浅谈600MW超临界机组供热优化与深度调峰

浅谈 600MW 超临界机组 供热 优化与深度调峰

于洋 张延风 岳恒

(辽宁清河发电有限责任公司，辽宁　铁岭　 112003)

摘要：介绍了辽宁清河发电有限责任公司两台超临界600MW汽轮发电机组，实施冬季供热优化、“干态+湿态并行前进，深度调峰探底”策略，通过相应的供热技术改造、引进先进的一键转态深度调峰控制技术，在满足对外供热需求的前提下，实现深度调峰，获得了供热收益与调峰补偿的最大化。

关键词：超临界机组；供热优化；深度调峰；调峰补偿；

1 引言

电力、供热是我们生活必不可少的一部分，由于我国新能源发电产业的迅猛发展，以及煤电产能的过剩，煤电的灵活性改造势在必行。当新能源在电网中的比例逐渐扩大时，对调峰电源的需求也逐渐升高，与新能源等电源相比，煤电具有较好的调峰性能。现实中的深度调峰与冬季供热却是一对矛盾，如何实现供热收益与调峰补偿的最大化，是当下煤电企业需要解决的问题。

2 公司简介

辽宁清河发电有限责任公司机组容量为2×600MW超临界机组（1号机、9号机），锅炉为哈尔滨锅炉厂生产的一次中间再热、超临界压力变压运行直流锅炉；汽轮机为哈尔滨汽轮机厂设计制造的超超临界汽轮机，一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式反动式汽轮机。

公司现有三处热源，两台600MW超临界机组为主热源，最大供热面积1200万平方米（单机最大供热面积600万平方米），一台燃油快速启动蒸汽锅炉为备用热源，最大供热面积为75万平方米。在热网首站内设置三台加热器、一台圆柱型分汽缸，分汽缸的容积为28m³，汽源分别取自1号机的四段抽汽（机组厂房内抽汽管路直径Φ900，计算最大通流能力450t/h左右，50%负荷时参数为0.5MPa、337.2℃）、1号机的低旁抽汽（机组厂房内抽汽管路直径Φ900，计算最大通流能力450t/h左右，0.4MPa、323℃）、9号机的四段抽汽（机组厂房内抽汽管路直径Φ900，计算最大通流能力450t/h左右，50%负荷时参数为0.5MPa、337.2℃）、一路环形母管辅汽（直径Φ400）。其中1号机的低旁抽汽先进入1号机的四段抽汽管道，然后再汇入分汽缸；另一路环形母管辅汽（管路直径Φ400）接至1号加热器，直接对其进行加热。另外，在热网首站设置两台发电量为6000Kv的背压小机，汽源来自分汽缸，乏汽可分别排至三台加热器。公司热网系统向整个清河区的实际供热面积为300万平方米，辅汽系统向清河区工业园区供汽量约20t/h。

自2012年起深度调峰压力逐年递增，从2018年开始白班深度调峰也已经常态化，目前600MW燃煤机组已成为调峰主力。通过近年来的运行实践，600MW机组转湿态调峰深度已达20%容量及以下，并可长时间安全稳定运行。

3 供热优化

3.1 供热期间汽源运行方式

在供热初期、末期，1号机的四段抽汽供热网首站的分汽缸与背压小机，分汽缸供一台（两台）加热器，小机乏汽排至两台（一台）加热器，冷再供辅汽系统处于热备用状态；9号机的冷再主供辅汽系统运行，当机组负荷低致使辅汽压力低时投入辅汽旁路汽源，可根据网情需要进行一键转湿态深度调峰至100MW。也可根据热用户情况，双机转湿态深度调峰至120MW，期间1号机需要投入旁路系统对外供热。

供热中期，1号机的四段抽汽供热网首站的分汽缸与背压小机，分汽缸供一台加热器，小机乏汽排至一台加热器；9号机的四段抽汽通过改造的新系统直供热网首站一号加热器，根据网情及热用户需求情况，双机干态深调至150MW，期间仍可对外供热，能满足热用户的需求。当网情具备长时间深度调峰时，9号机可进行一键转湿态调峰至100MW；1号机保持干态深调供热，若遇到极寒天气不能满足热用户需求时，应投入旁路系统对外供热。

单机运行期间尽量保留1号机，深度调峰期间可投入旁路系统，满足热用户需求。

3.2 供热情况对比分析

2020～2021年度供暖期内供热方式为1、9号机双机运行，9号机中排供热供两台加热器，辅汽供一台加热器，受到供热参数影响两台机深调幅度不高。2021～2022年度供暖期经过技术改造，实现1、9号机双机供热的方式，9号机辅汽旁路接引后，在保证供暖参数的前提下深调幅度大幅度提升。采用1、9号机双机供热的方式后，响应调度负荷能力得到提升，保证了机组供热期间加减负荷速度，避免了AGC速率被考核事件。

结合实际情况进行对比供热情况分析：

运行优化前，9号机转湿态深调退出供热系统，1号机中排供热网运行的方式，热网供热量为225GJ/H，此时全厂出力降至24%，每小时深调收益25万元左右（不含修正金额）。该情况下为满足供热需求投入1号机低压旁路供热，热网供热量最大可达到352GJ/H（对应一级网温度83℃左右），可满足环境温度零下15℃以上供热需求。

采用双机中排供热方式，两台机组平均出力165MW，热网供热量最大可达到350GJ/H，可满足环境温度零下15℃以上供热需求，每小时深调收益23万元左右（不含修正金额）。该方式下供热中期遇有机组深调，两台机组平均出力165MW，投入1号机低压旁路供热，热网供热量最大可达到450GJ/H，可基本满足供热需求。每小时深调收益23万元左右（不含修正金额）。

采用中排+辅汽供热方式，9号机转湿湿态深调期间，两台机组平均出力150MW，9号机辅汽旁路系统投入后辅汽压力为0.60mpa，热网供热量最大可达到356GJ/H，可满足环境温度零下15℃以上供热需求，每小时深调收益24万元左右（不含修正金额）；两台机组平均出力140MW，9号机辅汽旁路系统投入后辅汽压力为0.65mpa，热网供热量最大可达到300GJ/H，可满足环境温度零下10℃以上供热需求,每小时深调收益26万元左右（不含修正金额）；采用中排+辅汽供热方式，1、9号机干态运行平均出力157.5MW，9号机辅汽旁路系统投入后辅汽压力为0.7mpa，热网1号加热器最大出力运行，热网供热量最大可达到360GJ/H，可满足环境温度零下15℃以上供热需求，每小时深调收益23.5万元左右（不含修正金额）。采用中排+辅汽供热方式，机组深调期间对全厂辅汽压力影响较大，当辅汽压力降至0.60mpa时厂区内热网等用户的供汽压力能够得到保证，但不能满足厂外工业园区各用户需求，容易发生商业纠纷。

供热末期采用1号机单机供热方式，9号机视网情需求视情况自动转湿态深调，此时应参照某一典型代表电厂（例如：华能营口电厂）负荷情况与调度申请深调时长。同时可以投入辅汽供热网加热器系统，最大程度发挥9号机辅汽旁路系统效能，9号机湿态深调情况下带辅汽运行向热网一台加热器供热。

4 结合9号机深调考虑供热方式

双机双供方式可以满足全天候热网需求，但对9号机深调产生较大制约，机组转湿态后需要退出中排供热，再恢复的时间较长，会对供热参数产生较大影响。另外9号机供热管线较长，区间13处疏水点，冬季疏水经常性发生冻结情况。投入9号机中排供热整体操作大概需要6小时，期间因退出一台加热器运行对供热参数影响较大。双机双供方式适用于环境温度在15℃以下的极端天气及节日期间全力保证供电、供热时段。

为了配合9号机转湿态深调，采用中排+辅汽供热方式最为灵活，当供热需求量不高时，可以投入辅汽供热网加热器系统，最大程度发挥9号机辅汽旁路系统效能。但该工况下辅汽压力受到较大影响，可能会造成厂外工业园区商业用户的纠纷。该方式适用于环境温度在15℃以上天气。采用该方式对热网背压小机长周期运行及其发电量会产生负面影响，同时该方式制约了1号机低压旁路的供热效能，对供热能力产生负面影响。

结合现阶段供热情况看，双机双供改造、9号机辅汽旁路项目均能正常发挥效能，有力支撑了9号机转湿态深调的应用及时常，在保证供热稳定的前提下深调收益实现历年最佳。从网情看，在深调期间除了华能营口厂外，从深调幅度到时常均遥遥领先其他电厂，这是公司全力推进技术改造取得的实效。下一步要继续做好对比分析，深挖设备潜能，在保证供电、供热稳定的前提下进一步拓展深调幅度，为公司创造更大收益。

参考文献：

[1] 黄树红.汽轮机原理[M].北京：中国电力出版社，2008.

[2] 闫顺林，郝智元，李永华，等.背压变化对机组热经济性影响的计算模型[J].华东电力，2008，36(9)：102-105.

[3] 吴贵中.某电厂汽轮机凝汽器真空变化原因及对策[J].东北电力技术，2011，32（6）：27-28.

作者简介：

于洋（1975－），男，工程师，辽宁清河发电有限责任公司副总经理，主要从事火力发电厂安全经济生产管理、节能降耗管理工作。