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
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
时间
一号机负荷MW
九号机负荷MW
热网供热量
GJ/H
热网供回水温度
℃
深调收益
（万元）
2021.2.10
168
212
313
73.1/41.8
2021.12.16
168
122
225
59.5/37.5
25
2021.12.17
160
169
350
81.3/46.2
23
一号机旁路投入
170
120
352
九号机转态单机供热
25
一号机旁路投入
170
160
450
九号机干态双机供热
23
辅汽压力0.6mpa
180
120
356
九号机转态辅汽供热
24
辅汽压力0.65mpa
160
120
300
九号机转态辅汽供热
26
辅汽压力0.7mpa哈尔滨供暖时间
160
155
360
九号机干态辅汽供热
23.5
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.

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