范志強，張 潔，魏 超，張利慧，楊彥平

（1.內蒙古電力（集團）有限責任公司內蒙古電力科學研究院分公司，呼和浩特 010020；2.內蒙古電力（集團）有限責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，全國可再生能源發(fā)電裝機總量達到6.9 億kW，其中風電、太陽能發(fā)電裝機容量分別同比增長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)火電機組逐步從主體能源過渡至基礎能源，發(fā)揮“托底保供”作用。為了進一步消納風、光發(fā)電，維持電網(wǎng)穩(wěn)定運行，亟需充分挖掘燃煤供熱機組的深度調峰潛力[2]。

目前，以抽汽供熱為主的熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)可調節(jié)負荷范圍窄，調峰能力較差[3]。為打破“以熱定電”模式中電、熱雙負荷約束對供熱機組的可行域及深度調峰能力的限制，國內外學者提出眾多改造技術，主要有蓄熱供熱、高低壓旁路供熱、電鍋爐等熱電解耦技術[4-8]，以及針對汽輪機本體進行改造的低壓缸零出力、光軸等技術[9-12]。局文平[13]等對當下常用的供熱改造技術進行了整理分析。甘益明等[14]總結了儲熱型與非儲熱型熱電解耦技術發(fā)展現(xiàn)狀，分析了各技術在供熱機組深度調峰應用中的優(yōu)缺點。張龍英等[15]建立了某300 MW 機組調峰預測模型，得出了該機組供熱可行域。上述多以單臺機組或單供熱模式為研究對象，對于廠級多機組、多供熱模式，其熱-電-能效耦合關系更復雜[3]。宋浩等[16]以2×300 MW 供熱機組為研究對象，分析了多供熱機組多調峰模式協(xié)同運行對全廠供熱能力、調峰性能和經(jīng)濟性的影響，得出了最優(yōu)協(xié)同運行方式。陳曉利等[17]針對某地區(qū)2×350 MW 供熱機組，提出四種深度調峰協(xié)同運行方案，研究各方案對機組負荷的影響，得到最優(yōu)多供熱機組協(xié)同運行方式。

綜上所述，為準確評估多供熱機組在深度調峰模式下協(xié)同運行的工作性能，本文基于Ebsilon仿真軟件對某電廠2×200 MW、2×350 MW 共4 臺供熱機組進行了熱力系統(tǒng)建模。分析了切缸、高背壓、光軸多種深度調峰技術協(xié)同運行對供熱機組的影響，在電-熱雙負荷約束下，分析了多機組、多供熱模式下廠級的經(jīng)濟性能和深度調峰性能，可為電廠進行相關供熱改造提供參考。

1 數(shù)學模型

1.1 機組概況

本文研究對象為內蒙古某電廠2×200 MW、2×350 MW 四臺供熱機組。其中，2×200 MW（1、2 號）機組汽輪機為C145/N200-12.75/535/535型，2×350MW（3、4 號）機組汽輪機為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1、3 號機組進行了低壓缸切缸/低背壓運行改造，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高，其余中壓缸排汽用于采暖抽汽。對2號機組進行了光軸改造，將原低壓缸轉子更換為光軸轉子，徹底解列低壓缸運行，同時引入5.0 t/h蒸汽冷卻光軸。對4 號機組進行了高背壓改造，利用機組乏汽余熱提高供熱能力，一部分低壓汽缸排汽進入高背壓凝汽器，其余排汽進入空冷島[18-23]。

1.2 機組設計數(shù)據(jù)

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

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

表2 各機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號機組熱力系統(tǒng)主要參數(shù)Tab.4 Main parameters of thermal system of unit 3 and unit 4

1.3 數(shù)學模型

基于質量平衡和能量守恒，利用Ebsilon軟件建立了四臺供熱機組主要設備數(shù)學模型，1、2 號機組計算模型見圖1，3、4號機組計算模型見圖2。

圖1 1、2號機組熱力性能計算模型Fig.1 Thermodynamic performance calculation model of unit 1 and unit 2

圖2 3、4號機組熱力性能計算模型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數(shù)學模型精度進行了驗證，在機組VWO、熱耗率驗收工況（Turbine Heat Acceptance，THA）、部分負荷純凝、額定供熱等工況下，將各機組數(shù)學模型的仿真功率與熱平衡圖的設計值進行了比較，如圖3、圖4所示。結果表明，四臺供熱機組數(shù)學模型仿真功率與設計功率相比，最大誤差為1.5%，模型精度滿足工程需要[23-26]。

圖3 1、2號機組數(shù)學模型的仿真功率與設計功率的對比Fig.3 Comparison of simulation power and design power of mathematical models of unit 1 and unit 2

圖4 3、4號機組數(shù)學模型仿真功率與設計功率的對比Fig.4 Comparison of simulation power and design power of mathematical models of unit 3 and unit 4

1.4 性能指標

1.4.1 機組標準煤耗率

供熱機組熱力性能由熱量分配法計算，熱耗率q0計算公式為：

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—供熱機組發(fā)電功率，kW。

機組的標準煤耗率由式（2）計算：

式中：bs e—機組標準煤耗率，g/kWh；

ηb—鍋爐效率，取95%；

ηp—管道效率，取99%。

1.4.2 供熱機組經(jīng)濟效益評估

供熱機組經(jīng)濟效益評估需考慮售電收益、售熱收益、深度調峰補償收益及燃煤成本，單位時間內廠級供熱機組凈效益為：

式中：Etotal—廠級供熱機組凈收益，元/h；

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

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

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

Ep—供熱機組深度調峰補償收益。Ep由式（4）計算，根據(jù)電力市場運營規(guī)則，供熱機組負荷率達50%以下時按0.25元/kWh進行效益補償。

式中：Pen—供熱機組額定功率，kW。

2 計算結果及分析

2.1 低壓缸零出力改造性能分析

以1 號機組為研究對象，圖5 給出了低壓缸零出力模式對供熱機組調峰性能的影響，隨著機組供熱量增加，原抽凝機組和切缸改造后機組的最小出力負荷均增加。供熱量為160 MW 時，抽凝供熱模式和切缸供熱模式對應的最小電負荷差值最大，達到33 MW；供熱量相同時，切缸運行可以有效降低機組發(fā)電功率，有利于實現(xiàn)機組深度調峰。

圖5 切缸改造對供熱機組最小出力的影響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組凈收益的變化。供熱量小于180 MW時，切缸供熱模式凈收益高于原機組抽凝供熱模式，在此供熱負荷區(qū)間，供熱機組切缸運行可獲得較高的調峰收益補償，當供熱量為160 MW時，調峰收益補償為6 733.5元/h。當供熱量大于180 MW 時，原機組抽凝供熱模式運行凈收益高于切缸供熱模式，隨著供熱負荷增加，機組售電效益和售熱效益增加，調峰補償逐步減少直至無補償收益，在此區(qū)間內，原機組抽凝供熱模式凈效益更高。

圖6 切缸改造對供熱機組凈收益的影響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 號機組改造前后供熱可行域，在不同供熱負荷下，對原機組抽凝供熱模式與高背壓供熱進行了對比。由圖7可知，隨著供熱量增大，原供熱機組的最大出力負荷和高背壓改造后機組的最大出力負荷均降低。供熱量相同時，高背壓運行時的機組最大出力高于抽汽供熱時的最大出力。供熱量為400 MW時，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時最小出力負荷率達到最小負荷穩(wěn)燃率，供熱量增大時（175～250 MW），低壓缸進汽量減少，做功減少。由圖7可知，高背壓改造后增加了機組可運行范圍，調峰能力增強。

圖7 4號機組供熱可行域Fig.7 Feasible area for heating of unit 4

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

圖8 不同供熱模式效益對比Fig.8 Comparison of benefits of different heating modes

2.3 廠級供熱性能分析

該廠四臺機組分別為2個熱網(wǎng)系統(tǒng)供熱，1、2號機組為同一熱網(wǎng)供熱，3、4 號機組為另一熱網(wǎng)供熱。同一熱網(wǎng)系統(tǒng)內的機組可按照原抽凝供熱模式運行或按照改造后供熱模式運行，因此可構成4種供熱運行方式。方式1是四臺機組全部采用抽凝方式進行供熱運行；方式2 為四臺機組全部由改造后供熱模式運行（1、3 號機組切缸改造、2 號機組光軸改造、4號機組高背壓改造）；方式3為1、2號按照原機組抽汽供熱，3 號機組切缸改造，4 號機組高背壓改造；方式4 為1 號機組切缸改造、2 號機組光軸改造，3、4號按照原機組抽汽供熱。

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

圖9 供熱方式對廠級調峰性能的影響Fig.9 Effect of heating mode on plant level peak regulation performance

圖10 為不同供熱方式對廠級凈收益的影響。由圖10 可知，在供熱量較低時（800～1000 MW），得益于調峰補償政策，方式2 廠級凈收益最高。在供熱量為1000～1200 MW時，調峰補償收益減少，方式1（四臺抽凝供熱機組）售電、售熱效益增加，凈收益最高；供熱量為1400 MW 時，各機組幾乎達到最大供熱工況。從全廠范圍內看，三種供熱方式凈效益差距不大，方式4廠級凈效益比方式1多1.25萬元/h。

圖10 供熱方式對廠級凈收益的影響Fig.10 Effect of heating mode on plant level net income

2.4 機組調峰性能影響因素

供熱機組運行時，其最小出力負荷不僅與主汽量和供熱量有關，還受機組背壓、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、供熱壓力對機組最小出力的影響，四臺機組的驗證均以各自最大供熱工況為準。由圖11、12 可知，背壓與疏水溫度對機組最小出力負荷的影響不大。由圖13 可知，供熱壓力增大時，各臺機組最小出力均降低，這是因為供熱壓力增大時，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，4號高背壓機組最小出力負荷降低最多，為67.8 MW。圖14為供熱壓力對機組凈效益的影響，隨著供熱壓力增加，各機組凈效益降低，這是因為在各機組最大供熱工況下其最小出力負荷達不到調峰補償要求，隨著供熱壓力的增大，最小出力負荷降低，售電收益減少，機組的凈效益降低。其中3號切缸機組凈效益降低最多，為1.48萬元/h。

圖11 背壓對機組最小負荷的影響Fig.11 Effect of back pressure on minimum load of the unit

圖12 疏水溫度對機組最小負荷的影響Fig.12 Effect of drain temperature on minimum load of the unit

圖13 供熱壓力對機組最小出力的影響Fig.13 Effect of heating pressure on minimum output of the unit

圖14 供熱壓力對機組凈效益的影響Fig.14 Effect of heating pressure on the net benefit of the unit

3 結論

本文通過構建2×200 MW、2×350 MW四臺供熱機組數(shù)學模型，研究了多臺供熱機組在多供熱模式下廠級的經(jīng)濟性能、深度調峰性能。并提出4 種廠級供熱運行方式，對低壓缸零出力、高背壓兩種供熱改造技術及機組背壓、疏水溫度、供熱壓力對調峰性能的影響進行分析。結果表明，低壓缸零出力和高背壓供熱均有利于實現(xiàn)機組深度調峰；從廠級視角看，各供熱機組存在最佳的運行方式。研究結論對于提高供熱機組的調峰能力、優(yōu)化供熱機組的運行方式具有一定的指導意義。