柳　磊，楊建剛，王　東， 劉　成

（1.國(guó)電科學(xué)技術(shù)研究院銀川電力技術(shù)分院，寧夏銀川，750011；2.東南大學(xué)，江蘇南京，210000）

近年來(lái)，隨著我國(guó)風(fēng)力、光伏發(fā)電占比的增加，同時(shí)受經(jīng)濟(jì)放緩因素影響，全社會(huì)工業(yè)用電負(fù)荷大幅下降，部分地區(qū)（主要是東北、新疆、甘肅、寧夏等“三北地區(qū)”）出現(xiàn)了嚴(yán)重的棄風(fēng)、棄光問(wèn)題，尤其是冬季供熱期間，受火電裝機(jī)容量大、調(diào)峰能力弱等因素限制，電網(wǎng)對(duì)風(fēng)電和光伏的消納形勢(shì)變得日趨嚴(yán)峻［1-2］。

目前，火電機(jī)組是“三北”地區(qū)的主要電源點(diǎn)，裝機(jī)容量超過(guò)400 GW，通過(guò)國(guó)家政策引導(dǎo)，對(duì)“三北”地區(qū)火電機(jī)組運(yùn)行進(jìn)行靈活性改造，可釋放100 GW以上的調(diào)峰空間［3-6］。尤其是在冬季供熱期間，通過(guò)熱電解耦技術(shù)，提高火電供熱機(jī)組的深度調(diào)峰能力，解決電網(wǎng)對(duì)風(fēng)電和光伏的消納難題。該技術(shù)是現(xiàn)階段各電力科研院所及發(fā)電集團(tuán)關(guān)注的主要問(wèn)題之一。

本文以國(guó)電西北地區(qū)所轄火電供熱機(jī)組的實(shí)際運(yùn)行情況［7］為出發(fā)點(diǎn)，結(jié)合汽輪機(jī)組節(jié)能診斷及機(jī)組改造經(jīng)驗(yàn)［8-10］，提出了高、低壓旁路聯(lián)合供熱技術(shù)，低壓缸切缸運(yùn)行技術(shù)兩種熱電解耦技術(shù)方案，并通過(guò)比選給出了兩種方案的優(yōu)缺點(diǎn)及適用范圍。

1　火電機(jī)組的熱電解耦問(wèn)題的提出

國(guó)電集團(tuán)西北地區(qū)現(xiàn)有火電機(jī)組大都為330 MW亞臨界、一次中間再熱、抽汽凝汽式供熱機(jī)組，在冬季采暖期為周邊城市提供采暖供熱，且采用國(guó)內(nèi)供熱機(jī)組傳統(tǒng)的“以熱定電”模式運(yùn)行，供暖期間單機(jī)最低電負(fù)荷為175 MW，調(diào)峰能力僅為50%，嚴(yán)重影響了電網(wǎng)的深度調(diào)峰要求，且隨環(huán)境溫度降低，供熱量增大，電負(fù)荷隨之增大，當(dāng)供熱量至額定值時(shí)，機(jī)組電負(fù)荷最大至280 MW，此時(shí)機(jī)組調(diào)峰能力僅為15%，供熱量及供熱面積嚴(yán)重限制了火電機(jī)組調(diào)峰能力。熱電解耦技術(shù)的提出能有效地改變這種狀況。即在冬季供暖期間，在不影響城市采暖供熱的前提下，通過(guò)熱電解耦技術(shù)同時(shí)滿(mǎn)足電網(wǎng)調(diào)峰與城市供熱的需求，提高機(jī)組的深度調(diào)峰能力，由此可以歸納出熱電解耦的主要目的是：在滿(mǎn)足冬季采暖供熱的前提下，最大限度地提高火電機(jī)組的調(diào)峰能力。即打破“以熱定電”的傳統(tǒng)運(yùn)行模式，做到電力與供熱需求互不影響。

本文從國(guó)電集團(tuán)西北地區(qū)所轄供熱機(jī)組的實(shí)際運(yùn)行情況出發(fā)，并結(jié)合火電機(jī)組節(jié)能經(jīng)濟(jì)性診斷及改造經(jīng)驗(yàn)，給出以下兩種熱電解耦技術(shù)方案。

2　熱電解耦的技術(shù)方案

2.1　高、低壓旁路聯(lián)合供熱方案

高、低旁路聯(lián)合供熱方案是當(dāng)前熱電解耦最常見(jiàn)的方案之一，主要利用部分過(guò)熱蒸汽經(jīng)高旁減溫減壓至高壓缸排汽，經(jīng)過(guò)再熱器加熱后經(jīng)低旁減溫減壓后從低壓旁路抽出作為供熱抽汽的汽源。該方案主要通過(guò)匹配高、低旁路蒸汽的流量的方式避免高、中壓缸軸向推力不平衡等風(fēng)險(xiǎn)，能夠滿(mǎn)足機(jī)組靈活性改造的目標(biāo)要求，技術(shù)上可行，且其投資較小，但經(jīng)濟(jì)性較低。

2.1.1校核計(jì)算

以某廠330 MW亞臨界火電機(jī)組為例，對(duì)其高、低壓旁路聯(lián)合供熱方式進(jìn)行校核計(jì)算，具體計(jì)算如下：

假定機(jī)組30%電負(fù)荷（99.07 MW）保持不變，高壓旁路設(shè)計(jì)通流能力為30%BMCR，供熱蒸汽壓力0.4 MPa，溫度為236℃。依據(jù)高、低壓旁路聯(lián)合供汽方案，對(duì)原旁路的供熱抽汽能力進(jìn)行校核計(jì)算，計(jì)算參數(shù)如表1所示。

表1　30%電負(fù)荷（99.07 MW）時(shí)高、低壓旁路聯(lián)合供汽量校核

如表1所示，30%電負(fù)荷、66.17%鍋爐負(fù)荷、高壓旁路30%BMCR過(guò)流量時(shí)，高壓旁路可通過(guò)357.69 t/h過(guò)熱蒸汽，該部分蒸汽經(jīng)減溫減壓后（減溫水41.94 t/h，來(lái)自給水泵出口），進(jìn)入再熱器進(jìn)行加熱，此時(shí)再熱器新增加進(jìn)汽量399.63 t/h，該部分蒸汽經(jīng)再熱器升溫，低壓旁路減壓減溫（低壓旁路減溫水79.33 t/h）為0.4 MPa、236℃的供熱蒸汽，其最終流量為478.96 t/h，可用供熱量為332.56 MW，按照50 W/m2的供熱指標(biāo)計(jì)算，此時(shí)最大供熱面積為665.13萬(wàn)m2。

2.1.2改造方案

該方案主要改造原高壓旁路和低壓旁路以使其滿(mǎn)足供熱抽汽需求，并在高、低壓旁路閥后設(shè)置電動(dòng)截止閥。供熱抽汽取自低壓旁路閥后電動(dòng)截止閥之前的旁路管道。抽汽工況時(shí)利用高壓旁路將部分主蒸汽旁路至高壓缸排汽（高排逆止門(mén)后），供熱抽汽取自低壓旁路后。為便于采暖抽汽壓力調(diào)整，低旁后抽汽口至抽汽母管的適當(dāng)位置增加抽汽截止閥、快關(guān)逆止閥和調(diào)節(jié)閥。改造后的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。

圖1　高、低旁聯(lián)合供熱改造

2.1.3改造效果

目前，330 MW亞臨界熱電機(jī)組通常的設(shè)計(jì)供熱面積為1200萬(wàn)m2，如果冬季雙機(jī)均保持30%電負(fù)荷運(yùn)行，利用高、低壓旁路聯(lián)合供熱的熱電解耦技術(shù)，在滿(mǎn)足供熱需求的同時(shí)，單機(jī)可增加70%的調(diào)峰能力，同時(shí)，鍋爐負(fù)荷為66.17%，對(duì)鍋爐低負(fù)荷穩(wěn)燃及脫銷(xiāo)有一定的促進(jìn)作用，進(jìn)一步提高了機(jī)組的安全運(yùn)行水平。

2.2　低壓缸切缸運(yùn)行方案

由于高低旁路聯(lián)合供熱存在高品質(zhì)熱量低用，經(jīng)濟(jì)性較低的問(wèn)題，造成嚴(yán)重的能源浪費(fèi)，低壓缸切缸技術(shù)能夠最大化有效利用低品質(zhì)蒸汽供熱，相比高、低壓旁路聯(lián)合供汽方案，前者經(jīng)濟(jì)性較高。

低壓缸切缸運(yùn)行方案通過(guò)有效降低機(jī)組背壓，僅維持低壓缸最小進(jìn)汽流量，低壓缸不做功或少做功，相當(dāng)于切除低壓缸運(yùn)行，同時(shí)將中壓缸排汽最大限度用于供熱。

低壓缸最小進(jìn)汽流量與機(jī)組背壓有關(guān)。依據(jù)汽輪機(jī)設(shè)計(jì)原理，當(dāng)排汽容積流量一定時(shí)，低壓缸最小進(jìn)汽流量隨著背壓降低而減?。?0-14］，具體見(jiàn)圖2。

圖2　機(jī)組背壓與低壓缸最小進(jìn)汽流量的關(guān)系曲線

2.2.1校核計(jì)算

以某330 MW亞臨界火電機(jī)組為例，對(duì)低壓缸切缸技術(shù)方案進(jìn)行校核計(jì)算。計(jì)算過(guò)程中假定機(jī)組主蒸汽流量325.24 t/h（30%鍋爐負(fù)荷）及機(jī)組背壓3 kPa恒定不變，由圖2可知此時(shí)低壓缸最小進(jìn)汽流量為40.60 t/h，取50 t/h為本次計(jì)算低壓缸的最小進(jìn)汽流量。通過(guò)減小中低壓缸連通管上的調(diào)節(jié)閥開(kāi)度降低低壓缸的進(jìn)汽流量，從而增加中壓缸排汽至熱網(wǎng)加熱器的進(jìn)汽流量。

通過(guò)計(jì)算發(fā)現(xiàn)，隨著低壓缸進(jìn)汽流量由247.13 t/h減小至50 t/h，排擠至熱網(wǎng)加熱器的中壓缸排汽流量由0 t/h增加至197.13 t/h，如圖3(b)所示，此時(shí)由于低壓缸進(jìn)汽量減小，機(jī)組電負(fù)荷由105 MW降至78.75 MW（24%電負(fù)荷），此時(shí)單機(jī)可增加76%的調(diào)峰能力；機(jī)組供熱功率由0 MW增加至141.78 MW，按50 W/m2的供熱指標(biāo)計(jì)算，供熱面積為283.57萬(wàn)m2，見(jiàn)圖3(a)。如圖4所示，機(jī)組熱耗率由9 363.10 kJ/(kW·h)減小至5 937.50 kJ/(kW·h)，折合發(fā)電標(biāo)煤耗率降低123.51 g/(kW·h)，機(jī)組節(jié)能效果顯著。

圖3　低壓缸切缸運(yùn)行時(shí)參數(shù)變化曲線

圖4　低壓缸切缸運(yùn)行時(shí)供汽量與熱耗率關(guān)系曲線

2.2.2改造方案

低壓缸切缸運(yùn)行技術(shù)改造可分為抽真空系統(tǒng)改造及低壓缸進(jìn)汽管道改造兩部分，其中抽真空系統(tǒng)改造只需在原有抽真空母管上新增一套羅茨真空泵，用于將機(jī)組背壓降至3 kPa。低壓缸進(jìn)汽管道改造是為了更精確地對(duì)低壓缸進(jìn)汽流量進(jìn)行控制，同時(shí)保證低壓缸進(jìn)汽流量始終大于最小流量，避免由于鼓風(fēng)摩擦帶來(lái)的葉片振動(dòng)等一系列問(wèn)題。一般建議為中、低壓缸聯(lián)通閥設(shè)置旁路、且旁路設(shè)置一固定的節(jié)流孔，保證低壓缸進(jìn)汽流量始終大于50 t/h。

2.2.3改造效果

采用低壓缸切缸技術(shù)，30%鍋爐負(fù)荷、機(jī)組背壓3 kPa時(shí)，可提高單機(jī)76%額定調(diào)峰能力,但此時(shí)供熱能力不足，僅可供熱283.57萬(wàn)m2，如果機(jī)組供熱面積小于280萬(wàn)m2，單機(jī)即可滿(mǎn)足調(diào)峰及供熱需求。如果機(jī)組供熱面積介于280萬(wàn)m2至560萬(wàn)m2，雙機(jī)同時(shí)運(yùn)行可滿(mǎn)足調(diào)峰及供熱需求。當(dāng)供熱面積繼續(xù)增加至1 200萬(wàn)m2時(shí)，只能靠犧牲機(jī)組的調(diào)峰能力來(lái)增加供熱量。

3　熱電解耦方案比選

表2　熱電解耦方案比選

通過(guò)表2比較2種方案看出∶高、低壓旁路聯(lián)合供熱方案供熱能力要強(qiáng)于低壓缸“切缸”運(yùn)行方案，但前者經(jīng)濟(jì)性低；后者在長(zhǎng)期30%電負(fù)荷供熱時(shí)，雙機(jī)運(yùn)行供熱能力為567.14萬(wàn)m2，但單機(jī)運(yùn)行供熱能力略顯不足（為286.57萬(wàn)m2），需要采取其它措施補(bǔ)充抽汽。

兩方案均需要對(duì)現(xiàn)有設(shè)備進(jìn)行改造。前者改造的重點(diǎn)在于增設(shè)1套減溫減壓裝置；后者需增加1臺(tái)羅茨真空泵。兩個(gè)方案硬件改造費(fèi)用相當(dāng)，均在200萬(wàn)元/臺(tái)機(jī)。

4　熱電解耦的經(jīng)濟(jì)效益分析

火電機(jī)組的深度調(diào)峰是國(guó)家電力能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型的必經(jīng)環(huán)節(jié)，利用熱電解耦技術(shù)，使供熱機(jī)組達(dá)到深度調(diào)峰的要求。熱電解耦技術(shù)的應(yīng)用使得機(jī)組除節(jié)能經(jīng)濟(jì)性收入外，還能夠優(yōu)先享受?chē)?guó)家電力調(diào)峰政策補(bǔ)貼。

如：目前東北電網(wǎng)及甘肅電網(wǎng)已出具的調(diào)峰補(bǔ)償規(guī)定［15-16］，第一檔調(diào)峰（調(diào)峰深度為50%到40%）有償輔助服務(wù)補(bǔ)貼0～0.4元/（kW·h），；第二檔有償輔助（調(diào)峰深度達(dá)為40%到30%）服務(wù)補(bǔ)貼0.4～1元/（kW·h）。

以單臺(tái)330 MW供熱機(jī)組為例，取采暖期內(nèi)調(diào)峰時(shí)間為10%的供暖時(shí)間（平均為3 816 h），第一檔調(diào)峰深度為45%，調(diào)峰補(bǔ)貼0.2元/（kW·h），第二檔調(diào)峰深度為35%，調(diào)峰補(bǔ)貼0.7元/（kW·h），并各按50%調(diào)峰時(shí)間加權(quán)計(jì)算，該臺(tái)機(jī)組合計(jì)享受調(diào)峰補(bǔ)貼2109.3萬(wàn)元。

本文提出的兩種熱電解耦技術(shù)方案，投資均在200萬(wàn)元/臺(tái)機(jī)，假定兩種方案同時(shí)采用，忽略機(jī)組經(jīng)濟(jì)性收益，僅計(jì)算供暖期調(diào)峰補(bǔ)貼收益，每臺(tái)機(jī)組一個(gè)供熱期補(bǔ)貼收益2109.3萬(wàn)元，投資回收期為0.18年?；厥掌谳^短，投資性?xún)r(jià)比較高。

5　結(jié)論

本文針對(duì)國(guó)電集團(tuán)西北地區(qū)火電供熱機(jī)組冬季供熱期間深度調(diào)峰的需要，提出了高、低壓旁路聯(lián)合供熱技術(shù)方案和低壓缸“切缸”運(yùn)行技術(shù)方案兩種熱電解耦方式，并進(jìn)行了對(duì)比分析，最終得出：

（1）當(dāng)供熱面積小于300萬(wàn)m2且冬季僅有單機(jī)運(yùn)行,供熱面積小于600萬(wàn)m2且冬季可雙機(jī)運(yùn)行時(shí)，建議首先選擇低壓缸“切缸”運(yùn)行方案；

（2）當(dāng)供熱面積大于600萬(wàn)m2時(shí)，建議在供熱初期、后期且供熱量需求不大時(shí)選擇低壓缸切缸運(yùn)行方案，供暖中期供熱量較大時(shí)，采用高、低壓旁路聯(lián)合供熱方案；

（3）依據(jù)發(fā)改委火電機(jī)組調(diào)峰補(bǔ)貼政策，通過(guò)熱電解耦技術(shù)的應(yīng)用，提高了機(jī)組的深度調(diào)峰能力，能為熱電企業(yè)提供較豐厚的補(bǔ)貼收益。

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