600 MW超臨界機組供熱方式選擇研究

宋 浩，陳曉利，高繼錄，傅 騰，張 敏

(1.國家電投集團東北電力有限公司，遼寧 沈陽 110181；2．中電投東北能源科技有限公司，遼寧 沈陽 110179)

由于風、光等自然能源本身的地域性、時間性和穩(wěn)定性等問題，其發(fā)展已經從以往的增量補充進入大范圍增量替代和區(qū)域性存量替代階段，同時接入電網也為電力系統(tǒng)運行帶來了較大的沖擊，大規(guī)模可再生能源的消納問題十分嚴重，嚴重制約著新型電力系統(tǒng)構建和發(fā)展[1-4]。目前電力領域最常用的方式是通過火電廠的負荷調節(jié)來進行可再生能源與化石能源發(fā)電的協(xié)同，實現(xiàn)對風、光的消納，減少棄風和棄光現(xiàn)象。但另一方面，出于提高燃料的能源利用效率考慮，以及滿足城市日益增長的供熱需求，如今的火電廠大多采用熱電聯(lián)產的混合供能形式，且普遍采用“以熱定電”的運行模式。這種“以熱定電”的模式限制了供熱機組在供熱期的深度調峰能力，這也是我國三北地區(qū)供暖期調峰困難、棄風棄光現(xiàn)象嚴重的重要原因[5-6]。因此，要在保證機組供熱量不變的前提下，降低機組電出力，實現(xiàn)深度調峰，就需要打破機組供熱期的熱、電耦合關系。本文針對東北地區(qū)某600 MW級供熱機組，在綜合考慮機組供熱能力和可靠性、抽汽管路的輸送能力以及機組調峰性能和供熱經濟性的情況下，提出了可行的供熱改造技術路線，并分析了多種供熱技術路線對機組性能和供熱能力的影響，給出了最佳的供熱改造方案。

1 機組概況

某電廠在運2×600 MW超臨界燃煤空冷發(fā)電機組，汽輪機型式為超臨界參數(shù)、一次中間再熱、單軸、三缸四排汽直接空冷凝汽式汽輪機，型號為CLNZK600-24.2/566/566，為哈爾濱汽輪機廠有限責任公司制造。該機組設有七段回熱抽汽，依次供給3臺高壓加熱器、1臺除氧器、3臺低壓加熱器。2013年進行機組供熱改造，采用中低壓導汽管打孔抽汽供熱網首站進行采暖供熱。2016年對2號機組進行雙背壓改造。改造前凝汽工況、打孔抽汽改造及2號機組雙背壓改造后的設計參數(shù)見表1。

2 采暖供熱技術路線選擇

目前，該廠的供熱量130萬GJ/a(含廠內部分)折算供熱面積約340萬m2，計劃替代市區(qū)原熱電廠，實供面積887萬m2，年供熱量327萬GJ。若按采暖綜合熱指標取45 W/m2，折算實供面積約1200萬m2，熱負荷540 MW，年供熱量452萬GJ。根據(jù)發(fā)展規(guī)劃，本期工程按總供熱面積1500萬m2考慮，最大熱負荷675 MW，年供熱量565萬GJ。

表1 汽輪機主要技術參數(shù)

600 MW機組常規(guī)的供熱方式包括高背壓供熱、切單低壓缸、切雙低壓缸、高低壓旁路、電鍋爐、蓄熱水罐、吸收式熱泵等，本文對上述供熱方式進行初步研究，研究過程中既考慮了機組本身的供熱能力、抽汽管路的輸送能力，又結合機組深度調峰性能和供熱經濟性，同時還要考慮供熱可靠性，綜合分析論證后，得出該廠可行的技術改造方案包括雙機切單低壓缸、雙機切雙低壓缸、中低壓導汽管抽汽3種。

3 3種改造方式對機組性能和供熱能力的影響分析

在采暖期考慮冷段用輔助蒸汽60 t/h，抽汽工況單低壓缸最小冷卻蒸汽175 t/h，切缸工況單低壓缸最小冷卻蒸汽20 t/h的條件下，本文計算分析了抽汽方式、切單低壓缸、切雙低壓缸等3種供熱改造方式對機組調峰能力和供熱能力的影響。

3.1 對機組調峰能力的影響

圖1給出了抽汽方式、切單低壓缸、切雙低壓缸3種供熱改造方式下機組不同主蒸汽流量與發(fā)電負荷的關系。由圖1可知，與凝汽設計工況相比，在主蒸汽流量相同的情況下，3種供熱改造方式均可降低機組的發(fā)電負荷，大幅提升機組的調峰能力，其中切雙低壓缸供熱方式可使機組發(fā)電負荷最低，深調能力最強。切雙低壓缸供熱方式可實現(xiàn)發(fā)電負荷最低達到107.4 MW，深調負荷達17.9%；切單低壓缸供熱方式可使發(fā)電負荷最低達到185.3 MW，深調負荷達30.8%，而抽汽工況僅能實現(xiàn)深調負荷至41.7%。

圖1 3種供熱方式下機組不同主蒸汽流量時的發(fā)電負荷曲線

3.2 對機組供熱能力的影響

圖2給出了抽汽方式、切單低壓缸、切雙低壓缸3種供熱改造方式下機組不同主蒸汽流量與供熱能力的關系。在主蒸汽流量相同的情況下，與其他2種供熱改造方式相比，切雙低壓缸方式下機組供熱能力最大，其次為切單低壓缸方式，最后為抽汽方式。當主蒸汽流量為1700 t/h時，切雙低壓缸方式下機組供熱能力為656 MW，比切單低壓缸方式下的供熱能力提升了22.8%，比抽汽工況提升了58.7%。當3種供熱方式均達到最低深調負荷時，切雙低壓缸方式下機組供熱能力最大，為215 MW，比切單低壓缸方式提升了38.9%，比抽汽工況提升了125.6%。

圖2 3種供熱方式下機組在不同主蒸汽流量時的供熱能力曲線

3.3 對機組抽汽量的影響

圖3給出了抽汽方式、切單低壓缸、切雙低壓缸3種供熱改造方式下機組不同主蒸汽流量與抽汽量的關系。在主蒸汽流量相同的情況下，與其他2種供熱改造方式相比，切雙低壓缸方式下機組抽汽量最大，其次為切單低壓缸方式，最后為抽汽方式。當主蒸汽流量為1700 t/h時，切雙低壓缸方式下機組抽汽量為921.5 MW，比切單低壓缸方式下的抽汽量增加了23.1%，比抽汽工況增加了57.9%。當3種供熱方式均達到最低深調負荷時，切雙低壓缸方式下機組抽汽量最大，為278.7 MW，比切單低壓缸方式下的抽汽量增加了34.1%，比抽汽工況增加了108.3%。

圖3 3種供熱方式下機組在不同主蒸汽流量時的抽汽量曲線

因此，綜合考慮機組深度調峰能力和供熱能力，最佳的供熱方式為切雙低壓缸方式。

4 結論

a.在綜合考慮機組供熱能力和可靠性、抽汽管路的輸送能力以及機組調峰性能和供熱經濟性的情況下，可行的供熱技術改造方案包括雙機切單低壓缸、雙機切雙低壓缸、中低壓導汽管抽汽3種。

b.綜合考慮機組深度調峰能力和供熱能力，最佳的供熱方式為切雙低壓缸方式。切雙低壓缸供熱方式可實現(xiàn)發(fā)電負荷最低達到107.4 MW，深調負荷可達17.9%。

c.當3種供熱方式均達到最低深調負荷時，切雙低壓缸方式下機組的供熱能力最大，分別比切單低壓缸方式提升了38.9%和125.6%。