負荷過程中，汽輪機振動、瓦溫、軸向位移及高、低壓缸脹差等參數(shù)均保持穩(wěn)定。

表2低壓缸零出力試驗運行參數(shù)

試驗參數(shù)100 MW80 MW70 MW主蒸汽流量/t·h-1438.14373.61323.66凝汽器真空/kPa-95.5-95.9-95.5液控蝶閥開度/[%]000供熱抽汽流量/t·h-1322.37271.30228.23冷卻蒸汽調(diào)閥開度/[%]514560冷卻蒸汽流量/t·h-123.9821.3122.87低壓缸冷卻水流量/t·h-171.6573.4775.53低壓末級后蒸汽溫度1/℃35.936.334.8低壓末級后蒸汽溫度2/℃29.628.629.3低壓末級后蒸汽溫度3/℃36.834.333.6低壓次末級后蒸汽溫度1/℃149.8156.6156.7低壓次末級后蒸汽溫度2/℃139.2144.3144.4低壓次末級后蒸汽溫度3/℃143.9149.6150.0

5 結(jié)論

(1)低壓缸零出力方案與光軸方案都相當于純背壓運行，幾乎沒有冷源損失，熱經(jīng)濟性基本相同，供熱面積增加約130萬m2，各負荷下后者發(fā)電煤耗比前者低約3～4 g/kWh。

(2)電負荷調(diào)峰能力方面，額定主汽流量工況，機組發(fā)電功率降至約150 MW；鍋爐30%BMCR工況，機組發(fā)電功率降至約35 MW。

(3)不考慮熱網(wǎng)系統(tǒng)改造，光軸方案改造費用比低壓缸零出力供熱方案改造費用高約500萬元。且光軸方案在供熱初、末期需要更換兩次轉(zhuǎn)子，每年增加揭缸維護費用約150萬元。

(4)低壓缸零出力方案在運行方式上具有較大的靈活性，可以實現(xiàn)抽汽供熱和背壓供熱的靈活轉(zhuǎn)換。

(5)低壓缸零出力方案與光軸方案實施過程中，均有各自不同的風險點，需采取針對性的安全措施。

(6)改造后的運行試驗結(jié)果表明，只要低壓缸冷卻蒸汽流量和低壓缸減溫水流量保持穩(wěn)定，低壓缸次末級、末級溫度以及振動、瓦溫、軸向位移及高、低壓缸脹差等參數(shù)均能夠穩(wěn)定在制造廠給定的安全限值范圍。