孫文彬，盛 偉

（沈陽工程學(xué)院a.研究生部；b.發(fā)展規(guī)劃處，遼寧 沈陽 110136）

為加強(qiáng)電網(wǎng)系統(tǒng)對新能源的消納能力，需要提高火電機(jī)組的運(yùn)行靈活性和調(diào)峰能力，尤其在“三北”地區(qū)冬季的供暖期，這種需求更加迫切。供熱機(jī)組受“以熱定電”運(yùn)行方式的制約嚴(yán)重[1-2]，調(diào)峰能力較差，往往難以參與深度調(diào)峰，導(dǎo)致棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象越來越嚴(yán)重[3-4]。因此，對火電機(jī)組進(jìn)行靈活性改造，提高燃煤機(jī)組深度調(diào)峰能力的主要途徑是削弱其熱-電依賴特性[5]。

汽輪機(jī)旁路供熱方案是將高品質(zhì)蒸汽（如主蒸汽、再熱蒸汽等）經(jīng)減溫、減壓后用于供熱，部分高品質(zhì)蒸汽從旁路供熱，使汽輪機(jī)高中壓缸做功能力降低，從而提高機(jī)組的供熱能力和電調(diào)峰能力。雖然汽輪機(jī)旁路供熱方案改造投資較小，但受汽輪機(jī)軸向推力平衡、葉片強(qiáng)度等因素的影響，單一的汽輪機(jī)旁路方案對提升機(jī)組的調(diào)峰能力有限[6]。若大幅提高機(jī)組深度調(diào)峰能力，需采用高低旁路聯(lián)合供熱方案。同時(shí)，在火電機(jī)組參與輔助調(diào)峰過程中，運(yùn)行參數(shù)偏離設(shè)計(jì)值，導(dǎo)致供電煤耗上升，成本增加[7-9]。

本文以某亞臨界300 MW 機(jī)組為分析對象，介紹了汽輪機(jī)高低旁路聯(lián)合供熱方案的改造及運(yùn)行方案，研究了該方案的實(shí)際調(diào)峰能力。通過熱力性能試驗(yàn)對比改造前后機(jī)組煤耗變化情況，結(jié)合現(xiàn)行的調(diào)峰補(bǔ)償機(jī)制，得出了電廠的實(shí)際經(jīng)濟(jì)效益。

1 高低旁路聯(lián)合供熱改造方案

將減溫減壓器設(shè)置在機(jī)組高壓旁路上，高旁減溫水來自給水泵出口的高壓給水管道，將主蒸汽經(jīng)過減溫減壓后送至再熱冷段蒸汽管道回到鍋爐再熱器，保證再熱器流量從而確保再熱器不超溫。

在機(jī)組低壓旁路上設(shè)置兩組減溫減壓器，取凝結(jié)水作為低旁減溫水，再熱蒸汽經(jīng)一組減溫減壓器后作為熱網(wǎng)加熱蒸汽供至原有熱網(wǎng)首站內(nèi)的加熱蒸汽母管；另一組減溫減壓器將再熱蒸汽減溫減壓后作為工業(yè)蒸汽供至原工業(yè)蒸汽母管。改造方案原則性熱力系統(tǒng)如圖1所示。

圖1 高低壓旁路原則性熱力系統(tǒng)

在冬季采暖期夜間需要進(jìn)行熱電解耦深度調(diào)峰時(shí)段，如果鍋爐機(jī)組負(fù)荷下降至最低穩(wěn)燃負(fù)荷，采用該工況對應(yīng)的最大抽汽量供熱或無法投入采暖抽汽，而機(jī)組仍未達(dá)到深度調(diào)峰的要求負(fù)荷或不能獲得較為滿意的調(diào)峰運(yùn)行補(bǔ)貼時(shí)，可考慮投運(yùn)高低旁路聯(lián)合供熱系統(tǒng)對外供熱，在增加部分供熱量的同時(shí)，進(jìn)一步降低進(jìn)入汽輪機(jī)的主蒸汽流量，進(jìn)而降低機(jī)組實(shí)際發(fā)電負(fù)荷。與此同時(shí)，如需要增加工業(yè)蒸汽流量時(shí)，也應(yīng)開啟高低壓兩級減溫減壓器。

高低旁路聯(lián)合供熱開始投運(yùn)時(shí)，開啟主蒸汽管道至減溫減壓器的關(guān)斷閥門，將部分主蒸汽經(jīng)減溫減壓后送至冷再蒸汽管道。冷再蒸汽經(jīng)過再熱器加熱后由熱再蒸汽管道送出，通過減溫減壓器后送至熱網(wǎng)首站的熱網(wǎng)加熱蒸汽母管或送至工業(yè)抽汽管道，從而滿足供熱需求，并降低汽輪機(jī)的發(fā)電功率。對于本次改造，在滿足鍋爐不投等離子穩(wěn)燃負(fù)荷以及脫硝系統(tǒng)投運(yùn)的條件下，鍋爐最低連續(xù)運(yùn)行負(fù)荷為48%，蒸發(fā)量為530 t/h，對應(yīng)最大采暖抽汽量為40%汽輪機(jī)發(fā)電負(fù)荷時(shí)，蒸汽量有部分剩余。因此，為達(dá)到深度調(diào)峰的目的，需要采用高低旁路聯(lián)合供熱運(yùn)行方式將多余的蒸汽供至熱網(wǎng)系統(tǒng)。

在機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，雖然抽汽量逐漸減少，但由于鍋爐產(chǎn)汽量明顯高于汽輪機(jī)進(jìn)汽量，所以高低旁路聯(lián)合供熱可以保證機(jī)組在低負(fù)荷下的供熱能力。

此外，對于高低旁路聯(lián)合供汽方案，高旁蒸汽流量與低旁蒸汽流量的匹配方式是影響機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性和安全性的關(guān)鍵因素。在進(jìn)行所有熱經(jīng)濟(jì)性分析時(shí)，為保證高旁蒸汽流量與低旁蒸汽流量的匹配，始終保持低壓旁路蒸汽流量為高壓旁路蒸汽流量與高壓旁路減溫水流量之和。

2 機(jī)組熱力性能計(jì)算方法

2.1 機(jī)組試驗(yàn)熱耗率

式中，HRt代表試驗(yàn)熱耗率；Gms和Hms分別代表主蒸汽流量及主蒸汽焓；Gfw和Hfw分別代表給水流量及給水焓；Ghrh和Hhrh分別代表再熱蒸汽流量及再熱蒸汽焓；Gcrh和Hhrh分別代表冷再蒸汽流量及冷再蒸汽焓；Gshsp和Hshsp分別代表再熱減溫水流量及再熱減溫水焓；Grhsp和Hrhsp分別代表過熱減溫水流量及過熱減溫水焓；Qgr代表機(jī)組供熱量；Nt代表發(fā)電機(jī)輸出有功功率。

按ASME PTC6-2004《汽輪機(jī)性能試驗(yàn)規(guī)程》進(jìn)行第一類修正計(jì)算，主要修正影響給水加熱系統(tǒng)的參數(shù)包括給水加熱器端差、給水加熱器疏水冷卻段端差、抽汽管道壓損、系統(tǒng)貯水量變化、凝結(jié)水泵和給水泵的焓升、凝結(jié)水過冷度、補(bǔ)給水量和控制蒸汽溫度用的減溫水[10]。

第二類修正計(jì)算主要修正對汽輪機(jī)性能有影響的參數(shù)包括汽輪機(jī)主蒸汽壓力、汽輪機(jī)主蒸汽溫度、汽輪機(jī)熱再蒸汽溫度、再熱器壓降和汽輪機(jī)排汽壓力[10]。

2.2 煤耗計(jì)算

發(fā)電煤耗公式

式中，ηgl代表鍋爐效率；ηgd代表管道效率，取0.99。

供電煤耗公式

式中，εn代表機(jī)組廠用電率。

3 改造后經(jīng)濟(jì)性分析

某亞臨界300 MW 機(jī)組鍋爐為亞臨界、自然循環(huán)單爐膛、一次中間再熱、擺動(dòng)燃燒器調(diào)溫、平衡通風(fēng)、四角噴燃、緊身封閉，固態(tài)排渣、全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)，型號為HG-1100/17.5-HM。汽輪機(jī)為亞臨界、一次中間再熱、兩缸兩排汽、抽凝式汽輪機(jī)，型號為C256/N300-16.7/538/538[11]。在保證機(jī)組安全運(yùn)行的前提下，對機(jī)組分別進(jìn)行了中壓缸排汽至采暖抽汽單獨(dú)供熱工況和高低壓旁路聯(lián)合供熱工況的熱力性能試驗(yàn)，測試了機(jī)組高低旁路聯(lián)合供熱投運(yùn)前后，在相同給水量及供熱負(fù)荷條件下熱電解耦能力。試驗(yàn)結(jié)果如表1所示。

表1 機(jī)組各負(fù)荷工況下試驗(yàn)結(jié)果

由表1 可知，當(dāng)機(jī)組帶工業(yè)抽汽運(yùn)行時(shí)，在機(jī)組給水流量、工業(yè)抽汽流量基本不變的條件下，中壓缸排汽至采暖抽汽單獨(dú)供熱工況下機(jī)組負(fù)荷為128.960 MW，高低壓旁路聯(lián)合供熱工況下機(jī)組負(fù)荷為115.743 MW，負(fù)荷降低了13.217 MW。中壓缸排汽至采暖抽汽單獨(dú)供熱工況下的熱耗率為6 772.07 kJ/（kW·h），高低壓旁路聯(lián)合供熱工況下的機(jī)組熱耗率為7 385.10 kJ/（kW·h），熱耗率增加了613.03 kJ/（kW·h）。中壓缸排汽至采暖抽汽單獨(dú)供熱工況下機(jī)組供電的煤耗為285.79 g/（kW·h），高低壓旁路聯(lián)合供熱工況下機(jī)組供電煤耗為316.13 g/（kW·h），煤耗增加了30.34 g/（kW·h）。

4 調(diào)峰經(jīng)濟(jì)效益分析

4.1 東北區(qū)域火電機(jī)組調(diào)峰政策分析

東北電網(wǎng)是最早開展火電機(jī)組調(diào)峰補(bǔ)償?shù)牡貐^(qū)。東北能源監(jiān)管局于2012 年12 月印發(fā)了《東北區(qū)域火電廠最小運(yùn)行方式（2012）》，于2014 年8 月印發(fā)了《東北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場監(jiān)管辦法（試行）》[12]，于2016年11月18日印發(fā)了《東北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則（試行）》，規(guī)定了沒有參與調(diào)峰的并網(wǎng)發(fā)電企業(yè)（包括火電、風(fēng)電、光伏、核電、抽水蓄能電廠）負(fù)責(zé)為參加調(diào)峰的發(fā)電企業(yè)提供調(diào)峰補(bǔ)償。規(guī)定指出，東北電力調(diào)峰輔助服務(wù)分為基礎(chǔ)義務(wù)調(diào)峰輔助服務(wù)和有償調(diào)峰輔助服務(wù)，深度調(diào)峰、火電緊急啟停調(diào)峰、黑啟動(dòng)等方式為有償調(diào)峰輔助服務(wù)。深度調(diào)峰有償服務(wù)采用階梯式報(bào)價(jià)機(jī)制[13]。根據(jù)調(diào)峰率不同，各發(fā)電企業(yè)可在不同供熱時(shí)期、不同機(jī)組限價(jià)區(qū)間內(nèi)自愿浮動(dòng)報(bào)價(jià)，電網(wǎng)調(diào)峰階梯補(bǔ)償電價(jià)如表2 所示。《東北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則（試行）》規(guī)定在供熱期內(nèi)，分?jǐn)傉{(diào)峰費(fèi)用時(shí)，風(fēng)電、核電廠發(fā)電量按2 倍計(jì)算；同時(shí)，火電廠在非供熱期內(nèi)所得深調(diào)收益為供熱期的一半。深度調(diào)峰的主要階段為供熱期。為避免靈活性改造后減弱機(jī)組帶大負(fù)荷的能力，規(guī)定改造后若機(jī)組負(fù)荷達(dá)不到銘牌容量的80%，調(diào)峰收益減半。

表2 東北區(qū)域電網(wǎng)調(diào)峰階梯補(bǔ)償電價(jià)元/（kW·h）

4.2 高低旁路聯(lián)合供熱調(diào)峰受益分析

根據(jù)現(xiàn)場調(diào)峰的實(shí)際條件，電廠進(jìn)行全負(fù)荷脫硝，深度調(diào)峰狀態(tài)下不投油，在進(jìn)行經(jīng)濟(jì)分析時(shí)不考慮調(diào)峰對機(jī)組壽命的影響。假定入廠標(biāo)煤價(jià)格為700 元/t，機(jī)組調(diào)峰過程全負(fù)荷脫硝，上網(wǎng)電價(jià)為0.384 元/（kW·h）。機(jī)組在調(diào)峰狀態(tài)下各負(fù)荷供電成本及調(diào)峰收益如表3所示。

表3 機(jī)組各負(fù)荷下的發(fā)電成本及調(diào)峰收益

從表3 可以看出，機(jī)組在深調(diào)工況下的煤耗會有所增加，尤其是高低旁路聯(lián)合供熱投運(yùn)后，機(jī)組供電煤耗明顯上升，單位發(fā)電成本升高。在不考慮調(diào)峰收益的情況下，機(jī)組收益與負(fù)荷成正比，在進(jìn)入一檔調(diào)峰后，機(jī)組收益開始升高，進(jìn)入二擋調(diào)峰后，機(jī)組收益進(jìn)一步增加。

5 結(jié) 論

綜上所述，高低旁路聯(lián)合供熱方案可大幅提高機(jī)組熱電解耦能力，在滿足供熱需求下參與深度調(diào)峰。在機(jī)組給水流量及供熱負(fù)荷基本不變的條件下，高低壓兩級旁路單獨(dú)供熱較中壓缸排汽至熱網(wǎng)單獨(dú)供熱發(fā)電機(jī)功率降低13.217 MW，供電煤耗增加30.34 g/（kW·h）。雖然供電煤耗有所增加，導(dǎo)致發(fā)電成本增加，但當(dāng)機(jī)組享受調(diào)峰補(bǔ)償后，機(jī)組收益仍可大幅升高。故熱電廠采用高低旁路聯(lián)合供熱方案運(yùn)行時(shí)，低谷時(shí)段應(yīng)深度調(diào)峰，保證調(diào)峰收益，尖峰及平峰時(shí)段應(yīng)爭取帶大負(fù)荷，實(shí)現(xiàn)企業(yè)經(jīng)濟(jì)效益的最大化。