某分期建设机组快速实现热电解耦技术研究.pdf

中国科技期刊数据库 工业 A 收稿日期：2023 年 12 月 22 日 作者简介：黄明敏（1978），男，本科学历，工程师，主要从事电力运行与管理相关方面研究；冯沛飞（1992），男，本科，工程师，主要从事火电厂节能管理研究。-47-某分期建设机组快速实现热电解耦技术研究 黄明敏1 冯沛飞2 1.深圳市广深沙角 B 电力有限公司，广东 深圳 518000 2.深能合和电力（河源）有限公司，广东 河源 517025 摘要：摘要：热电解耦技术，是传统“以热定电”供热机组实现机组灵活调峰的关键，也是实现“双碳”目标的有效改造技术之一。分析某分期建设机组调峰灵活性差、电负荷与热负荷不匹配问题，提出一种改造范围小、工程量少、费用低、无需较大范围隔离即可实施的热电解耦技术，实现高效机组对外供热，不仅降低了供热成本，提高了供汽能力与供热可靠性，还为灵活的电力市场交易和深度调峰提供了保障，达到了节能降耗的目的，为同类型分期建设机组提供参考。关键词：关键词：热电解耦；深度调峰；电力市场；节能 中图分类号：中图分类号：TM621 随着“双碳”目标的提出、可再生能源的兴起，截止 2023 年 7 月，全国电力累计装机 27.39 亿千瓦，清洁电力装机总量 13.59 亿千瓦，占整个装机规模49.59%，并于 6 月历史性超越煤电，燃煤电厂逐渐由支柱型电源转变为系统调节型电源1-2，机组调峰深度不断下探、调峰频率不断增加，致使燃煤机组效率降低，煤耗增加3-4。同时，在风小、枯水、阴雨天等极端天气环境下，煤电在保障国家能源安全方面又发挥着兜底性的作用。为加快实现“碳达峰、碳中和”战略目标，适应行业新需求，提升企业市场竞争力，传统“以热定电”生产模式的热电联产机组和少部分有供热需求的供热机组也开始了如火如荼的“热电解耦”技术研究与改造5-6，旨在解决电负荷与热负荷之间的矛盾，提高机组调峰能力，增强电力市场交易。本文基于某电厂分期建设机组深度调峰和电力市场交易的需求，系统研究了适合于该电厂的热电解耦技术，为同类型分期建设机组快速实现热电解耦，降低供热成本，提升电力交易灵活性具有较好的指导意义。1 机组概况与供热现状 某电厂一期超超临界 2*600MW 供热机组配置CCLN600-25/600/600 型单轴、两缸两排汽、一次中间再热、凝汽式汽轮机，机组设计供电标煤耗 292g/kWh。机组供热汽源采用一期 4 段抽汽作为主汽源，接至对应压力匹配器，每个压力匹配器设置一个低温再热蒸汽减压阀旁路，作为压力匹配器的备用汽源，如图 1所示：图 1 一期机组供热系统示意 该机组最大供汽流量为 100t/h（600MW），受供热机组轴向推力及低压缸叶片安全要求限制，目前机组供汽量与发电负荷的关系如图 2 所示：图 2 机组负荷和允许的最大抽汽流量的关系 020406080100120150250350450550允许最大抽汽流量/（t/h）机组负荷/MW中国科技期刊数据库 工业 A-48-由图 2 可见：机组最大允许抽汽量与机组负荷呈线性关系，当机组负荷为 600MW 时，最大允许抽汽量为 100t/h，当机组负荷为 200MW 时，最大允许抽汽量为 30t/h，而行业调峰深度 30%额定负荷时，机组最大允许抽汽量将低于 30t/h 降到 28t/h 左右，距离设计值 100t/h 供汽量目标还有 72t/h 的较大差距。二期超超临界 2*1000MW 机组配置 N1000-31（THA）/600/620/620 型单轴、五缸四排汽、二次中间再热、双背压、十级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机，机组设计供电标煤耗 269g/kWh。自百万机组商运已来，为降低发电成本，该厂发电量逐渐向高效百万机组倾斜，一期机组因调峰与电力市场交易时常处于低负荷运行状态，严重时一期机组全停，导致供热能力与供热可靠性严重受影响，亟需进行热电解耦技术改造解决。2 热电解耦技术可行性分析 在机组频繁调峰和电力市场交易的双重因素下，想要提高供热能力与供热可靠性，实现热电解耦，则必须寻求一条切实可行的方案，将后期建设机组与热网连通，实现两期机组均能对外供热。2.1 参数匹配研究 该厂供汽参数设计为 1.8Mpa，温度 300，实际运行采用一期 600MW 机组冷再（#2 抽汽）减压减温至1.2Mpa，温度 300对外供汽。该厂一期机组#1 抽与#2 抽在 40%负荷时压力大于 1.6Mpa，温度大于 315，二期机组同负荷率下#1 抽、#2 抽与二次冷再（#3 抽）压力大于 1.3Mpa，温度大于 400，以上汽源点经减温减压后均能满足供热压力与温度需求。理论上，在满足供汽参数的情况下，选择做功能力差的蒸汽对外供热能取得不错的收益7-9，相比之下，如图 3：同负荷率，选择二期二次冷再或二次热再对外进行供热，更具经济效益。a)一期#2 抽与二期#3 抽压力对比 b)一期#2 抽与二期#3 抽压力对比 图 3 一期#2 抽与二期#3 抽参数对比 2.2 供汽方案研究 该厂二期机组为单轴五缸四排汽凝汽式汽轮机，主蒸汽经超高压缸做功后回到一次再热器加热，加热后的蒸汽进入高压缸做功，随后进入二次再热器加热，然后进入中压缸做功，做完功后的蒸汽进入两个低压缸做功，最后进入凝汽器。该机组超高压缸、高压缸、中压缸均设置旁路，超高压缸部分排汽作为#1 高压加热器汽源，高压缸级间抽汽作为#2 高压加热器汽源，高压缸部分排汽作为#3 高压加热器和辅汽联箱汽源，中压缸级间抽汽作为#4 高压加热器汽源，高压缸部分排汽作为#3 高压加热器汽源，中压缸部分排汽作为除氧器汽源。二期机组与一期机组辅汽联箱通过辅汽母管相连，如图 4：图 4 一、二期机组供热管网连通示意图 根据上节结论，最佳供热汽源点为二次冷再与二次热再，结合该厂现场实际，形成二次热再经减温减压接入供热母管、二次冷再经减温减压接入供热母管、二次冷再经减温减压进入辅汽联箱接入供热母管、二次冷再经减温减压后进入辅汽联箱通过辅汽母管接入#2 压力匹配器出口供热几种方案。2.2.1 二次热再经减温减压后接入供热母管 01234540%50%60%70%80%90%100%抽汽压力/MPa机组负荷/THA一期#2抽（冷再）25030035040045050040%50%60%70%80%90%100%抽汽温度/机组负荷/THA一期#2抽（冷再）中国科技期刊数据库 工业 A-49-技术原理 通过接口三通，将蒸汽从机组二次热再出口管道引出，接快关阀组与减压阀组并经减温器减温后送至供热母管，减温水取至给水泵中间抽头，其示意图如图 4 方案一。技术特点 该方案两台机组需设置两套快关阀组与减压阀组，管道铺设距离较长，整个改造需寻找合适的机组大修窗口，工期长，且再热器管道数量较多，管径小，压损大，低负荷供汽压力难以保证；此外，经二次热再后的蒸汽温度较高，相应材质要求较高，费用高。优点是能根据中远期供汽需求灵活设计供汽管道，且从热再抽汽供热可保护锅炉受热面，保证设备运行安全性。2.2.2 二次冷再经减温减压后接入供热母管 1）技术原理 通过接口三通，将蒸汽从机组二次冷再入口管道引出，接快关阀组与减压阀组并经减温器减温后送至供热母管，减温水取至给水泵中间抽头，其示意图如图 4 方案二。2）技术特点 该方案能根据中远期供汽需求灵活设计供汽管道，并且克服了二次热再压损大问题，所需材质有所降低、改造费用稍有降低。但冷再抽汽供热会导致二次再热器超温，影响受热面安全。此外，从二次冷再开口引管也需寻找合适的机组大修窗口，改造周期长，时效性差。2.2.3 二次冷再经减温减压后经辅汽联箱接入供热母管 1）技术原理 辅汽系统是机组重要的系统之一，在机组启动时为较多辅助系统提供热源，正常运行中为轴封系统、领机、尿素水解器等系统提供热源，辅汽联箱设计参数如下表 1：表 1 辅汽联箱设计参数 项目 一期 二期 容器类别 一类 一类 工作压力/MPa 0.81.37 0.71.27 设计压力/MPa 1.6 1.4 工作温度/300380 300380 设计温度/420 380 安全阀开启压力/MPa 1.45 1.3 见表 1：一期机组辅汽联箱正常工作压力范围为0.8-1.37Mpa，温度在 300-380之间，二机组辅汽联箱正常工作压力范围为 0.7-1.27Mpa，温度在 300-380之间。满足供热压力、温度需求，实际机组正常运行中辅汽用量最大可达 100t/h 以上，辅汽联箱通流能力可满足供热流量需求。由于该厂辅汽联箱压力设定在0.8Mpa 左右，很少提高至 1.2Mpa 左右，为确保辅汽联箱压力能够设定至 1.2Mpa，通过反复核对确认辅汽联箱及其关联系统的工作压力、安全门整定值，最终确认一、二期辅汽系统均可提压至 1.2MPa。基于此，提出了利用二次冷再至辅汽联箱管道，将二次冷再蒸汽减温减压后经辅汽联箱送至供热母管方案，如图 4 方案三。2）技术特点 此方案可直接利用二次冷再至辅汽联箱的减温减压站，相比于前两种方案，减少了快关阀组、减压阀组以及减温水系统改造，大大降低初投资。缺点是利用辅汽管路通流能力，无法对外提供大流量供汽需求。且需要从二期辅汽联箱铺设管道至供热母管，管道较长，路由较难确定，原有减温水系统容量也需进行核算，很难较快实施改造。2.2.4 二次冷再经减温减压后经辅汽母管接入#2 压力匹配器出口 1）技术原理 在辅汽母管的适当位置铺设管道至#2 压力匹配器出口，即减小初投资，又缩短新增管道长度，如图 4方案四。2）技术特点 此方案有三种路径，路径 1 从二期辅汽侧电动门前接管至减温器后；路径 2 从一期辅汽母管手动门前接管至压力匹配器与减温器之间；路径 3 从一、二期辅汽联络管接管至压力匹配器与减温器之间，如图 4中路径 1、2、3。其中路径 1 需隔离二期供热母管，管道铺设稍长，当冷再至辅汽减温水故障时，无法通过压力匹配器出口减温水进行减温；路径 2 需隔离一期辅汽母管，管道距离最短，可利用压力匹配器出口减温器进行减温；路径 3 较路径 2 管道长度增加不多，但无需隔离一、二期辅汽母管，只需短时将一、二期辅汽母管分开即可开展施工。通过比较，选择方案 4 的路由 3 改造范围小、工程量少、费用低、不用寻找机组大修窗口、易于实现，中国科技期刊数据库 工业 A-50-是此分期机组快速实现热电解耦的最佳方案。通过此联通管改造，可利用高效机组对外供热，降低供热成本，同时提升供热稳定性与可靠性，减少供热损失，3 热电解耦技术经济性分析 该厂二期采用超超临界高效机组，相比于一期供电标煤耗低 25g/kWh 左右，锅炉效率 95.03%，高于一期机组 1.67%，同时，低负荷二期机组供汽能力可达到120t/h，能够避免一期深调时造成的供汽损失，按每年25万吨供汽量、5500大卡原煤综合煤价900元/吨，供汽价格 184.88 元/吨计算，未改造前供汽损失取 10%，则可得到如下投资收益表：项目总投资 36.32 万元，直接收益每年约 551.54万元，间接收益每向高效机组转移一亿度发电量将减少发电成本 286.36 万元，不考虑间接收益，投资回收期不足 1 月，经济效益较为可观。并且随着供汽量的增加，电量转移的增多，经济效益将进一步提升。4 结论与建议 通过对该厂分期建设机组面临的实际问题进行分析，提出一种改造范围小、工程量少、费用低、无需较大范围隔离即可实施的热电解耦方案，将该厂四台机组和启动炉与热网连通，提升了该厂的供热能力与供热可靠性，在深度调峰与电力交易的双重作用下取得了较好的收益，对同类型分期建设机组热电解耦有较好的指导意义。建议在可能的情况下，尽可能保持高效机组多发电、多供热，以降低发电成本与供热成本，提升企业市场竞争力。参考文献 1辛保安,陈 梅,赵 鹏,等.碳中和目标下考虑供电安全约束的我国煤电退减路径研究J.中国电机工程学报,2022,42(19):6919-6931.2 朱 法 华,徐 静 馨,潘 超,等.煤 电 在 碳 中 和 目 标 实 现 中 的 机 遇 与 挑 战 J.电 力 科 技 与 环保,2022,38(02):79-86.3 马 大 卫,王 正 风,何 军 等.安 徽 煤 电 深 度 调 峰 下 机 组 煤 耗 和 污 染 物 排 放 特 征 研 究 J.华 电 技术,2019,41(12):1-7.4董光鹏.深度调峰下燃煤机组运行方式对能耗的影响分析J.中国设备工程,2020(08):230-231.5王子杰,顾煜炯,刘浩晨,等.热电联产机组热电解耦技术对比分析J.化工进展,2022,41(7):3564-3572.6居文平,吕凯,马汀山,等.供热机组热电解耦技术对比J.热力发电,2018,47(9):115-121.7马骥,徐亚东,杨凯.多汽源供热经济性分析研究J.电站系统工程,2019,35(05):9-13.8黄泳清,郭民臣.某 660 MW 纯凝机组抽汽供热改造的热经济性分析J.河南科技,2021,40(10):24-26.9黄宏星,陈庆华.660MW 纯凝机组抽汽供热改造方案的研究分析J.华东电力,2014,42(10):2215-2218.表 2 投资收益表 投资 设计费 1.2 万元 材料费 17.12 万元 施工费 18 万元 合计 36.32 万元 收益 直接收益 降低供热成本 89.34 万元 避免供热损失（取 10%）462.2 万元 合计 551.54 万元/年 间接收益 灵活的电力市场交易，发电量由高煤耗机组向低煤耗机组转移（按一二期煤耗差 25g/kWh 计），每转移一亿度电减少发电成本 286.36 万元 投资回收期（不考虑间接收益）1 月