鄧海濤，魏瑞東，高 陽，徐漠北

(1.國家電投朝陽燕山湖發(fā)電有限公司，遼寧 朝陽 122000;2.中電投東北能源科技有限公司，遼寧 沈陽 110179)

隨著風(fēng)電、光電等新能源裝機總量的大幅增加，其較強的波動性帶來了電力系統(tǒng)消納困難的問題。根據(jù)統(tǒng)計資料，我國棄風(fēng)總量在2019年達到215億kWh[1]，東北地區(qū)矛盾尤為嚴重，為加快推進電源側(cè)調(diào)節(jié)能力提升，各電廠紛紛實施火電機組靈活性提升工程。根據(jù)國內(nèi)外眾多學(xué)者的研究，機組靈活性改造技術(shù)主要可以分為以儲熱、電鍋爐、高低壓旁路等為代表的熱電解耦技術(shù)[2-4]；以及以切缸，光軸等為代表的對鍋爐、汽輪機本體的改造[5-7]，不同的靈活性改造方式一定程度上緩解了東北地區(qū)冬季棄風(fēng)、棄光的問題。盧浩鵬[8]提出了計及碳交易含儲熱熱電聯(lián)產(chǎn)機組和電鍋爐聯(lián)合運行的棄風(fēng)消納策略，結(jié)果表明所提策略能夠有效消納風(fēng)電容量；張抖等[9]建立了通用熱電聯(lián)產(chǎn)機組加裝吸收式熱泵前后的運行安全區(qū)模型，結(jié)果表明，改造后機組的調(diào)峰能力大幅提高；金奇等[10]建立了一個包含電鍋爐和儲熱裝置的熱電聯(lián)合系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型，發(fā)現(xiàn)電鍋爐與儲熱裝置的協(xié)調(diào)運行可使系統(tǒng)的風(fēng)消納能力和運行成本達到最優(yōu)；劉雙白等[11]采用Ebsilon軟件計算分析了低壓缸零出力方式供熱性，結(jié)果表明低壓缸零出力方式可提升供熱經(jīng)濟性。

綜上所述，目前對于靈活性改造方式的性能研究主要集中于單一改造方式或工況的模型構(gòu)建，但目前電廠往往同時采用多種靈活性改造方式，運行涉及多種供熱模式，對模型準(zhǔn)確性及變工況仿真能力提出更高要求。因此，為準(zhǔn)確評估多模式供熱機組的運行性能，本文基于Ebsilon對東北某電廠2×600 MW供熱機組進行精準(zhǔn)建模，計算機組多模式供熱方式下的煤耗特性、深度調(diào)峰能力、頂尖峰負荷能力，給出了不同供熱負荷下的最優(yōu)靈活性運行方案，并為電廠進一步的靈活性改造提供了理論指導(dǎo)。

1 仿真建模

評估不同供熱模式下調(diào)峰能力、頂尖峰負荷能力及經(jīng)濟性可通過熱力試驗的方法進行。然而試驗法需消耗巨大成本，且工況有限，無法獲得不同工況條件下的最優(yōu)深度調(diào)峰方案；并且試驗法不能為電廠后續(xù)靈活性改造提供理論指導(dǎo)。因此，通過仿真建模的方法可經(jīng)濟有效地模擬電廠不同運行工況下的運行參數(shù)，找出優(yōu)化運行方案；并且建模法具有良好的擴展性。

本文研究對象為東北某2×600 MW直接空冷機組，采用哈爾濱汽輪機廠有限責(zé)任公司設(shè)計制造的 CLNZK600-24.2/566/566 型超臨界一次中間再熱、單軸、三缸四排汽直接空冷凝汽式汽輪機，通過中低壓導(dǎo)管打孔抽汽方式改造升級為供熱機組。為提升電廠靈活性，1號機組可通過抽汽、小背壓機兩種方式供熱；2號機組可通過抽汽、高背壓、小背壓機三種方式對外供熱；此外電廠配置240 MW高壓電極鍋爐，用于供熱調(diào)峰。

建模過程中，考慮到該熱力系統(tǒng)由鍋爐、汽輪機、凝汽器、給水加熱器等設(shè)備以及連接管道組成，除了設(shè)備間的連接關(guān)系復(fù)雜，組成熱力系統(tǒng)的設(shè)備本身的結(jié)構(gòu)也較為復(fù)雜。對于靈活性改造方案研究問題，涉及到機組間負荷調(diào)度分配，需對熱力系統(tǒng)中各個設(shè)備之間的連接關(guān)系與蒸汽工質(zhì)的流程進行建模分析，對于單個設(shè)備則根據(jù)其特征將其簡化為類似“黑箱”的單個模塊。

此外，模型的構(gòu)建過程需要與實際機組運行和優(yōu)化調(diào)度的方式一致。因此，在構(gòu)建全廠模型時，以溫度和質(zhì)量流量來確定各個熱網(wǎng)的熱負荷，然后在熱負荷確定的基礎(chǔ)上，選擇運行方式，通過Ebsilon中的控制器組件，輸入電負荷的大小，來控制主蒸汽的流量；各機組的排汽流量又會控制機組供熱抽汽量。基于Ebsilon建立的電廠仿真模型圖1所示。

2 變工況仿真模型修正

在構(gòu)建機組機理模型的過程中，為提高機組變工況仿真計算的精確性，提出利用機組各工況的熱平衡圖進行輔助計算。輔助計算包括汽輪機各級段效率曲線和各級軸封漏汽量的計算。此外，還需要考慮機組的運行約束條件，使模型在合理工況下運行。將上述輔助計算完成，可將擬合的曲線或公式與運行約束條件嵌入軟件，實現(xiàn)精確的變工況仿真。

2.1 變工況級段效率計算

汽輪機在機組變負荷運行時，級效率比(變工況下的級效率與額定工況下的級效率的比值)會隨著流量比(變工況下該級的進汽流量與額定工況下的進汽流量的比值)而變化，用公式可表述為

(1)

式中ηst,i——汽輪機第i級效率；

mst,i——汽輪機第i級進汽流量/kg·s-1；

N——指設(shè)計工況。

研究對象的兩臺機組汽輪機結(jié)構(gòu)相同，在建模的過程中都可以分為9個級段，分別計算在額定設(shè)計工況和純凝變工況下模型的級效率比與流量比。以調(diào)節(jié)級為例，級效率比與流量比如表1所示。

表1 調(diào)節(jié)級級效率比與質(zhì)量流量比

除此外，汽輪機各級的壓力參數(shù)，可根據(jù)弗留格爾公式確定，保證變工況仿真的準(zhǔn)確性。將1號機組各級效率比與質(zhì)量流量比用曲線連接，即可得到。

圖1 Ebsilon模型圖(部分)

汽輪機各級段效率曲線，如圖2所示。

圖2 汽輪機級段效率曲線

2.2 軸封漏汽量

軸封漏汽量相對于抽汽與主蒸汽流量較小，因此僅考慮主蒸汽流量的影響，建立各級軸封漏汽質(zhì)量流量與主蒸汽質(zhì)量流量的函數(shù)關(guān)系，即

mshaft,i=f(m)

(2)

式中mshaft,i——第i級軸封漏汽流量/kg·s-1；

m——主蒸汽流量/kg·s-1。

以高壓門桿一段漏汽為例，漏汽流量與主蒸汽流量關(guān)系如圖3所示。

圖3 軸封漏汽流量與主蒸汽流量關(guān)系圖

可發(fā)現(xiàn)，軸封漏汽流量與主蒸汽之間的曲線大多呈線性關(guān)系，通過對各部分軸封漏汽流量的擬合并嵌入模型，實現(xiàn)變工況運行條件下，軸封漏汽流量的自適應(yīng)變化。

2.3 機組運行約束條件

變工況級段效率、軸封漏汽量的計算提升了模型變工況運行的準(zhǔn)確性，但仍需結(jié)合電廠實際情況，添加運行約束條件保證模型仿真運行范圍的合理性。研究對象的低壓缸最小排汽流量為140 t/h，通過對模型的控制器組件的編程，實現(xiàn)模型的約束嵌入。低壓缸排汽流量大于140 t/h的偽代碼如表2所示。

表2 排汽流量控制器偽代碼

機組運行約束嵌入還考慮了冬季供暖工況空冷島防凍要求，小背壓機最大進汽壓力等約束。

經(jīng)過輔助計算與運行約束條件嵌入，分別對100%THA至30%THA工況及各種供熱工況進行計算，計算結(jié)果如表3所示。

表3 多工況誤差對比

由表可知，在各變工況條件下，模型計算功率與熱力平衡圖功率誤差均在0.005%以內(nèi)，證明了模型的精準(zhǔn)性、有效性。

3 仿真模型計算結(jié)果分析

在模型修正后，對電廠不同供熱模式進行供熱能力、頂尖峰負荷能力、深度調(diào)峰能力、煤耗特性計算和分析。

3.1 多模式供熱組合的發(fā)電能力分析

不同的供熱模式對機組、全廠的運行性能有較大的影響。由于電廠是基于“以熱定電”的運行模式，因此，基于固定的典型供熱負荷(供熱溫度為100℃)，對不同組合供熱模式下的發(fā)電量等隨著主汽量的變化趨勢進行研究，以分析在高背壓、電鍋爐等不同的調(diào)峰運行模式下對機組的影響，此外模型對2號機組進行低旁靈活性改造建模，用于分析低旁改造后對機組性能的影響。不同工況下，全廠發(fā)電負荷隨主蒸汽流量變化如圖4所示。

圖4 不同工況下發(fā)電負荷隨主蒸汽量變化圖

如圖4所示，除凝汽工況，在相同主蒸汽量的條件下，“高背壓+背壓機”模式的發(fā)電負荷比其他的模式更高，相同供熱負荷下具有更好的頂尖峰負荷能力。此外，進行低旁改造后的“高背壓+背壓機+抽汽+低旁”模式下，全廠所能達到的最低電負荷比其他模式更低，說明此供熱模式的深度調(diào)峰能力更強。

3.2 多模式供熱組合的煤耗特性分析

煤耗特性是衡量電廠能效的重要指標(biāo)。相比于機組效率，煤耗量指標(biāo)更加全面和直觀。以固定的熱負荷為基礎(chǔ)，研究不同供熱模式組合在變主蒸汽流量的條件下，煤耗量的變化情況，繪制全廠供電煤耗隨主蒸汽流量變化如圖5所示。

圖5 發(fā)電煤耗特性

如圖5所示，以主蒸汽流量3 000 t/h為例，除凝汽工況，“背壓機+抽汽”工況全廠供電煤耗為326.40 g/(kW·h)；相同主蒸汽量的條件下，增加電鍋爐協(xié)同供熱，供電煤耗上升14.38 g/(kW·h)，至340.78 g/(kW·h)；增加高背壓協(xié)同供熱，供電煤下降43.1 g/(kW·h)，至283.83 g/(kW·h)，可知帶有電鍋爐供熱改造的組合模式供電煤耗較高；而高背壓模式可顯著降低發(fā)電煤耗率。

3.3 高背壓改造分析

在不同供熱負荷下，對于一二號機組進行對比研究，繪制兩機組可行域如圖6。

圖6 一二號機組可行域?qū)Ρ葓D

由圖6可知，相比二號機組，1號機組未進行雙背壓改造，最大供熱能力僅為255 MW，而2號機組經(jīng)過雙背壓改造后最大供熱能力可達到336 MW，雙背壓改造后大大提升了2號機組的運行可行域，在同等供熱量下，機組靈活性更高，調(diào)峰能力大大增強。

3.4 電鍋爐改造分析

取“高背壓+背壓機+抽汽”運行方式、“高背壓+背壓機+抽汽+電鍋爐”兩種供熱組合進行對比，計算不同供熱溫度下的頂尖峰負荷、深度調(diào)峰負荷，如圖7所示。

圖7 一二號機組可行域?qū)Ρ葓D

由圖7可知，以對外供熱溫度為100℃為例，由于電鍋爐運行消耗部分電能，機組深度調(diào)峰能力相比于不使用電鍋爐提升250 MW；然而由于電能消耗，啟用電鍋爐時機組頂尖峰負荷能力降低120 MW；機組整體靈活性提升130 MW。

綜上所述，高背壓、電鍋爐靈活性改造技術(shù)均可提升機組深度調(diào)峰能力，但高背壓改造在頂尖峰負荷能力、煤耗成本上展現(xiàn)出了更好的優(yōu)越性；電鍋爐由于直接進行高品位能源至低品位能源的轉(zhuǎn)化，導(dǎo)致供電煤耗量較高，但會顯著增加機組深度調(diào)峰能力，提升機組靈活性。同時，對2號機組進行低旁改造進行可研，研究表明低旁改造可繼續(xù)強化機組深度調(diào)峰能力。

4 結(jié)論

(1)建模時將級段效率擬合與軸封漏汽量擬合引入機理模型，通過弗留格爾公式與擬合公式實現(xiàn)了模型變工況運行的參數(shù)自適應(yīng)調(diào)整。

(2)將約束條件與機理模型結(jié)合，保證了機理模型運行范圍與研究對象實際情況的對應(yīng)，并進行多工況誤差比對，驗證了模型的準(zhǔn)確性。

(3)以某2×600 MW多種靈活性改造空冷機組為例研究了高背壓、電鍋爐、低旁3種靈活性改造方式對機組調(diào)峰能力、頂尖峰負荷能力、供熱能力、經(jīng)濟性等方面影響，發(fā)現(xiàn)高背壓改造方式在提升機組靈活性、經(jīng)濟性上的優(yōu)越性。