馬可心，陳曉利，宋 浩，高繼錄

(國家電投集團(tuán)東北電力有限公司，遼寧 沈陽 110181)

截至2019年底，“三北”地區(qū)靈活性改造僅完成5775萬kW，不到規(guī)劃目標(biāo)的27%。深度調(diào)峰輔助服務(wù)補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)偏低，已完成的改造項目收益不及預(yù)期，影響了系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的進(jìn)一步釋放。為滿足電力平衡要求，需要煤電裝機(jī)發(fā)揮“托底保供”的作用[1-5]。煤電在系統(tǒng)中的定位將逐步由電量型電源向電量和電力調(diào)節(jié)型電源轉(zhuǎn)變。隨著新能源加速發(fā)展，煤電將更多地承擔(dān)系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓和備用功能。煤電為新能源發(fā)電“讓路”，更多地參與系統(tǒng)調(diào)節(jié)，多數(shù)時間運行在額定功率下，年利用小時數(shù)下降[6]。因此，為進(jìn)一步提高火電企業(yè)靈活性調(diào)峰力度，最大限度實現(xiàn)熱電解耦，提升供熱機(jī)組的調(diào)峰能力和供熱能力。本文針對東北地區(qū)某300 MW級供熱機(jī)組，根據(jù)區(qū)域供熱與供電特性，對比分析了高背壓供熱技術(shù)、低壓缸切缸供熱技術(shù)、抽汽+熱泵供熱技術(shù)、高低壓旁路供熱+抽汽供熱技術(shù)、低壓缸切缸+熱泵供熱技術(shù)、抽汽+余熱回收等多種調(diào)峰模式對機(jī)組性能、調(diào)峰能力和供熱能力的影響，提出了最佳的調(diào)峰模式協(xié)同運行技術(shù)路線。

1 機(jī)組概況

某電廠在運機(jī)組為2臺300 MW機(jī)組，裝機(jī)總?cè)萘窟_(dá)到600 MW。1、2號汽輪機(jī)是由哈爾濱汽輪機(jī)廠有限責(zé)任公司制造的亞臨界參數(shù)、一次中間再熱、高中壓合缸，單軸雙排汽、雙抽可調(diào)整、凝汽式機(jī)組, 型號為CC250/N300-16.67/537/537/0.981/0.39，具體參數(shù)見表1。1號機(jī)組于2010年11月15日完成168 h試運行，2號機(jī)組于2010年12月30日完成168 h試運行，于2018年對1號機(jī)組進(jìn)行了低壓缸零出力改造，2020年對2號機(jī)組進(jìn)行了低壓缸零出力改造。

表1 汽輪機(jī)主要技術(shù)參數(shù)

2 計算結(jié)果分析

2.1 不同工況下多種深度調(diào)峰方式對機(jī)組調(diào)峰能力的影響

圖1給出了凝汽設(shè)計工況、最大抽汽工況、高背壓工況、旁路+抽汽工況、抽汽+熱泵工況、切缸+熱泵、冬季工況、低壓缸切除工況、旁路工況、抽汽+煙氣余熱回收等14種工況下的機(jī)組發(fā)電負(fù)荷與主蒸汽流量的關(guān)系。由圖1可知，相同主蒸汽流量下，高低旁+切缸方式下機(jī)組發(fā)電負(fù)荷最低，為47.66 MW，該方式下深調(diào)負(fù)荷達(dá)15.89%。其次為切缸+200 MW熱泵調(diào)峰模式，該方式下機(jī)組發(fā)電負(fù)荷為61.45 MW，深調(diào)負(fù)荷為20.48%。調(diào)峰能力最差的方式為抽汽+熱泵模式，發(fā)電負(fù)荷為185.42 MW，深調(diào)負(fù)荷為61.81%。

圖1 不同深度調(diào)峰方式下機(jī)組發(fā)電負(fù)荷與主蒸汽流量關(guān)系曲線

2.2 不同工況下多種深度調(diào)峰對機(jī)組供熱能力的影響

圖2給出了不同深度調(diào)峰方式下機(jī)組供熱能力與主蒸汽流量的關(guān)系。由圖2可知，在主蒸汽流量相同時，切缸+200 MW熱泵協(xié)同深度調(diào)峰模式下的機(jī)組供熱能力最大，為451.20 MW。其次為高低旁+切缸模式，供熱能力為437.88 MW。高低旁深度調(diào)峰方式下機(jī)組供熱能力最低，為139.52 MW。

圖2 不同深度調(diào)峰方式下機(jī)組供熱能力與主蒸汽流量關(guān)系曲線

2.3 不同工況下多種深度調(diào)峰對機(jī)組發(fā)電煤耗的影響

圖3給出了不同深度調(diào)峰方式下機(jī)組發(fā)電煤耗與主蒸汽流量的關(guān)系。由圖3可知，在各工況下機(jī)組均能達(dá)到最大負(fù)荷的條件下，切缸+200 MW熱泵協(xié)同運行方式機(jī)組發(fā)電煤耗最低，為122.90 g/kWh。其次為切缸+100 MW熱泵協(xié)同運行方式，發(fā)電煤耗為148.91 g/kWh。高低旁深調(diào)方式下機(jī)組發(fā)電煤耗最高，為307.05 g/kWh，比切缸+200 MW熱泵深調(diào)方式下發(fā)電煤耗高60%。

圖3 不同深度調(diào)峰方式下機(jī)組發(fā)電煤耗與主蒸汽流量關(guān)系曲線

因此，綜合考慮機(jī)組性能、調(diào)峰能力和供熱能力等因素，切缸+200 MW熱泵的協(xié)同調(diào)峰模式是最優(yōu)調(diào)峰方案。該方案在大幅提高機(jī)組供熱能力和調(diào)峰能力的同時，降低了機(jī)組能耗，最大限度地實現(xiàn)熱電解耦，提高機(jī)組經(jīng)濟(jì)性。

3 結(jié)論

本文針對東北地區(qū)某300 MW級供熱機(jī)組，根據(jù)區(qū)域供熱與供電特性，對比分析了高背壓供熱技術(shù)、低壓缸切缸供熱技術(shù)、抽汽+熱泵供熱技術(shù)、高低壓旁路供熱+抽汽供熱技術(shù)、低壓缸切缸+熱泵供熱技術(shù)、抽汽+余熱回收等多種調(diào)峰模式對機(jī)組性能、調(diào)峰能力和供熱能力的影響，提出了最佳的調(diào)峰模式協(xié)同運行技術(shù)路線，研究得出如下結(jié)論。

a.綜合考慮機(jī)組性能、調(diào)峰能力和供熱能力等因素，切缸+200 MW熱泵的協(xié)同調(diào)峰模式是最優(yōu)調(diào)峰方案。該方案在大幅提高機(jī)組供熱能力和調(diào)峰能力的同時，降低了機(jī)組能耗，最大限度地實現(xiàn)熱電解耦，提高機(jī)組經(jīng)濟(jì)性。

b.在機(jī)組主蒸汽流量相同的條件下，高低旁+切缸方式下機(jī)組發(fā)電負(fù)荷最低，為47.66 MW，調(diào)峰能力最高，深調(diào)負(fù)荷可達(dá)15.89%。其次為切缸+200 MW熱泵協(xié)同調(diào)峰模式，該方式下機(jī)組發(fā)電負(fù)荷為61.45 MW，深調(diào)負(fù)荷為20.48%。

c.在機(jī)組主蒸汽流量相同的條件下，切缸+200 MW熱泵協(xié)同調(diào)峰模式下的機(jī)組供熱能力最大，發(fā)電煤耗最低，而高低旁深度調(diào)峰方式下機(jī)組供熱能力和發(fā)電煤耗均最差。