660 MW梯級供熱機組耦合電鍋爐運行優(yōu)化

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

直接空冷機組在中國三北地區(qū)得到廣泛應用，直接空冷機組設計背壓高，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]，實現(xiàn)多發(fā)“效益電”的目標，開展電鍋爐[9-13]等大型調(diào)峰儲能項目成為當前火電機組靈活性改造的重要實踐。

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

本文分析了某電廠660 MW梯級供熱耦合電鍋爐運行特性，提出了一種確定梯級供熱最佳經(jīng)濟背壓的方法，通過性能試驗對機組各負荷段的最佳經(jīng)濟背壓進行了探究，研究了梯級供熱和電鍋爐改造后機組的供熱、調(diào)峰特性，分析了電鍋爐的運行策略對機組經(jīng)濟性的影響，指導電廠優(yōu)化運行。

1 設備概況

某電廠2×600 MW火電機組為哈爾濱汽輪機廠設計制造的 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。2臺機組經(jīng)中壓缸排汽至低壓缸管道打孔抽汽升級為抽汽供熱機組， 其中2號機經(jīng)過雙背壓改造，升級為梯級供熱機組。此外建設3臺16.7 MW電極式蒸汽鍋爐，用于調(diào)峰和供熱。根據(jù)東北電力輔助服務市場[19]規(guī)則，電廠一檔調(diào)峰上網(wǎng)負荷率非供熱期為48%、供熱期為50%，而二檔調(diào)峰負荷率非供熱期和供熱期均為40%。一檔調(diào)峰和二檔調(diào)峰報價上限分別為0.4元/(kW·h)、1.0元/(kW·h)，目前電廠一般按照上限報價。

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加熱，然后經(jīng)過熱網(wǎng)循環(huán)泵加壓，進入熱網(wǎng)加熱器和電鍋爐進行二級加熱后再送往熱用戶。供熱示意見圖1。2臺機組抽汽供熱管道之間有中間聯(lián)絡閥，以保證單臺機組運行下滿足供熱需求。電鍋爐的運行可以快速響應電網(wǎng)的調(diào)峰需求以及外界熱負荷需求。

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

每臺機組空冷島包括8列冷卻單元，每個低壓缸對應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列運行的方式，在供熱中期，可切換為3列封堵、1列運行的方式，供熱凝汽器背壓可通過運行冷卻單元的風機臺數(shù)和轉(zhuǎn)速進行調(diào)節(jié)。

2 分析方法

2.1 熱力學性能計算模型

采用熱量分配法計算機組熱經(jīng)濟性指標[20]，計算方法見式（1）～（4）。

汽輪機熱耗為

式中：Qz為汽輪機熱耗，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。

汽輪機發(fā)電熱耗率為

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

發(fā)電標準煤耗率為

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

折算標煤耗為

式中：B為機組折算標煤耗，t/h。

2.2 最佳經(jīng)濟背壓計算方法

在2號機組單機運行模式下，研究梯級供熱運行高背壓對機組經(jīng)濟性的影響。采用較低背壓時，熱網(wǎng)循環(huán)水在凝汽器吸熱較少，二級加熱所需的中排抽汽量大；采用較高背壓供熱時，二級加熱所需的中排抽汽少。中排抽汽減少對于電功率有正增益，但背壓升高對低壓缸出力又有負影響，因此必定存在最佳經(jīng)濟背壓值。

（1）機組在背壓P1工況運行。

式中：Q11為高背壓凝汽器熱負荷，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)加熱器熱負荷，MJ/h；Qeb為電鍋爐熱負荷，MJ/h；hgs為熱網(wǎng)循環(huán)水供水焓，kJ/kg。

（2）機組變背壓Px工況運行。

式中：Q1x為高背壓凝汽器熱負荷，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)加熱器熱負荷，MJ/h。

對比分析P1工況與Px工況，此時有

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

當機組由P1工況變?yōu)镻x工況時，2號機凈功率變化為

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

依據(jù)圖2計算各變高背壓相對于實時工況的凈功率，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時運行工況端差來處理。

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

比較各變背壓Px下計算得到的凈功率 ?N，當凈功率 ?N取最大值時對應的運行背壓即為實時工況下的最佳經(jīng)濟背壓。

3 結果討論

3.1 供熱、調(diào)峰能力對比

改造前后，2號機組不同電負荷下最大抽汽流量及高背壓供熱流量，機組的供熱能力核算結果見表1。

表1 改造前后機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。在低負荷下，高背壓改造對機組供熱能力的提升程度更加明顯。

對2號機組雙背壓與電鍋爐改造前后，機組在不同負荷下的供熱能力進行了分析，結果見圖3。由圖3可見，高背壓改造后，2號機組供熱能力提高約440 GJ，電鍋爐全開狀態(tài)下機組供熱能力將再提高 170 GJ。

參考電廠歷史熱負荷數(shù)據(jù)，全廠整個供熱季尖峰熱負荷約為1200 GJ，采用2號機組梯級供熱加電鍋爐供熱的方式，發(fā)電機功率為360 MW時即可滿足供熱需求，此時全廠負荷率可降至25%。

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

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

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

3.2 高背壓對機組性能影響分析

根據(jù)圖2所示計算流程，研究了電負荷為373 MW、熱負荷為570 GJ工況下2號機組單機運行凈功率隨運行高背壓變化的規(guī)律，結果如圖5所示。由圖5可見，凈功率隨運行高背壓的增加呈現(xiàn)先增加后減小的趨勢，最佳經(jīng)濟背壓對應的凈功率為 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

為研究各負荷段運行高背壓對機組經(jīng)濟性的影響，分析了2號機組在相同鍋爐蒸發(fā)量、不同運行高背壓下機組的運行出力、熱耗、煤耗特性，結果如表2所示。

表2 高背壓對機組經(jīng)濟性影響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，供熱負荷相同時，運行背壓越高，發(fā)電機功率越大，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。

供熱負荷為760 GJ時，相同鍋爐蒸發(fā)量下，運行背壓更接近最佳經(jīng)濟背壓37 kPa時，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)；供熱負荷為 570 GJ時，相同鍋爐蒸發(fā)量下，運行背壓更接近最佳經(jīng)濟背壓27 kPa時，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)；供熱負荷為 360 GJ時，相同鍋爐蒸發(fā)量下，當運行背壓更接近最佳經(jīng)濟背壓17 kPa 時，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 電鍋爐運行策略優(yōu)化

電鍋爐能夠快速響應電網(wǎng)的調(diào)峰需求，增強機組調(diào)峰能力，但利用電鍋爐供熱與梯級蒸汽供熱相比，對機組熱經(jīng)濟性不利。

為確定電鍋爐運行最優(yōu)策略，在2號機組單機運行模式二檔調(diào)峰工況下，對梯級供熱和梯級供熱耦合電鍋爐模式下機組運行的熱耗、煤耗特性進行了研究，結果如表3所示。

表3 不同電鍋爐負荷對機組經(jīng)濟性影響Table 3 Analysis of the economic influence of different electric boiler load on unit

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

上網(wǎng)負荷為232 MW，供熱負荷為440 GJ/h時，電鍋爐負荷為41 MW，汽輪機熱耗升高約383.9 GJ/h，折算標準煤耗升高約 14.5 t/h；上網(wǎng)負荷為255 MW，供熱負荷為547 GJ/h時，電鍋爐負荷為42 MW，汽輪機熱耗升高約308.7 GJ/h，折算標準煤耗升高約 11.7 t/h。

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

4 結論

（1）在外界熱負荷一定時，各電負荷段最佳經(jīng)濟背壓不同，參考最佳經(jīng)濟背壓運行，可有效降低機組發(fā)電熱耗率和發(fā)電煤耗率。

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

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