陳家倫，蔣歡春，卞韶帥，康英哲，吳哲，黃新

(1. 上海明華電力科技有限公司，上海 200082；2. 國家電投集團(tuán)吉林電力股份有限公司，吉林 長春 130022；3. 白城發(fā)電有限公司，吉林 白城 137000)

0 引言

直接空冷機(jī)組在中國三北地區(qū)得到廣泛應(yīng)用，直接空冷機(jī)組設(shè)計(jì)背壓高，通過高背壓改造[1-5]后，可有效利用低品位熱能，在滿足北方供熱需求前提下能夠提高能源的利用效率。但是，北方地區(qū)冬季居民采暖要求高，以熱定電的模式極大限制了電廠的調(diào)峰能力和電網(wǎng)的新能源消納能力[6]。為實(shí)現(xiàn)熱電解耦，提高火電廠調(diào)峰能力，積極參與電力現(xiàn)貨市場交易[7-8]，實(shí)現(xiàn)多發(fā)“效益電”的目標(biāo)，開展電鍋爐[9-13]等大型調(diào)峰儲(chǔ)能項(xiàng)目成為當(dāng)前火電機(jī)組靈活性改造的重要實(shí)踐。

目前已有相關(guān)學(xué)者對(duì)330 MW級(jí)機(jī)組抽汽供熱、高背壓供熱、梯級(jí)供熱下的供熱特性進(jìn)行了研究。文獻(xiàn)[14]分析了330 MW機(jī)組采暖抽汽對(duì)熱經(jīng)濟(jì)性的影響，發(fā)現(xiàn)汽輪機(jī)中低壓聯(lián)通管抽汽存在一條能耗臨界曲線，只有在采暖抽汽流量大于臨界值時(shí)，采暖抽汽能耗收益才為正值。文獻(xiàn)[15]分析了350 MW超臨界空冷供熱機(jī)組的低真空供熱特性及影響因素，發(fā)現(xiàn)供熱最佳經(jīng)濟(jì)背壓隨熱網(wǎng)循環(huán)水流量增加而上升。文獻(xiàn)[16]發(fā)現(xiàn)相同室外溫度下，供熱凝汽器與抽汽供熱熱負(fù)荷分配比例對(duì)機(jī)組能耗影響較大，凝汽器熱負(fù)荷比例不同時(shí)，能耗差最大值可達(dá)5.50 g/(kW·h)。文獻(xiàn)[17]利用變工況模型計(jì)算了300 MW高背壓供熱機(jī)組全工況的最佳運(yùn)行背壓曲線，發(fā)現(xiàn)隨著環(huán)境溫度升高，機(jī)組最佳運(yùn)行背壓呈下降趨勢。文獻(xiàn)[18]基于單耗理論，由TPIS軟件模擬計(jì)算發(fā)現(xiàn)抽汽梯級(jí)利用耦合高背壓供熱模式下提高高背壓機(jī)組負(fù)荷，同時(shí)降低抽汽機(jī)組負(fù)荷，可降低熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的供熱單耗和供電單耗?？傮w來看，目前國內(nèi)針對(duì)660 MW超臨界空冷機(jī)組耦合電鍋爐供熱特性的研究較少，而當(dāng)前火力發(fā)電機(jī)組頻繁、深度調(diào)峰運(yùn)行，電鍋爐成為電廠調(diào)峰供熱的重要手段，其運(yùn)行方式會(huì)顯著影響電廠的經(jīng)濟(jì)效益。

本文分析了某電廠660 MW梯級(jí)供熱耦合電鍋爐運(yùn)行特性，提出了一種確定梯級(jí)供熱最佳經(jīng)濟(jì)背壓的方法，通過性能試驗(yàn)對(duì)機(jī)組各負(fù)荷段的最佳經(jīng)濟(jì)背壓進(jìn)行了探究，研究了梯級(jí)供熱和電鍋爐改造后機(jī)組的供熱、調(diào)峰特性，分析了電鍋爐的運(yùn)行策略對(duì)機(jī)組經(jīng)濟(jì)性的影響，指導(dǎo)電廠優(yōu)化運(yùn)行。

1 設(shè)備概況

某電廠2×600 MW火電機(jī)組為哈爾濱汽輪機(jī)廠設(shè)計(jì)制造的 CLNZK660 -24.2 /566/566 型超臨界660 MW一次中間再熱、單軸、三缸四排汽直接空冷凝汽式汽輪機(jī)。2臺(tái)機(jī)組經(jīng)中壓缸排汽至低壓缸管道打孔抽汽升級(jí)為抽汽供熱機(jī)組， 其中2號(hào)機(jī)經(jīng)過雙背壓改造，升級(jí)為梯級(jí)供熱機(jī)組。此外建設(shè)3臺(tái)16.7 MW電極式蒸汽鍋爐，用于調(diào)峰和供熱。根據(jù)東北電力輔助服務(wù)市場[19]規(guī)則，電廠一檔調(diào)峰上網(wǎng)負(fù)荷率非供熱期為48%、供熱期為50%，而二檔調(diào)峰負(fù)荷率非供熱期和供熱期均為40%。一檔調(diào)峰和二檔調(diào)峰報(bào)價(jià)上限分別為0.4元/(kW·h)、1.0元/(kW·h)，目前電廠一般按照上限報(bào)價(jià)。

來自熱用戶的熱網(wǎng)循環(huán)水回水先經(jīng)過高背壓凝汽器一級(jí)加熱，然后經(jīng)過熱網(wǎng)循環(huán)泵加壓，進(jìn)入熱網(wǎng)加熱器和電鍋爐進(jìn)行二級(jí)加熱后再送往熱用戶。供熱示意見圖1。2臺(tái)機(jī)組抽汽供熱管道之間有中間聯(lián)絡(luò)閥，以保證單臺(tái)機(jī)組運(yùn)行下滿足供熱需求。電鍋爐的運(yùn)行可以快速響應(yīng)電網(wǎng)的調(diào)峰需求以及外界熱負(fù)荷需求。

圖1 供熱運(yùn)行系統(tǒng)示意Fig. 1 Schematic diagram of heating operation system

每臺(tái)機(jī)組空冷島包括8列冷卻單元，每個(gè)低壓缸對(duì)應(yīng)4列冷卻立管。在供熱初末期，高背壓側(cè)低壓缸空冷島采取2列封堵、2列運(yùn)行的方式，在供熱中期，可切換為3列封堵、1列運(yùn)行的方式，供熱凝汽器背壓可通過運(yùn)行冷卻單元的風(fēng)機(jī)臺(tái)數(shù)和轉(zhuǎn)速進(jìn)行調(diào)節(jié)。

2 分析方法

2.1 熱力學(xué)性能計(jì)算模型

采用熱量分配法計(jì)算機(jī)組熱經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)[20]，計(jì)算方法見式（1）～（4）。

汽輪機(jī)熱耗為

式中：Qz為汽輪機(jī)熱耗，kJ/h；D0、Dzr、Dzjs分別為主蒸汽流量、再熱蒸汽流量、再熱減溫水流量，kg/h；h0、hfw、hzjs分別為主蒸汽焓、給水焓、再熱減溫水焓，kJ/kg；hrz、hlz分別為熱再熱蒸汽焓和冷再熱蒸汽焓，kJ/kg。

汽輪機(jī)發(fā)電熱耗率為

式中：Qfd為汽輪機(jī)發(fā)電熱耗率，kJ/(kW·h)；Qgr為機(jī)組供熱熱耗，kJ/h；Ne為汽輪機(jī)發(fā)電機(jī)功率，kW。

發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率為

式中：bfd(e)為發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率，g/ (kW·h)； ηb、ηp分別為鍋爐效率和管道熱效率，取0.99。

折算標(biāo)煤耗為

式中：B為機(jī)組折算標(biāo)煤耗，t/h。

2.2 最佳經(jīng)濟(jì)背壓計(jì)算方法

在2號(hào)機(jī)組單機(jī)運(yùn)行模式下，研究梯級(jí)供熱運(yùn)行高背壓對(duì)機(jī)組經(jīng)濟(jì)性的影響。采用較低背壓時(shí)，熱網(wǎng)循環(huán)水在凝汽器吸熱較少，二級(jí)加熱所需的中排抽汽量大；采用較高背壓供熱時(shí)，二級(jí)加熱所需的中排抽汽少。中排抽汽減少對(duì)于電功率有正增益，但背壓升高對(duì)低壓缸出力又有負(fù)影響，因此必定存在最佳經(jīng)濟(jì)背壓值。

（1）機(jī)組在背壓P1工況運(yùn)行。

式中：Q11為高背壓凝汽器熱負(fù)荷，MJ/h；Gc為熱網(wǎng)循環(huán)水流量，t/h；hcs11為高背壓凝汽器出口熱網(wǎng)循環(huán)水焓，kJ/kg；hhs為熱網(wǎng)循環(huán)水回水焓，kJ/kg。

式中：Q21為熱網(wǎng)加熱器熱負(fù)荷，MJ/h；Qeb為電鍋爐熱負(fù)荷，MJ/h；hgs為熱網(wǎng)循環(huán)水供水焓，kJ/kg。

（2）機(jī)組變背壓Px工況運(yùn)行。

式中：Q1x為高背壓凝汽器熱負(fù)荷，MJ/h；hcs1x為高背壓凝汽器出口熱網(wǎng)循環(huán)水焓，kJ/kg；Q2x為熱網(wǎng)加熱器熱負(fù)荷，MJ/h。

對(duì)比分析P1工況與Px工況，此時(shí)有

式中： ?Q為P1工況相對(duì)于Px工況抽汽供熱量變化值，MJ/h；G1為P1工況下2號(hào)機(jī)組中排抽汽流量值，t/h；Gx為Px工況中排供熱所需2號(hào)機(jī)組抽汽量，t/h；hcq為2號(hào)機(jī)組至熱網(wǎng)抽汽焓值，kJ/kg；hssx為熱網(wǎng)疏水焓值，kJ/kg。

當(dāng)機(jī)組由P1工況變?yōu)镻x工況時(shí)，2號(hào)機(jī)凈功率變化為

式中： ?N為汽輪機(jī)凈功率變化，MW；hb1、hbx分別為P1、Px對(duì)應(yīng)的高背壓排汽焓，kJ/kg，由高背壓凝汽器水側(cè)和汽測熱平衡法確定；hbd2為2號(hào)機(jī)低背壓側(cè)排汽焓，kJ/kg，取排汽壓力對(duì)應(yīng)的飽和蒸汽焓做近似計(jì)算；Gb為P1工況下，高背壓側(cè)低壓缸排汽流量，t/h，可由各個(gè)工況下六級(jí)抽汽壓力與低壓缸排汽流量的曲線擬合計(jì)算得到[21]。由簡化后的弗留格爾公式[22]可知，進(jìn)入低壓缸進(jìn)汽量僅與進(jìn)汽壓力成正比，排汽壓力對(duì)進(jìn)汽量的影響可以忽略。2號(hào)機(jī)組2個(gè)低壓缸進(jìn)汽壓力基本一致，因此兩缸排汽流量不會(huì)存在顯著差異。

依據(jù)圖2計(jì)算各變高背壓相對(duì)于實(shí)時(shí)工況的凈功率，其中變背壓上限值不超過40 kPa，熱網(wǎng)加熱器下端差和高背壓凝汽器上端差可按照實(shí)時(shí)運(yùn)行工況端差來處理。

圖2 變背壓凈功計(jì)算流程Fig. 2 Variable back pressure net work calculation flow chart

比較各變背壓Px下計(jì)算得到的凈功率 ?N，當(dāng)凈功率 ?N取最大值時(shí)對(duì)應(yīng)的運(yùn)行背壓即為實(shí)時(shí)工況下的最佳經(jīng)濟(jì)背壓。

3 結(jié)果討論

3.1 供熱、調(diào)峰能力對(duì)比

改造前后，2號(hào)機(jī)組不同電負(fù)荷下最大抽汽流量及高背壓供熱流量，機(jī)組的供熱能力核算結(jié)果見表1。

表1 改造前后機(jī)組不同工況供熱特性Table 1 Comparison of heating characteristics of unit under different working conditions before and after modification

由表1可見，與改造前相比，改造后機(jī)組供熱能力明顯提升，原因在于增加了高背壓供熱和電鍋爐供熱。在低負(fù)荷下，高背壓改造對(duì)機(jī)組供熱能力的提升程度更加明顯。

對(duì)2號(hào)機(jī)組雙背壓與電鍋爐改造前后，機(jī)組在不同負(fù)荷下的供熱能力進(jìn)行了分析，結(jié)果見圖3。由圖3可見，高背壓改造后，2號(hào)機(jī)組供熱能力提高約440 GJ，電鍋爐全開狀態(tài)下機(jī)組供熱能力將再提高 170 GJ。

參考電廠歷史熱負(fù)荷數(shù)據(jù)，全廠整個(gè)供熱季尖峰熱負(fù)荷約為1200 GJ，采用2號(hào)機(jī)組梯級(jí)供熱加電鍋爐供熱的方式，發(fā)電機(jī)功率為360 MW時(shí)即可滿足供熱需求，此時(shí)全廠負(fù)荷率可降至25%。

圖3 改造前后機(jī)組供熱特性Fig. 3 Heating characteristics of unit before and after modification

改造前后機(jī)組調(diào)峰特性見圖4。由圖4可見，在相同熱負(fù)荷下，采用梯級(jí)供熱相比抽汽供熱，機(jī)組出力可降低86 MW，若電鍋爐全開，機(jī)組出力可再降50 MW，極大提高了機(jī)組的調(diào)峰能力。

圖4 改造前后機(jī)組調(diào)峰特性Fig. 4 Peak regulation characteristics of unit before and after modification

3.2 高背壓對(duì)機(jī)組性能影響分析

根據(jù)圖2所示計(jì)算流程，研究了電負(fù)荷為373 MW、熱負(fù)荷為570 GJ工況下2號(hào)機(jī)組單機(jī)運(yùn)行凈功率隨運(yùn)行高背壓變化的規(guī)律，結(jié)果如圖5所示。由圖5可見，凈功率隨運(yùn)行高背壓的增加呈現(xiàn)先增加后減小的趨勢，最佳經(jīng)濟(jì)背壓對(duì)應(yīng)的凈功率為 6.3 MW。

圖5 某工況凈功率隨高背壓變化特性Fig. 5 Characteristics of net power change with high back pressure in a certain working condition

為研究各負(fù)荷段運(yùn)行高背壓對(duì)機(jī)組經(jīng)濟(jì)性的影響，分析了2號(hào)機(jī)組在相同鍋爐蒸發(fā)量、不同運(yùn)行高背壓下機(jī)組的運(yùn)行出力、熱耗、煤耗特性，結(jié)果如表2所示。

表2 高背壓對(duì)機(jī)組經(jīng)濟(jì)性影響Table 2 Analysis of economic influence of high back pressure on unit

由表2可知，相同鍋爐蒸發(fā)量下，供熱負(fù)荷相同時(shí)，運(yùn)行背壓越高，發(fā)電機(jī)功率越大，供熱所需抽汽流量越少，發(fā)電熱耗率和發(fā)電煤耗率也越低。

供熱負(fù)荷為760 GJ時(shí)，相同鍋爐蒸發(fā)量下，運(yùn)行背壓更接近最佳經(jīng)濟(jì)背壓37 kPa時(shí)，發(fā)電熱耗率降低約115.4 kJ/(kW·h)，發(fā)電煤耗率降低約3.8 g/(kW·h)；供熱負(fù)荷為 570 GJ時(shí)，相同鍋爐蒸發(fā)量下，運(yùn)行背壓更接近最佳經(jīng)濟(jì)背壓27 kPa時(shí)，發(fā)電熱耗率降低約145.9 kJ/(kW·h)，發(fā)電煤耗率降低約 5.0 g/(kW·h)；供熱負(fù)荷為 360 GJ時(shí)，相同鍋爐蒸發(fā)量下，當(dāng)運(yùn)行背壓更接近最佳經(jīng)濟(jì)背壓17 kPa 時(shí)，發(fā)電熱耗率降低約 153.78 kJ/(kW·h)，發(fā)電煤耗率降低約 5.3 g/(kW·h)。

3.3 電鍋爐運(yùn)行策略優(yōu)化

電鍋爐能夠快速響應(yīng)電網(wǎng)的調(diào)峰需求，增強(qiáng)機(jī)組調(diào)峰能力，但利用電鍋爐供熱與梯級(jí)蒸汽供熱相比，對(duì)機(jī)組熱經(jīng)濟(jì)性不利。

為確定電鍋爐運(yùn)行最優(yōu)策略，在2號(hào)機(jī)組單機(jī)運(yùn)行模式二檔調(diào)峰工況下，對(duì)梯級(jí)供熱和梯級(jí)供熱耦合電鍋爐模式下機(jī)組運(yùn)行的熱耗、煤耗特性進(jìn)行了研究，結(jié)果如表3所示。

表3 不同電鍋爐負(fù)荷對(duì)機(jī)組經(jīng)濟(jì)性影響Table 3 Analysis of the economic influence of different electric boiler load on unit

在上網(wǎng)負(fù)荷和總熱負(fù)荷相同的情況下，機(jī)組供電收益、調(diào)峰收益和供熱總收益一定，此時(shí)影響電廠凈收益的主要因素為燃煤成本。由表3可見，開啟電鍋爐負(fù)荷越高，汽輪機(jī)總熱耗越大，折算標(biāo)準(zhǔn)煤耗越大。

上網(wǎng)負(fù)荷為232 MW，供熱負(fù)荷為440 GJ/h時(shí)，電鍋爐負(fù)荷為41 MW，汽輪機(jī)熱耗升高約383.9 GJ/h，折算標(biāo)準(zhǔn)煤耗升高約 14.5 t/h；上網(wǎng)負(fù)荷為255 MW，供熱負(fù)荷為547 GJ/h時(shí)，電鍋爐負(fù)荷為42 MW，汽輪機(jī)熱耗升高約308.7 GJ/h，折算標(biāo)準(zhǔn)煤耗升高約 11.7 t/h。

綜合來看，在二檔調(diào)峰工況且相同熱負(fù)荷下，若采用電鍋爐代替部分梯級(jí)供熱量，電鍋爐負(fù)荷每增加1 MW，全廠折算標(biāo)準(zhǔn)煤耗升高約0.32 t/h。由此可見，若機(jī)組梯級(jí)供熱模式下能夠同時(shí)滿足電網(wǎng)調(diào)峰需求和外界熱負(fù)荷需求，則不必啟動(dòng)電鍋爐，只有在兩者無法同時(shí)滿足時(shí)，才考慮啟動(dòng)電鍋爐。

4 結(jié)論

（1）在外界熱負(fù)荷一定時(shí)，各電負(fù)荷段最佳經(jīng)濟(jì)背壓不同，參考最佳經(jīng)濟(jì)背壓運(yùn)行，可有效降低機(jī)組發(fā)電熱耗率和發(fā)電煤耗率。

（2）機(jī)組梯級(jí)供熱改造后，2號(hào)機(jī)組供熱能力提高約440 GJ，電鍋爐全開狀態(tài)下供熱能力再提高170 GJ。在保證對(duì)外供熱負(fù)荷不變時(shí)，梯級(jí)供熱相比抽汽供熱，機(jī)組出力可降低86 MW，電鍋爐全開狀態(tài)下機(jī)組出力可再降低50 MW，機(jī)組調(diào)峰能力明顯提升。

（3）在二檔調(diào)峰工況且相同熱負(fù)荷下，若采用電鍋爐代替部分梯級(jí)供熱量，研究表明電鍋爐負(fù)荷每增加1 MW，全廠折算標(biāo)準(zhǔn)煤耗升高約0.32 t/h。建議電廠非必要不必啟動(dòng)電鍋爐。