徐 進王 義

(大唐保定熱電廠,河北 保定 071051)

0 引言

近年來,隨著社會對生態(tài)環(huán)保、資源節(jié)約等問題日益重視,新能源機組裝機容量迅速提高,可再生能源在減污降碳方面取得了顯著效果[1]。為了適應新能源機組發(fā)展趨勢,提高火電運行靈活性成了火電機組轉型發(fā)展的重要方向。根據(jù)深度調峰負荷范圍100%～20%的要求,新建熱電聯(lián)產機組需要從設計階段開始轉變觀念,為積極參與電力調峰輔助服務市場創(chuàng)造條件。

通過對各工況下的汽輪機熱平衡圖數(shù)據(jù)進行對比分析,與傳統(tǒng)抽汽供熱機組相比,低壓缸零出力供熱技術將原低壓缸做功蒸汽用于供熱,提高機組供熱能力,一定程度降低機組發(fā)電功率,為實現(xiàn)熱電聯(lián)產機組深度調峰、提高運行靈活性提供了可能。

1 新建350 MW 機組原裝機方案

以某新建熱電聯(lián)產項目為例,該工程擬建設2臺350 MW 超臨界、抽汽凝汽式燃煤供熱發(fā)電機組,其中1臺機組采用雙轉子高背壓供熱技術,高背壓機組參數(shù)如表1所示。

表1 高背壓雙轉子機組參數(shù)

供熱期高背壓工況下凝汽器的壓力提高到48 k Pa,低壓缸排汽溫度由30～45 ℃升至80 ℃,以熱網(wǎng)循環(huán)水做為冷卻水吸收低壓缸排汽余熱,熱網(wǎng)循環(huán)水在凝汽器中進行一次加熱后水溫提高到75 ℃,送到首站熱網(wǎng)加熱器利用2臺機組的采暖抽汽進一步加熱后對外供熱。供熱期抽汽供熱機組和高背壓雙轉子機組同時運行,在額定工業(yè)抽汽量120 t/h時,抽汽供熱機組采暖抽汽量為370 t/h,供熱量約為261 MW。高背壓機組背壓排汽量為610 t/h,供熱量約為382 MW。因此2臺機組供熱期運行可提供采暖負荷643 MW,按照綜合采暖熱負荷45 W/m2計算,該熱電聯(lián)產項目投產后可增加采暖面積1 430萬m2。

2 低壓缸零出力技術

高背壓雙轉子相比傳統(tǒng)抽汽供熱能夠獲得更多的發(fā)電收益。但在新能源機組消納能力提升,火電利用小時數(shù)連年下降的影響下,熱電聯(lián)產機組急需提高深度調峰能力,否則供熱期機組負荷受到限制的情況下勢必會對供熱造成影響[2]。

低壓缸零出力技術是在供熱期完全關閉中低壓聯(lián)通管蝶閥,將原來進入低壓缸做功的蒸汽全部用于采暖抽汽,并新增旁路管道,通過少量蒸汽進入低壓缸冷卻轉子轉動產生的鼓風熱量[3]。以某新建熱電聯(lián)產項目為例,2臺機組均采用低壓缸零出力技術,機組投產后可提供工業(yè)蒸汽2×120 t/h,采暖抽汽2×512 t/h,合計提供供熱量約為722.3 MW,按照綜合采暖熱負荷45 W/m2計算,該熱電聯(lián)產項目可滿足采暖面積約1 605.1萬m2。采用低壓缸零出力技術能夠獲得更多的供熱量,且供熱期機組運行負荷為250 MW,相比高背壓雙轉子技術調峰性能更好。

3 優(yōu)化后的系統(tǒng)布置

3.1 冷卻旁路

由于供熱期中壓缸排汽全部用于采暖抽汽供熱,需要一部分進汽來冷卻低壓轉子轉動產生的熱量才能保證機組正常運行,所以采用低壓缸零出力方案需在原有中低壓聯(lián)通管的基礎上新設置1條冷卻旁路及噴水減溫裝置,低壓缸冷卻旁路系統(tǒng)如圖1所示。

圖1 低壓缸冷卻旁路系統(tǒng)

3.2 熱網(wǎng)循環(huán)水系統(tǒng)

與高背壓雙轉子不同,低壓缸零出力技術是通過切斷低壓缸進汽的方法增加采暖抽汽量來提高供熱量,增加的采暖蒸汽相比高背壓排汽擁有更高的參數(shù),供熱效果更佳。相比原裝機方案1臺高背壓機組+1臺抽汽供熱機組,優(yōu)化后的2臺低壓缸零出力機組能夠多提供約45 t/h的采暖抽汽。增加的供熱量需要更大的熱網(wǎng)循環(huán)水量吸收,以某新建熱電聯(lián)產項目為例,原裝機方案下的熱網(wǎng)循環(huán)水總量為14 200 t/h,配置4臺換熱面積為2 500 m2熱網(wǎng)加熱器,優(yōu)化后采用低壓缸零出力技術,熱網(wǎng)循環(huán)水總量為15 500 t/h,配置4臺換熱面積為3 100 m2熱網(wǎng)加熱器,相應的熱網(wǎng)循環(huán)泵及管道容量也需增大。

3.3 旁路裝置

旁路裝置作為汽輪機的重要組成部分,能夠回收工質及縮短機組啟動時間,因為旁路裝置可將鍋爐產生的蒸汽不經(jīng)汽輪機而直接引入再熱器或凝汽器,為實現(xiàn)深度調峰運行提供了可能。根據(jù)某新建熱電聯(lián)產機組低壓缸零出力工況熱平衡圖,在不采用其它輔助供熱技術的情況下,采暖蒸汽流量隨負荷變化曲線如圖2所示。

圖2 采暖蒸汽流量隨負荷變化曲線

從圖2可以得出,供熱期能夠達到的最低負荷為151 MW,且該工況下采暖抽汽量僅為291 t/h,熱電聯(lián)產機組已不能滿足供熱要求,另外非供熱期20%THA工況下的最低負荷為70 MW,若想實現(xiàn)全年20%負荷深度調峰就要在低壓缸零出力的基礎上考慮旁路供熱[4]。根據(jù)某新建熱電聯(lián)產機組熱平衡圖,供熱期機組20%負荷工況下采用旁路供熱技術,該工況下機組運行參數(shù)如表2所示。

表2 20%負荷工況機組運行參數(shù)

此時機組采暖抽汽166.44 t/h,通過低壓旁路將再熱蒸汽減溫減壓后對外供熱,機組供熱期可提供445 t/h供熱蒸汽,在保證采暖效果的同時實現(xiàn)了全年深度調峰運行。

3.4 低壓缸通流部分

原裝機方案采用高背壓雙轉子技術,低壓缸通流部分需設計適用于高背壓供熱工況的低壓轉子、隔板、持環(huán)、導流板及末級霧化噴水減溫裝置等相關部件。采用低壓缸零出力技術后低壓缸通流部分與抽凝機組保持一致。

4 機組深度調峰運行安全性分析

低壓缸零出力技術能夠大幅提高深度調峰能力,但長時間在低負荷工況下運行會對機組安全穩(wěn)定性造成很大影響。

4.1 汽輪機本體壽命損耗

汽輪機組壽命損耗的主要原因是機組長時間低負荷運行中的蠕變變形,以及機組承受過大的熱應力,主要來源于啟停機、變負荷工況下在汽輪機部件內部產生的不穩(wěn)定溫度場導致的熱應力。因此,應在設備的設計階段利用有限元分析方法對機組結構進行優(yōu)化設計,來消除熱應力影響區(qū)內溫度敏感性較大的區(qū)域,使機組在大負荷階躍過程中壽命損耗最小。

4.2 末級葉片安全性

機組深度調峰時,葉片長時間在低負荷工況下運行,汽流中的水滴隨蒸汽倒流沖刷,使葉片根部、頂部水蝕嚴重,且由于蒸汽流量下降導致流場不穩(wěn)定,形成倒流渦流區(qū),引發(fā)不規(guī)律的氣流激振,另外低負荷運行工況下葉片根部的鼓風效應,導致葉片強度等級下降,對機組穩(wěn)定運行不利。需要對末級、次末級葉片進行噴涂處理,采用具有良好經(jīng)濟性及振動特性的葉片結構,并對低壓缸噴水系統(tǒng)進行優(yōu)化,采用不銹鋼產品和霧化效果更好的噴頭,末兩級葉片設置溫度測點,給定葉片運行溫度上限并設置報警保護。

4.3 鍋爐受熱面安全性

由于機組運行負荷下降導致主蒸汽流量降低,根據(jù)某新建熱電聯(lián)產機組熱平衡圖,主蒸汽流量隨負荷變化曲線如圖3所示。350 MW 機組鍋爐在20%～30%低負荷運行時,主蒸汽出口壓力7～9 MPa、溫度569℃,主蒸汽流量約為300 t/h,此狀態(tài)下運行時因產汽量不足引起受熱面冷卻能力下降,金屬強度變差。另外機組在深度調峰運行中頻繁快速的升降負荷,將導致爐膛熱負荷分布急劇變化,水冷壁區(qū)域熱應力分布不均,造成水冷壁上集箱管接頭出現(xiàn)疲勞裂紋[5]。

圖3 主蒸汽流量隨負荷變化曲線

因此,設計階段需提升高溫受熱面材質等級,對水冷壁上集箱進行分段處理,將原通長集箱根據(jù)熱應力分布趨勢進行分段處理。不同段集箱分別對應消化不同區(qū)域的熱應力,更有利于深度調峰負荷下鍋爐安全穩(wěn)定運行。對水冷壁上集箱管接頭進行延長,增加管接頭對水冷壁熱應力的吸收能力,降低集箱管接頭根部所承受的熱應力沖擊。

5 機組深度調峰能力分析與運行方式

根據(jù)電源建設原則以及前期工作開展情況,結合該新建熱電聯(lián)產機組所在地區(qū)電網(wǎng)2020-2030年發(fā)電裝機容量建設規(guī)劃可以得出,隨著“十四五”期間加快能源清潔低碳轉型的要求,從2022年開始該區(qū)域將不再新建燃煤機組,并且到2030年該地區(qū)以水電、風電以及太陽能為主的新能源裝機容量占比將達到60%。

熱電聯(lián)產機組采用低壓缸零出力技術并對系統(tǒng)布置進行優(yōu)化后,在非供熱期可實現(xiàn)20%負荷深度調峰運行,根據(jù)某新建熱電聯(lián)產機組熱平衡圖,裝機方案優(yōu)化前后機組調峰能力對比如表3所示,相比優(yōu)化前2臺機組供熱期可增加調峰功率72 MW。若在低壓缸零出力技術的基礎上利用旁路供熱,相比1臺高背壓雙轉子機組+1臺抽汽供熱機組供熱期可增加調峰功率432 MW,機組深度調峰能力得到大幅度提高。

表3 機組調峰能力對比

采用低壓缸零出力裝機方案并對系統(tǒng)進行優(yōu)化設計后,非供熱期機組參與深度調峰,機組負荷約為70 MW,能夠滿足20%低負荷運行要求。供熱期機組最大供熱負荷為722.3 MW,此時切除低壓缸運行并且通過高、低壓旁路聯(lián)合供熱方式使機組負荷控制在70 MW。該工況下采暖蒸汽量與旁路供汽量合計2×454 t/h,供熱量到達設計熱負荷的88%,滿足了區(qū)域供熱要求,此工況下鍋爐蒸發(fā)量523 t/h,鍋爐負荷約為50%,能夠安全穩(wěn)定運行。

6 供熱方案的經(jīng)濟性分析

在不考慮采用高、低壓旁路供熱技術的情況下,從供熱量、供電量與發(fā)電煤耗量3個方面對優(yōu)化前后的裝機方案進行經(jīng)濟性對比。以某新建熱電聯(lián)產項目為例,按照外界環(huán)境溫度的變化及供熱需求將整個供熱期分為初寒期與極寒期,并結合機組在不同供熱時期的運行參數(shù)進行經(jīng)濟性分析。機組供熱期運行經(jīng)濟性指標如表4所示。

6.1 供熱效益對比

高背壓排汽與采暖蒸汽的熱化系數(shù)分別取0.45與0.7,并結合表4中高背壓排汽量與采暖蒸汽量計算供熱期1臺高背壓雙轉子機組+1臺抽汽供熱機組可提供熱負荷643 MW,供熱期可提供熱量6 612 480 GJ。優(yōu)化裝機方案后采用低壓缸零出力供熱機組,熱化系數(shù)取0.7,結合采暖蒸汽量計算低壓缸零出力機組初寒期與末寒期分別提供熱負荷717 MW 與900 MW,供熱期可提供熱量8 316 000 GJ。按照27元/GJ價格計算,整個供熱期采用低壓缸零出力技術相比高背壓雙轉子方案可多盈利4 600萬元。

表4 機組供熱期運行經(jīng)濟性指標

6.2 供電效益對比

2種裝機方案下機組供熱期運行負荷指標如表4所示,計算得出1臺高背壓雙轉子機組+1臺抽汽供熱機組供熱期發(fā)電量1 608 240 MW,2臺低壓缸零出力機組供熱期發(fā)電量1 481 952 MW,按照上網(wǎng)電價0.36元/k Wh計算,采用低壓缸零出力技術供熱期損失供電收益4 546萬元。

6.3 煤耗量對比及社會效益

低壓缸零出力技術可以減少機組冷源損失,提高機組供熱量,降低機組發(fā)電煤耗[6],根據(jù)表4數(shù)據(jù)計算機組供熱期煤耗量。得出采用1臺高背壓雙轉子機組+1臺抽汽供熱機組供熱期煤耗量283 153 t,2臺低壓缸零出力機組供熱期煤耗量318 237 t,優(yōu)化裝機方案后全廠供熱期煤耗量較高,從單臺機組角度對煤耗量進行比較,供熱期高背壓雙轉子機組煤耗量115 776 t,抽汽供熱機組煤耗量167 377 t,低壓缸零出力機組煤耗量159 118 t,得出采用低壓缸零出力技術比傳統(tǒng)抽汽供熱單臺機組供熱期可節(jié)省燃煤8 259 t,若以2臺抽汽供熱機組供熱改造為例,采用低壓缸零出力技術供熱期可節(jié)約燃煤16 518 t,供熱期每天可減排CO2358.7 t、SOx1.16 t、NOx1.01 t。

7 結論

本文研究了低壓缸零出力技術對提高熱電聯(lián)產機組深度調峰能力的作用,通過系統(tǒng)優(yōu)化布置,提高了機組運行安全穩(wěn)定性,并從經(jīng)濟性方面對2種裝機方案進行了對比。該技術具備以下優(yōu)勢。

(1)低壓缸零出力技術可以提供更多的供熱量,能夠滿足城市規(guī)模不斷擴大、居民采暖負荷逐年增加的需求。

(2)相比高背壓雙轉子技術,低壓缸零出力可以降低機組供熱期負荷,提高了機組深度調峰能力。

(3)新建熱電聯(lián)產機組應從設計階段考慮深度調峰的要求,對系統(tǒng)及設備進行優(yōu)化,以保證機組長時間在低負荷工況下安全穩(wěn)定運行。

(4)目前設計下熱電聯(lián)產機組可實現(xiàn)非供熱期20%負荷深度調峰運行,若要實現(xiàn)供熱期20%深度調峰且保證供熱效果,需在低壓缸零出力的基礎上采用高、低壓旁路供熱技術。

(5)相比傳統(tǒng)抽汽供熱技術,低壓缸零出力技術可在提高供熱量的同時節(jié)約燃料,減少CO2及污染物的排放,對實現(xiàn)“雙碳”目標具有較大的意義。