燃煤电厂供热能力提升策略探析
宋吉庆
摘 要：我国正在大力实施节能环保战略，光伏和风电为主的可再生能源机组迅速增长，大力发展可再生能源是我国未来能源战略的重要组成部分。为配合可再生能源机组发电并网以及消除峰谷差日益增大对电网安全的影响，电网对火电机组的调峰次数和品质提出了更高的要求。在供暖季，受系统热力特性的限制热电厂均采取“以热定电”的模式运行，而供热负荷随时间变化缓慢，为保证供热质量，机组基本不具备调峰能力，稳定的供热需求和频繁的调峰需求之间存在矛盾。已有一些电厂通过低压缸零出力、高低旁路联合供热改造以及蓄热式电锅炉等技术来增强机组的调峰能力。
关键词：深度调峰;热电解耦;高低旁联合供热;低压缸零出力
中图分类号： TU833? ? ? ? 文献标志码：A
目前，热电联产机组采用“以热定电”的运行方式，即通过汽轮机中排抽汽将蒸汽送入热网加热器加热热网循环水，再将符合热网参数要求的循环水送至城市管网。但机组中排抽汽压力受机组电负荷影响，电负荷过低会导致中排抽汽压力不足，而无法将抽汽送至热网加热器，热网循环水的温度因此而降低。当热电联产机组受电网深度调峰政策限制，在采暖期机组负荷必须降至40%额定负荷以下，此时，热网循环水温度将受影响，如不降负荷就必须接受电网考核，热、电矛盾使得大量火电机组在严寒期受到考验。
1 渑池热电机组供热供汽概况
渑池热电现装机为2台350 MW超临界双抽凝汽式燃煤供热机组，于2016年建成投产，汽轮机为型号CC350/291-24.2/1.3/0.4/566/566、超临界、一次中间再热、三缸两排汽、单轴、抽汽凝汽式，与相应容量的锅炉和发电机配套，构成大型燃煤发电机组，在电网中以带基本负荷为主，也可承担部份调峰任务，机组按以热定电的方式运行。
渑池热电分别向义马市和渑池县提供居民采暖，热力供售为趸售方式。管辖范围包括供热首站及一次网至厂界外一米，厂外一次网及二次网均由热力公司所辖，一次网补水由渑池热电负责，二次网补水由热力公司负责。地区供热期为当年11月15日至次年3月15日，周期4个月。居民采暖供热方式为汽轮机五段抽汽至供热首站热网加热器加热热网循环水，机组设计额定采暖抽汽2×265 t/h，供热首站配置4台管壳式热网加热器、1台电动热网循环泵和2台汽动热网循环泵，最大热网供水流量7 320 t/h，设计供热面积970万m2。2019～2020年采暖季供热面积460万m2，采暖售热量331.3万吉焦。
渑池热电除以趸售形式承担地区城镇采暖供热外，还向周边用汽企业以直供方式供给工业用汽。机组投产设计为采用旋转隔板由中压缸第六级后可调整抽汽方式对外供给工业蒸汽，厂界处蒸汽参数1.3 MPa、366℃。机组设计额定工业抽汽2×100t/h，最大抽汽量2×200t/h。
目前设置一根供汽管线，厂外工业供汽管网工程，从渑池热电最终向渑池县4家企业和产业聚集区供汽敷设供热管道满足该片区的工业用户的热负荷需求，其中渑池县4家企业为直供、产业聚集区为趸售。于2016年6月9日正式开工，2017年3月全线供汽。热网管道根据敷设路由的地形地貌、负荷类别、沿途的关键节点以及热用户分布位置情况，主要以直埋及架空相结合方式敷设管道。新建蒸汽管道总长度约8.89 km（展开长度）;主干线管径DN400、DN350、DN300;管网设计最大流量为45 t/h。由于供汽量小，旋转隔板经济性低，电厂于设计阶段设置了压力匹配器，由冷再引射中压缸第六级抽汽。
2 燃煤机组供热能力提升策略
2.1 低压缸零出力
低压缸零出力技术是保留少量冷蒸汽进入低压缸，实现低压缸零出力运行，更多的蒸汽进入供热系统，提高供热能力，降低电负荷，同时降低发电煤耗。首先核算满足制造厂设计的叶片强度条件下的最小流量，然后采用可完全密封的液压蝶阀切除低压缸进汽管进汽，新增旁路管道通入少量冷却蒸汽，带走低压缸零出力后的鼓风热量来实现低压缸零出力运行，在满足供热的条件下减少机组负荷满足电网深度调峰需求，实现热电解耦[1]。
通过液压蝶阀的开关实现低压缸“零出力”与“满出力”在线切换，在电网波谷阶段低压缸“零出力”实现机组深度调峰，在电网波峰阶段低压缸“满出力”运行，满足电网用电需求，既实现了余热回收，又满足了电网峰谷需求，实现了热电解耦。对于300 MW等级机组，改造后相同主蒸汽量条件下，采暖抽汽流量每增加100 t/h，供热负荷增大约71 MW，电调峰能力增大约50 MW，发电煤耗降低约36 g/kWh。根据低压缸零出力供热技术实现原理和需求，改造总体工作范围包括：供热蝶阀改造、增设低压缸冷却蒸汽系统、配套汽轮机本体运行监视测点改造、低压缸末级叶片抗水蚀金属耐磨层喷涂处理、低压次末级、末级叶片运行安全性校核、配套供热系统改造、配套抽空气系统改造、配套自动控制系统改造、低压缸零出力运行调试。
2.2 高低旁路联合供热
为了解决火电机组因热电耦合造成的考核金额巨大或热网供水不达标的问题，该方案基于高低旁联合供热模式的热电解耦系统，能够在降低机组负荷的情况下，将蒸汽送至热网加热器，确保热网加熱器正常工作。
高压旁路装置由高压旁路阀（高旁阀含减温器）、喷水调节阀、喷水隔离阀等组成，减温水取自高压给水。高压旁路的作用是将锅炉出口的主蒸汽经高压旁路减温减压后引至再热冷段[2]。
低压旁路装置由低压旁路阀（低压阀含减温器）、喷水调节阀、喷水隔离阀、凝汽器入口减温减压器等组成，减温水取自凝结水。低压旁路的作用是将再热器出口的再热蒸汽经低压旁路管道减温减压后引至凝汽器[3]。
该方案基于火电机组高低压旁路系统，创造性地利用高低压旁路系统将蒸汽引入热网加热器，使热网汽源不受机组负荷影响，实现热电解耦。热电解耦后的热电联产系统，一方面可以提高机组在供暖的深度调峰能力与新能源机组的利用率，能够促进能源产业结构升级;另一方面，可以在采暖期实现机组热电解耦，显著提高机组的供热能力，有力保障冬季供暖的安全、可靠性，社会效益显著。
2.3 蓄热式电锅炉
电锅炉供热改造方案即在热源侧设置电热锅炉，以弥补低负荷供热能力不足的缺口，以实现热电解耦。该技术本质上是利用设置的电锅炉或蓄热式电锅炉直接加热热网循环水，增加电能消耗，降低电厂上网电量，变相实现提高机组的电调峰能力以及电网对新能源的消纳能力。
目前，电热锅炉主要采用直接电热锅炉和蓄热式电加热锅炉（蓄热材料一般采用高铝混凝土砖和氧化镁砖）。从实现原理来看，电锅炉具有“完全”的热电解耦能力，热电解耦能力强，不足之处在于直接将高品质的电能转换为热能，虽然电能到热能的转换效率可达99%以上，但电能的生产过程，一次能源的利用效率往往只有30%～40%（常规火电厂热效率）。与直接利用热能供热的方式相比，供热经济性差。此外，根据电锅炉供热改造调研情况，电锅炉供热改造单位投资约为1 000元/kW，投资高;且对电锅炉供热改造对电网调峰政策的依耐性非常高，由于用电成本较高，如果没有调峰政策补贴，则很难回收投资成本，政策风险较高。
3 供热改造案例实践
3.1 改造方案
选取渑池热电的一號机组和二号机组，以低压缸和中压缸为调整对象，从2个气压缸里抽汽，一部分引入背压小汽轮机，均匀引入，带动发动机做工。同时将排气引入加热器，控制循环水温度，温度在95℃时停止加热。一部分汽被均匀引入加热器内，将循环水加热至130℃使停止加热。供热参数见表1。
根据上述参数，在3台加热器共同运行时，温度可达120℃，饱和水压力达到0.74 MPa，中低压联通管抽汽量为325 t/h。
3.2 方案应用效果
将以上改造方案应用到实践中，先供热120 d，平均热负荷105 MW，标准煤消耗37 kg/GJ，年供热量1 385 900 GJ，热耗率为7 000 kJ·（kW·h）-1。。与改造前相比，供热期内节煤4 000 t，有效减少了二氧化碳和二氧化硫的排放，有效减少了对区域生态环境的污染，同时提升了资源利用率。
3.3 投产后实际运行情况
根据该文提出的改造方案构建了新的燃煤供热装置，并于2019年9月投产。此前，做好了各项初期准备工作，如方案调整、材料采购、人员配置等，并将投产城市管道充水，根据区域实施分段处理，冲洗水管并测试水压，持续10天无异常情况后启动热网循环水泵和城市循环水泵，使用除污器冲洗管道以提升水质，在水质达到要求后，运行供热改造装置，低压联通抽汽参数为100 t/h，温度逐渐从常温上升到70℃，通过观察运行情况判断控制需求，共开启2台热循环水泵，流量1 800 t/h，水温105℃，回水温度59℃。系统热负荷高峰期时，连通管抽气量上升约80 t/h。
在此基础上，为减少安全隐患，增加了6 kV母线段连接供热装置与异步发电机，将发电机转速控制在3 000 r/min，并设置变压器计算电负荷量。与优化前对比，用电量减少了3%，创造了良好的经济效益。
4 结语
总而言之，如何在电负荷受限的情况下提升火电机组供热能力，需要我们在实际工作中不断的探索，总结教训和经验，该文对火电机组在有限电负荷工况下供热能力提升技术进行的探讨，希望可以使火电机组尽快摆脱热电不能解耦的困局，在保证对外供热、供汽质量不降的前提下，多参与电网的深度调峰工作，为我国实施的节能环保战略贡献力量，使可再生能源机组优先发电的同时而不减热负荷。
参考文献
[1]张晓霞.提高大型汽轮机综合运行经济性的途径[J].热力透平，2009（4）：213-216.
[2]潘永岳，罗松.中小火电机组的生存问题探讨[J].热力透平，2008（1）：42-45，67.
[3]贺茂石.热电联产机组电力调峰运行可行性研究[D].北京：华北电力大学，2012.
