基于双维度优化改造辅汽系统助推600MW机组深调的创新实践
张延风，杨乐，韦光，岳恒，柳强
(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，冬季供暖期间，辅汽系统压力、流量在机组深调过程中无法满足热网首站、工业蒸汽等用户的需求，受其制约只能深调至180MW负荷，严重影响在运机组的深调收益。通过组织对辅汽系统技术创新增容改造及运行优化，单台机组运行期间可以深度调峰至110MW负荷，为公司获取了丰厚的调峰补偿。
关键词：辅汽系统；增容改造；运行优化；深度调峰；调峰补偿
0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，煤电的灵活性深度调峰（简称深调）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重要问题。
1 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。
辅助蒸汽（简称辅汽）系统设计压力为0.8～1.3MPa，温度为220～280℃，厂区内辅汽环形母管内径为400mm。辅汽系统的汽源主要取自600MW机组冷段再热蒸汽（简称冷再）母管，额定负荷下冷再来汽压力4.18MPa，温度309℃。每台机组的冷再供辅汽联箱系统设置一台减温减压器，设计辅汽流量为90t/h，是由调节阀前电动门、压力调节阀、减温装置、调节阀后电动门、以及管路疏水等组成，调节阀前、后管路内径均为350mm，而减温减压器喉部内径仅为200mm。减温减压器前蒸汽额定压力4.18MPa，温度309℃；减温减压器后压力为0.8～1.3MPa，温度为220～280℃。
辅汽系统不仅是600MW机组轴封供汽的首选汽源，还担负着向厂区内各热用户、清河工业园区提供工业蒸汽的任务。
热网首站三台加热器的热源如下：9号机的四段抽汽、1号机的四段抽汽、1号机低旁抽汽先进入1号机的四段抽汽管道，最后均汇入一台分汽缸，可向各台加热器供汽；另一路为辅汽环形母管接至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6000KW的背压小机，汽源来自分汽缸，乏汽可分别排至三台加热器，向各台加热器供汽。
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，燃煤机组深度调峰也已经常态化，一部分600MW机组转湿态调峰深度已达20%容量及以下，成为调峰主力。冬季供暖期，两台机组深调至180MW时，完全能满足热网首站、工业蒸汽用户需求；单台机组深调至180MW时，基本上能满足热网首站、工业蒸汽用户需求。当网情具备长时间深度调峰时，机组一键转湿态调峰至120MW以下，单台机组运行期间辅汽流量不足70t/h，虽然曾采取过限制非生产辅汽汽量、调整辅汽系统运行方式等技术措施，但遇到极寒天气时，辅汽压力、流量就无法满足热网首站、工业蒸汽用户需求，至少欠缺40t/h流量，在运机组的深调受到制约，严重影响公司的深调收益，此为北方火力发电厂普遍存在的问题，属于共性问题。为解决此问题及清河区未来工业园区建设规划，必须对辅汽系统增容技术改造及运行优化。
2 原因分析
一是600MW机组的轴封汽源原来由辅汽系统提供，冷段再热蒸汽（简称冷再）为备用汽源，新蒸汽作为轴封供汽的应急汽源，每小时要消耗10～20吨的辅汽。
二是原冷再至辅汽联箱供汽需经过管径变小的减温减压器，蒸汽在此节流可能会影响出口蒸汽的汽压及汽量。流体力学中，体积流量的计算公式：G=3600×3.14 v（d/2）2，其中G为体积流量（m3/h），v为流速(m/s)，d为管路内径(m)。由上述公式得知：同一种流体，流经内径为350mm管路的体积流量是内径为200mm管路的3.06倍。通过数据分析、反复论证、以及外厂调研，认为机组深调期间蒸汽压力降低，比容增大，辅汽流量随之降低，冷再供辅汽联箱的蒸汽经过减温减压器时，产生节流现象，特别是冷再蒸汽参数较低期间，减温减压器出口的辅汽参数会明显降低，严重影响辅汽的汽压及汽量。
3 应对策略
针对上述两种原因，结合公司600MW机组实际情况，制定出如下五条解决辅汽流量不足问题的技术路线：
技术路线一：针对原因一，优化轴封供汽系统的运行方式，运行中将轴封汽源切换为冷再供汽，辅汽作为备用汽源，新蒸汽作为应急汽源。此方案无需投资，操作简单，可实现勿扰切换，机组运行安全可靠。
技术路线二：针对原因一，优化轴封供汽系统的运行方式，机组深调期间将轴封汽源切换为新蒸汽供汽。此方案无需投资，但运行操作难度较大，切换过程中存在着供汽管路强烈振动的安全风险隐患，严重时可能会发生供汽管路漏泄，影响机组的安全稳定运行。
技术路线三：针对原因二，对600MW机组辅汽系统加装旁路装置进行增容技术改造。在冷再供辅汽联箱的电动门前接引一旁路系统，直接对接在内径为350mm的厂房内辅汽环形母管上，如图所示。根据体积流量的计算公式可知，相当于新增加了一套冷再供辅汽联箱系统，出口蒸汽参数与之相同。这样可以有效的弥补蒸汽的节流损失，从而达到增加辅汽流量的目的。此方案可以利旧，仅需投资2万元，施工简单，机组深调期间辅汽流量不足时将其投入，运行安全可靠。
技术四：针对原因二，对600MW机组辅汽系统增设减温减压器进行增容技术改造。由于机组深调荷期间冷再蒸汽的参数偏低，可在抽汽参数较高的一段抽汽上增设减温减压器进行增容技术改造。此方案可在机组深调期间将新增的减温减压器投入，运行安全可靠，但不能利旧，施工较为复杂，需投资46万元。
技术路线五：针对原因二，取消600MW机组冷再供辅汽系统减温减压器上的减压阀，从而达到增加辅汽流量的目的。此方案无需投资，施工简单，但对机组的安全稳定运行极为不利。
4 方案实施
通过组织专业技术人员对上述五条技术路线的对比分析、反复论证，决定分阶段、分步骤的对方案一、方案三进行实施。
步骤一：组织对方案一进行实施，将轴封供汽切换为冷再供汽，每台机组每小时能释放出10～20吨的辅汽汽量，轴封系统运行安全可靠，特别有利于在运机组的深度调峰，可以深调至150MW负荷。
步骤二：对方案三实施过程中，没有直接在冷再主管道上开孔接引，而是在冷再供辅汽联箱的入口电动门前利用一个变径三通（350/300）接引一旁路系统，并配套加装手动门、电动门、调门一台，其中手动门、电动门及管道的内径均为300mm，调门的内径为200mm，再利用一个变径三通（300/350）直接对接在辅汽母管管路上，并在调门的前后分别加装了疏放水阀门，详见照片。热工专业将新加装的电动门控制逻辑设定为：机组跳闸联锁关闭；机组再热器压力1.5Mpa及以上闭锁开；末再壁温任意一点温度大于615℃联锁关闭。新加装的调门能实现自动投入功能，跟踪机组辅汽联箱压力设定值进行自动调整。
供暖期间，单台或两台600MW机组深调至110MW时，投入冷再至辅汽旁路系统，在保证辅汽压力不变的前提下可增加20～30t/h的汽量，辅汽系统运行稳定，既能满足热网首站、工业蒸汽用户的需求，又能为公司获取丰厚的深调收益。
5 应用效果
两台600MW机组通过采取轴封供汽切换为冷再供汽、辅汽系统进行增容改造后，供暖期间，在辅汽参数能够满足热网首站、工业蒸汽用户需求的前提下，轴封与辅汽系统运行安全可靠，单台机组运行期间均可深度调峰至110MW负荷，每小时的深调收益共可增加5.6万元。2021年下半年深调电量增加2270.9万千瓦时，2022年上半年深调电量增加2741.0万千瓦时。二阶深调收益单价如果按照0.80元/千瓦时计算，那么2021年下半年深调新增利润为1816.72万元，2022年上半年深调新增利润为2192.80万元。
在风电、光伏等新能源大量发电的前提下，满足了电网调峰需求，确保了电网运行稳定。创新项目《辅汽系统增容装置》，成功申报了国家知识产权局的实用新型专利。
结合现阶段的深度调峰、供热供汽情况看，优化辅汽系统运行方式、两台600MW机组辅汽旁路增容项目均能正常发挥效能，有力支撑了在运机组转湿态深调的应用及时常，在保证供热、供汽稳定的前提下，深调收益实现历年最佳。从网情看，在运机组深调幅度到时常遥遥领先其他电厂，这是公司全力推进技术创新改造、优化运行方式所取得的实效。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：
张延风（1970.10－），男，高级工程师，国家电投东北公司运行技能大师，主要从事火力发电厂科技管理、汽轮机优化运行的研究与实践工作
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