郝 建

（山西國金電力有限公司， 山西 呂梁 032100）

引言

“碳中和”已經成為了一個熱門詞匯。我國已經率先作出了承諾，對降低碳排放量的具體年限、屆時應該達到的目標均作出了具體規(guī)劃[1]。為了達到這一目標，我國正在大力發(fā)展風力發(fā)電、水力發(fā)電，以期清潔可再生能源發(fā)電能夠逐漸取代傳統的火力發(fā)電。但新能源具有隨機性、間歇性和不穩(wěn)定性等特點，決定了火力發(fā)電在短時間內不可能退出歷史舞臺。為緩解火電機組供熱及供電等矛盾，需對火電機組進行靈活性改造。

1 電力機組靈活性改造工程項目概況

1.1 項目基本情況

改造工程位于山西省呂梁市文水縣，需改造的火力發(fā)電廠汽輪機為東方汽輪機廠生產的超臨界、一次中間再熱、三缸兩排汽（雙抽）、單軸、表面式間接空冷凝汽式汽輪機CCJK350/260－24.2/1.0/0.4/566/566。其中，高壓汽缸內有1 個調節(jié)級和9 個壓力級；中壓汽缸內有8 個壓力級；低壓缸有2×4 個壓力級；全機結構共26 級。除了汽輪機之外，還配備了2 臺50%B-MCR 汽動給水泵、1 臺30%B-MCR 電動定速給水泵?；痣姍C組運行期間，需與1 215 t/h 超臨界、一次中間再熱、CFB 鍋爐（循環(huán)流化床鍋爐）及350 MW 全空冷發(fā)電機配套，而鍋爐與汽輪機熱力系統采用單元布置。1 號機組在2015 年9 月轉商業(yè)運行，2 號機組在2016 年12 月轉商業(yè)運行。

1.2 項目改造的必要性

除了國家宏觀層面的戰(zhàn)略構想之外，開展本工程也符合文水縣的總體供熱需求。自2015 年9 月開始，國金電廠向文水縣城進行集中供熱，目前已持續(xù)供熱6 個采暖季。經過近幾年的發(fā)展，文水縣城集中供熱面積已超過原《集中供熱專項規(guī)劃》中的面積；隨著環(huán)保形式的日益嚴峻，文水縣擬實施縣城周邊六個鄉(xiāng)鎮(zhèn)村的集中供熱。

集中供熱既提高了能源利用效益和經濟效益，又減少了對周邊供熱用戶鍋爐的投資，減少了煤堆場的用地及運煤的成本，可以節(jié)省大量的人力和物力，從而大大降低企業(yè)的生產成本，提高企業(yè)的經濟效益。因此，深入挖掘機組供熱潛力，更大程度提高機組供熱保障能力，為集中供熱提供穩(wěn)定可靠的熱源是企業(yè)的迫切需求。通過對國金電廠的機組供熱潛力進行評估后發(fā)現，有全面改造的價值，故決定開展本工程。

2 電力機組靈活性改造方案

2.1 機組改造前的供熱情況

2.1.1 供熱系統及運行方式

改造前，電廠的熱網循環(huán)水系統采用閉式循環(huán)、間接供熱方式，以水為熱媒。熱網回水先經熱網循環(huán)泵升壓，后經4 臺加熱器加熱，并聯運行布置。此外，熱負荷的調節(jié)采用質、量雙軌并行調節(jié)的方式，主要過程為：通過調節(jié)五段抽汽蝶閥開度來實現對熱網首站加熱器進汽量和參數的調整，進而實現外界熱負荷的變化。與此同時，針對循環(huán)水泵的控制方式為“液耦調速”，能夠根據熱負荷的變化情況，對熱網循環(huán)的水量進行控制，最終達到對整體熱量的控制。

2.1.2 運行工況

相關數據顯示，在2018 年冬—2019 年春的供熱季，整個文水縣城的供熱總面積達到518 萬m2，加上部分集中供熱區(qū)域，總面積為534 萬m2。國金電廠的熱網循環(huán)水量極寒期維持在4 150 t/h，供、回水溫度為107℃/52 ℃，供熱負荷為265.5 MW。按534 萬m2面積折算采暖熱指標為49.7 W/m2。

2.2 改造要點

2.2.1 溫度監(jiān)測系統改造

切缸運行時，通流內部的溫度場、流場紊亂，為確保機組運行安全，須增加必要的溫度、壓力測點。對低壓缸進汽管路增加不少于2 個0~200 kPa 進汽壓力測點（絕壓）和2 個進汽溫度測點（E 型熱電偶），壓力測點安裝與真空測點安裝角度保持一致。同時增加1個中壓缸排汽壓力測點。低壓缸排汽口、次末級出口每側布置3 個E 型熱電偶溫度測點，共計6 個溫度測點。對低壓缸末兩級葉片進行監(jiān)測，同時增加相應的邏輯保護系統。

2.2.2 供熱抽汽補充管路改造

原汽輪機5 號抽汽口為5 號低加的回熱抽汽與供熱抽汽共用，抽汽母管尺寸為DN1000，在工業(yè)抽汽退出的情況下，熱網抽汽管路無法滿足最大的抽汽能力。具體而言：在中排蝶閥前新增抽汽管路，并與原抽汽管路合并后引入熱網首站，抽汽母管進行擴容改造，改造后為DN1400，滿足切缸后最大供熱能力要求。

2.2.3 真空系統優(yōu)化改造

兩臺100%容量的雙級水環(huán)式真空泵（型號為TC11），入口設計極限背壓為3.49 kPa，實際運行中已接近4 kPa，不能滿足切缸運行條件，故需增設輔助抽真空設備，使背壓進一步降低至2~4 kPa，使機組達到安全、經濟運行的目的。

3 電力機組靈活性改造后供熱能力變工況特性計算

3.1 切缸/低背壓運行改造后機組熱力特性分析

完成機組改造后，為了防止低壓缸末段兩級葉片出現“鼓風”情況，導致葉片超溫或者能力超過限度，必須引入一定量的蒸汽，對低壓缸進行冷卻。將機組供熱低壓缸進氣流量控制在40 t/h 時，如果保證主汽流量相同，相較于改造前，切缸的電負荷能夠減少19.5 MW，供熱抽氣量能夠增加99 t/h，供熱負荷量能夠增加69 MW。

3.2 改造前、后深度調峰能力對比

機組抽汽供熱能力為250 MW 時，改造前電負荷達到185 MW，改造后電負荷可降至135 MW；機組抽汽供熱能力為350 MW 時，改造前電負荷達到260 MW，改造后電負荷可降至200 MW?？傮w而言，經過改造后，低壓缸進氣消耗量大幅度降低，在一定程度上提高了機組深度調峰能力以及供熱能力。在保證供熱負荷相同的條件下，改造后的調峰能力相較于改造前的提升區(qū)間在50～60 MW 之間。

3.3 機組改造后供熱的經濟性

3.3.1 非調峰時段背壓降低帶來的節(jié)能收益

按照2018—2019 年供熱季的統計數據表明，完成切缸改造后，以保證間冷塔處于安全運行狀態(tài)作為前提條件，且采用低背壓運行模式，節(jié)能收益更高。具體而言，改造前，機組冬季運行平均背壓約為8 kPa，平均發(fā)電煤耗取320 g/kW·h，平均負荷率取70%。改造后，供熱期間非調峰時段，機組運行背壓可平均降低4 kPa 運行，運行背壓降低，折算對應影響電負荷為6.6 MW，在供熱期間非調峰時段節(jié)約標煤約為4 562 t。按照標煤單價397 元計算，節(jié)能收益約為181.11 萬元。

3.3.2 深度調峰補償收益

結合有關政策，在考慮環(huán)保指標的情況下，由于脫硝環(huán)保指標無法量化，故鍋爐的最低負荷降低至設置為43%機組最大連續(xù)出力工況對應的主蒸汽流量。此時，低壓缸切缸后最小進汽流量為40 t/h，發(fā)電負荷可降至115 MW（深度調峰時長按供熱初末期2 個月，按2 h/d 計算，按最低價計算）。若不考慮環(huán)保指標，則需注重直流爐的轉態(tài)特性，故鍋爐的最低負荷可降低至30%機組最大連續(xù)出力工況對應的主蒸汽流量，低壓缸切缸后最小進汽流量為40 t/h，發(fā)電負荷可降至85 MW（計算方法同上）[1-3]。

4 結論

1）按照切缸/低背壓運行技術改造后，低壓缸冷卻蒸汽流量消耗大幅度降低，機組深度調峰能力顯著提高，在一定程度上切實提高了機組的供熱能力。

2）成本方面的結果：改造資金投入總量不超過400 萬元（具體值為：398.23 萬元），只需運行一個冬天（單個供熱季）就能夠全部收回成本。

3）低背壓運行改造技術應用期間，可能出現的鼓風、水蝕、顫振等問題都是可控的，不會導致改造過程被迫中斷，該技術具備可行性。