范志強(qiáng)，張 潔，魏 超，張利慧，楊彥平

（1.內(nèi)蒙古電力（集團(tuán)）有限責(zé)任公司內(nèi)蒙古電力科學(xué)研究院分公司，呼和浩特 010020；2.內(nèi)蒙古電力（集團(tuán)）有限責(zé)任公司呼和浩特供電分公司，呼和浩特 010020）

0 引言

截至2022 年8 月底，全國(guó)可再生能源發(fā)電裝機(jī)總量達(dá)到6.9 億kW，其中風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電裝機(jī)容量分別同比增長(zhǎng)16.6%、27.2%[1]。隨著可再生能源發(fā)電的大規(guī)模并網(wǎng)，傳統(tǒng)火電機(jī)組逐步從主體能源過(guò)渡至基礎(chǔ)能源，發(fā)揮“托底保供”作用。為了進(jìn)一步消納風(fēng)、光發(fā)電，維持電網(wǎng)穩(wěn)定運(yùn)行，亟需充分挖掘燃煤供熱機(jī)組的深度調(diào)峰潛力[2]。

目前，以抽汽供熱為主的熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)可調(diào)節(jié)負(fù)荷范圍窄，調(diào)峰能力較差[3]。為打破“以熱定電”模式中電、熱雙負(fù)荷約束對(duì)供熱機(jī)組的可行域及深度調(diào)峰能力的限制，國(guó)內(nèi)外學(xué)者提出眾多改造技術(shù)，主要有蓄熱供熱、高低壓旁路供熱、電鍋爐等熱電解耦技術(shù)[4-8]，以及針對(duì)汽輪機(jī)本體進(jìn)行改造的低壓缸零出力、光軸等技術(shù)[9-12]。局文平[13]等對(duì)當(dāng)下常用的供熱改造技術(shù)進(jìn)行了整理分析。甘益明等[14]總結(jié)了儲(chǔ)熱型與非儲(chǔ)熱型熱電解耦技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀，分析了各技術(shù)在供熱機(jī)組深度調(diào)峰應(yīng)用中的優(yōu)缺點(diǎn)。張龍英等[15]建立了某300 MW 機(jī)組調(diào)峰預(yù)測(cè)模型，得出了該機(jī)組供熱可行域。上述多以單臺(tái)機(jī)組或單供熱模式為研究對(duì)象，對(duì)于廠級(jí)多機(jī)組、多供熱模式，其熱-電-能效耦合關(guān)系更復(fù)雜[3]。宋浩等[16]以2×300 MW 供熱機(jī)組為研究對(duì)象，分析了多供熱機(jī)組多調(diào)峰模式協(xié)同運(yùn)行對(duì)全廠供熱能力、調(diào)峰性能和經(jīng)濟(jì)性的影響，得出了最優(yōu)協(xié)同運(yùn)行方式。陳曉利等[17]針對(duì)某地區(qū)2×350 MW 供熱機(jī)組，提出四種深度調(diào)峰協(xié)同運(yùn)行方案，研究各方案對(duì)機(jī)組負(fù)荷的影響，得到最優(yōu)多供熱機(jī)組協(xié)同運(yùn)行方式。

綜上所述，為準(zhǔn)確評(píng)估多供熱機(jī)組在深度調(diào)峰模式下協(xié)同運(yùn)行的工作性能，本文基于Ebsilon仿真軟件對(duì)某電廠2×200 MW、2×350 MW 共4 臺(tái)供熱機(jī)組進(jìn)行了熱力系統(tǒng)建模。分析了切缸、高背壓、光軸多種深度調(diào)峰技術(shù)協(xié)同運(yùn)行對(duì)供熱機(jī)組的影響，在電-熱雙負(fù)荷約束下，分析了多機(jī)組、多供熱模式下廠級(jí)的經(jīng)濟(jì)性能和深度調(diào)峰性能，可為電廠進(jìn)行相關(guān)供熱改造提供參考。

1 數(shù)學(xué)模型

1.1 機(jī)組概況

本文研究對(duì)象為內(nèi)蒙古某電廠2×200 MW、2×350 MW 四臺(tái)供熱機(jī)組。其中，2×200 MW（1、2 號(hào)）機(jī)組汽輪機(jī)為C145/N200-12.75/535/535型，2×350MW（3、4 號(hào)）機(jī)組汽輪機(jī)為CZK350/290-24.2/0.4/566/566型。

為增加電廠供熱能力，滿足外部熱網(wǎng)需求，對(duì)1、3 號(hào)機(jī)組進(jìn)行了低壓缸切缸/低背壓運(yùn)行改造，改造后引入40 t/h 蒸汽冷卻低壓缸，以防止低壓缸葉片溫度過(guò)高，其余中壓缸排汽用于采暖抽汽。對(duì)2號(hào)機(jī)組進(jìn)行了光軸改造，將原低壓缸轉(zhuǎn)子更換為光軸轉(zhuǎn)子，徹底解列低壓缸運(yùn)行，同時(shí)引入5.0 t/h蒸汽冷卻光軸。對(duì)4 號(hào)機(jī)組進(jìn)行了高背壓改造，利用機(jī)組乏汽余熱提高供熱能力，一部分低壓汽缸排汽進(jìn)入高背壓凝汽器，其余排汽進(jìn)入空冷島[18-23]。

1.2 機(jī)組設(shè)計(jì)數(shù)據(jù)

以機(jī)組閥門全開(kāi)工況（Valve Wholve Open，VWO）為基準(zhǔn)，表1 列出了各機(jī)組VWO 工況主要參數(shù)，表2 列出了各機(jī)組抽汽供熱工況主要參數(shù)，表3為1、2號(hào)機(jī)組熱力系統(tǒng)的主要參數(shù)，表4則是3、4號(hào)機(jī)組熱力系統(tǒng)的主要參數(shù)。

表1 VWO工況下各機(jī)組主要參數(shù)Tab.1 Main parameters of each unit in VWO condition

表2 各機(jī)組抽汽供熱工況主要參數(shù)Tab.2 Main parameters of pumping steam heating condition of each unit

表4 3、4號(hào)機(jī)組熱力系統(tǒng)主要參數(shù)Tab.4 Main parameters of thermal system of unit 3 and unit 4

1.3 數(shù)學(xué)模型

基于質(zhì)量平衡和能量守恒，利用Ebsilon軟件建立了四臺(tái)供熱機(jī)組主要設(shè)備數(shù)學(xué)模型，1、2 號(hào)機(jī)組計(jì)算模型見(jiàn)圖1，3、4號(hào)機(jī)組計(jì)算模型見(jiàn)圖2。

圖1 1、2號(hào)機(jī)組熱力性能計(jì)算模型Fig.1 Thermodynamic performance calculation model of unit 1 and unit 2

圖2 3、4號(hào)機(jī)組熱力性能計(jì)算模型Fig.2 Thermodynamic performance calculation model of unit 3 and unit 4

根據(jù)廠家提供的熱平衡圖對(duì)數(shù)學(xué)模型精度進(jìn)行了驗(yàn)證，在機(jī)組VWO、熱耗率驗(yàn)收工況（Turbine Heat Acceptance，THA）、部分負(fù)荷純凝、額定供熱等工況下，將各機(jī)組數(shù)學(xué)模型的仿真功率與熱平衡圖的設(shè)計(jì)值進(jìn)行了比較，如圖3、圖4所示。結(jié)果表明，四臺(tái)供熱機(jī)組數(shù)學(xué)模型仿真功率與設(shè)計(jì)功率相比，最大誤差為1.5%，模型精度滿足工程需要[23-26]。

圖3 1、2號(hào)機(jī)組數(shù)學(xué)模型的仿真功率與設(shè)計(jì)功率的對(duì)比Fig.3 Comparison of simulation power and design power of mathematical models of unit 1 and unit 2

圖4 3、4號(hào)機(jī)組數(shù)學(xué)模型仿真功率與設(shè)計(jì)功率的對(duì)比Fig.4 Comparison of simulation power and design power of mathematical models of unit 3 and unit 4

1.4 性能指標(biāo)

1.4.1 機(jī)組標(biāo)準(zhǔn)煤耗率

供熱機(jī)組熱力性能由熱量分配法計(jì)算，熱耗率q0計(jì)算公式為：

式中：h0—主蒸汽比焓，kJ/kg；

hfw—給水比焓，kJ/kg；

hrh1—再熱蒸汽熱端比焓，kJ/kg；

hrh2—再熱蒸汽冷端比焓，kJ/kg；

D0—主蒸汽流量，kg/h；

Drh—再熱蒸汽流量，kg/h；

Dfw—給水流量，kg/h；

Dh—采暖抽汽流量，kg/h；

hh—采暖抽汽比焓，kJ/kg；

hdh—供熱回水比焓，kJ/kg；

Pe—供熱機(jī)組發(fā)電功率，kW。

機(jī)組的標(biāo)準(zhǔn)煤耗率由式（2）計(jì)算：

式中：bs e—機(jī)組標(biāo)準(zhǔn)煤耗率，g/kWh；

ηb—鍋爐效率，取95%；

ηp—管道效率，取99%。

1.4.2 供熱機(jī)組經(jīng)濟(jì)效益評(píng)估

供熱機(jī)組經(jīng)濟(jì)效益評(píng)估需考慮售電收益、售熱收益、深度調(diào)峰補(bǔ)償收益及燃煤成本，單位時(shí)間內(nèi)廠級(jí)供熱機(jī)組凈效益為：

式中：Etotal—廠級(jí)供熱機(jī)組凈收益，元/h；

Ee—售電收益，元/h，Ee=Pe ce，其中ce為上網(wǎng)電價(jià)，取值0.3元/kWh；

Eh—售熱收益，元/h，Eh=Qhch，其中Qh為供熱負(fù)荷，GJ/h，ch為供熱售賣單價(jià)，取值25元/GJ；

Ccoal—燃煤成本，元/h，Ccoal=700Bcoal，其中Bcoal為供熱機(jī)組煤耗量，t/h；

Ep—供熱機(jī)組深度調(diào)峰補(bǔ)償收益。Ep由式（4）計(jì)算，根據(jù)電力市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則，供熱機(jī)組負(fù)荷率達(dá)50%以下時(shí)按0.25元/kWh進(jìn)行效益補(bǔ)償。

式中：Pen—供熱機(jī)組額定功率，kW。

2 計(jì)算結(jié)果及分析

2.1 低壓缸零出力改造性能分析

以1 號(hào)機(jī)組為研究對(duì)象，圖5 給出了低壓缸零出力模式對(duì)供熱機(jī)組調(diào)峰性能的影響，隨著機(jī)組供熱量增加，原抽凝機(jī)組和切缸改造后機(jī)組的最小出力負(fù)荷均增加。供熱量為160 MW 時(shí)，抽凝供熱模式和切缸供熱模式對(duì)應(yīng)的最小電負(fù)荷差值最大，達(dá)到33 MW；供熱量相同時(shí)，切缸運(yùn)行可以有效降低機(jī)組發(fā)電功率，有利于實(shí)現(xiàn)機(jī)組深度調(diào)峰。

圖5 切缸改造對(duì)供熱機(jī)組最小出力的影響Fig.5 Impact of cutting cylinder transformation on the minimum output of heating units

圖6 為低壓缸零出力改造前后供熱機(jī)組凈收益的變化。供熱量小于180 MW時(shí)，切缸供熱模式凈收益高于原機(jī)組抽凝供熱模式，在此供熱負(fù)荷區(qū)間，供熱機(jī)組切缸運(yùn)行可獲得較高的調(diào)峰收益補(bǔ)償，當(dāng)供熱量為160 MW時(shí)，調(diào)峰收益補(bǔ)償為6 733.5元/h。當(dāng)供熱量大于180 MW 時(shí)，原機(jī)組抽凝供熱模式運(yùn)行凈收益高于切缸供熱模式，隨著供熱負(fù)荷增加，機(jī)組售電效益和售熱效益增加，調(diào)峰補(bǔ)償逐步減少直至無(wú)補(bǔ)償收益，在此區(qū)間內(nèi)，原機(jī)組抽凝供熱模式凈效益更高。

圖6 切缸改造對(duì)供熱機(jī)組凈收益的影響Fig.6 Impact of cutting cylinder transformation on the net income of heating units

2.2 高背壓改造性能分析

圖7 給出了4 號(hào)機(jī)組改造前后供熱可行域，在不同供熱負(fù)荷下，對(duì)原機(jī)組抽凝供熱模式與高背壓供熱進(jìn)行了對(duì)比。由圖7可知，隨著供熱量增大，原供熱機(jī)組的最大出力負(fù)荷和高背壓改造后機(jī)組的最大出力負(fù)荷均降低。供熱量相同時(shí)，高背壓運(yùn)行時(shí)的機(jī)組最大出力高于抽汽供熱時(shí)的最大出力。供熱量為400 MW時(shí)，最大出力提升約33 MW，最小出力降低約80 MW。高背壓改造最小出力先減少后增大，這是由于在供熱量為250 MW時(shí)最小出力負(fù)荷率達(dá)到最小負(fù)荷穩(wěn)燃率，供熱量增大時(shí)（175～250 MW），低壓缸進(jìn)汽量減少，做功減少。由圖7可知，高背壓改造后增加了機(jī)組可運(yùn)行范圍，調(diào)峰能力增強(qiáng)。

圖7 4號(hào)機(jī)組供熱可行域Fig.7 Feasible area for heating of unit 4

圖8 給出了在不同供熱模式下機(jī)組凈效益情況。以供熱量相同時(shí)機(jī)組最大出力為參考，可以看出，隨著供熱量增大，高背壓運(yùn)行凈效益和抽汽供熱運(yùn)行凈效益差值越來(lái)越大，供熱量為400 MW時(shí)，兩種供熱模式效益差值達(dá)到9804 元/h。在供熱量175 ～325 MW區(qū)域內(nèi)，高背壓最小出力凈收益更高，主要是由于在此范圍內(nèi)可以獲得較高的調(diào)峰補(bǔ)償。在325～400 MW區(qū)域內(nèi)，調(diào)峰補(bǔ)償減少，原抽汽供熱機(jī)組售電、售熱效益更高。

圖8 不同供熱模式效益對(duì)比Fig.8 Comparison of benefits of different heating modes

2.3 廠級(jí)供熱性能分析

該廠四臺(tái)機(jī)組分別為2個(gè)熱網(wǎng)系統(tǒng)供熱，1、2號(hào)機(jī)組為同一熱網(wǎng)供熱，3、4 號(hào)機(jī)組為另一熱網(wǎng)供熱。同一熱網(wǎng)系統(tǒng)內(nèi)的機(jī)組可按照原抽凝供熱模式運(yùn)行或按照改造后供熱模式運(yùn)行，因此可構(gòu)成4種供熱運(yùn)行方式。方式1是四臺(tái)機(jī)組全部采用抽凝方式進(jìn)行供熱運(yùn)行；方式2 為四臺(tái)機(jī)組全部由改造后供熱模式運(yùn)行（1、3 號(hào)機(jī)組切缸改造、2 號(hào)機(jī)組光軸改造、4號(hào)機(jī)組高背壓改造）；方式3為1、2號(hào)按照原機(jī)組抽汽供熱，3 號(hào)機(jī)組切缸改造，4 號(hào)機(jī)組高背壓改造；方式4 為1 號(hào)機(jī)組切缸改造、2 號(hào)機(jī)組光軸改造，3、4號(hào)按照原機(jī)組抽汽供熱。

圖9 為不同供熱方式對(duì)廠級(jí)調(diào)峰性能的影響。在不同供熱量下，方式2 廠級(jí)發(fā)電功率始終為最小值，深度調(diào)峰能性能最好。當(dāng)供熱量為800 MW時(shí)，方式2比方式1廠級(jí)最小電負(fù)荷降低了155 MW；供熱量為1200 MW 時(shí)，方式2 比方式1 廠級(jí)最小電負(fù)荷降低了220 MW；供熱量為800 MW時(shí)，方式4比方式3 的廠級(jí)最小電負(fù)荷降低了21.7 MW；供熱負(fù)荷較高時(shí)（1000～1400 MW），方式3的廠級(jí)最小電負(fù)荷均小于方式4。

圖9 供熱方式對(duì)廠級(jí)調(diào)峰性能的影響Fig.9 Effect of heating mode on plant level peak regulation performance

圖10 為不同供熱方式對(duì)廠級(jí)凈收益的影響。由圖10 可知，在供熱量較低時(shí)（800～1000 MW），得益于調(diào)峰補(bǔ)償政策，方式2 廠級(jí)凈收益最高。在供熱量為1000～1200 MW時(shí)，調(diào)峰補(bǔ)償收益減少，方式1（四臺(tái)抽凝供熱機(jī)組）售電、售熱效益增加，凈收益最高；供熱量為1400 MW 時(shí)，各機(jī)組幾乎達(dá)到最大供熱工況。從全廠范圍內(nèi)看，三種供熱方式凈效益差距不大，方式4廠級(jí)凈效益比方式1多1.25萬(wàn)元/h。

圖10 供熱方式對(duì)廠級(jí)凈收益的影響Fig.10 Effect of heating mode on plant level net income

2.4 機(jī)組調(diào)峰性能影響因素

供熱機(jī)組運(yùn)行時(shí)，其最小出力負(fù)荷不僅與主汽量和供熱量有關(guān)，還受機(jī)組背壓、疏水溫度、供熱壓力等因素影響。圖11—13 給出了背壓、疏水溫度、供熱壓力對(duì)機(jī)組最小出力的影響，四臺(tái)機(jī)組的驗(yàn)證均以各自最大供熱工況為準(zhǔn)。由圖11、12 可知，背壓與疏水溫度對(duì)機(jī)組最小出力負(fù)荷的影響不大。由圖13 可知，供熱壓力增大時(shí)，各臺(tái)機(jī)組最小出力均降低，這是因?yàn)楣釅毫υ龃髸r(shí)，蒸汽在高、中壓缸做功減少，功率降低。供熱壓力從0.2 MPa 增加至0.6 MPa時(shí)，4號(hào)高背壓機(jī)組最小出力負(fù)荷降低最多，為67.8 MW。圖14為供熱壓力對(duì)機(jī)組凈效益的影響，隨著供熱壓力增加，各機(jī)組凈效益降低，這是因?yàn)樵诟鳈C(jī)組最大供熱工況下其最小出力負(fù)荷達(dá)不到調(diào)峰補(bǔ)償要求，隨著供熱壓力的增大，最小出力負(fù)荷降低，售電收益減少，機(jī)組的凈效益降低。其中3號(hào)切缸機(jī)組凈效益降低最多，為1.48萬(wàn)元/h。

圖11 背壓對(duì)機(jī)組最小負(fù)荷的影響Fig.11 Effect of back pressure on minimum load of the unit

圖12 疏水溫度對(duì)機(jī)組最小負(fù)荷的影響Fig.12 Effect of drain temperature on minimum load of the unit

圖13 供熱壓力對(duì)機(jī)組最小出力的影響Fig.13 Effect of heating pressure on minimum output of the unit

圖14 供熱壓力對(duì)機(jī)組凈效益的影響Fig.14 Effect of heating pressure on the net benefit of the unit

3 結(jié)論

本文通過(guò)構(gòu)建2×200 MW、2×350 MW四臺(tái)供熱機(jī)組數(shù)學(xué)模型，研究了多臺(tái)供熱機(jī)組在多供熱模式下廠級(jí)的經(jīng)濟(jì)性能、深度調(diào)峰性能。并提出4 種廠級(jí)供熱運(yùn)行方式，對(duì)低壓缸零出力、高背壓兩種供熱改造技術(shù)及機(jī)組背壓、疏水溫度、供熱壓力對(duì)調(diào)峰性能的影響進(jìn)行分析。結(jié)果表明，低壓缸零出力和高背壓供熱均有利于實(shí)現(xiàn)機(jī)組深度調(diào)峰；從廠級(jí)視角看，各供熱機(jī)組存在最佳的運(yùn)行方式。研究結(jié)論對(duì)于提高供熱機(jī)組的調(diào)峰能力、優(yōu)化供熱機(jī)組的運(yùn)行方式具有一定的指導(dǎo)意義。