兩種靈活性改造技術(shù)的熱電特性對比研究

01案例機組概況及仿真模型本文研究的是CJK350/300-24.2/0.4（0.45）/566/566型350MW型超臨界汽輪機發(fā)電機組，機組主要技術(shù)參數(shù)如表1所示。

表1

機組的主要設(shè)計參數(shù)Table1

Unit’smaindesignparameters基于機組熱力計算書及實際熱力系統(tǒng)，采用Ebsilon進(jìn)行了熱力系統(tǒng)建模。模型涉及汽輪機、發(fā)電機、鍋爐、回?zé)嵯到y(tǒng)等子設(shè)備，搭建機組純（抽）凝工況模型如圖1所示。圖1

案例機組純凝工況模型Fig.1

Condensationworkingconditionmodelofcaseunit本文采用調(diào)閥全開（VWO）工況熱平衡圖數(shù)據(jù)為基準(zhǔn)工況，通過設(shè)定部分負(fù)荷工況時的主蒸汽流量計算輸出功率，輸出功率的熱平衡圖設(shè)計值和仿真值對比結(jié)果如表2所示。表2

機組純凝模型計算結(jié)果Table2

Calculationresultofcondensationmodeloftheunit02低壓缸零出力技術(shù)仿真2.1

技術(shù)簡介低壓缸零出力供熱技術(shù)的熱力系統(tǒng)如圖2所示，它將原本進(jìn)入低壓缸做功的蒸汽引入熱網(wǎng)加熱器，低壓缸僅通入少量冷卻蒸汽用于帶走低壓轉(zhuǎn)子運行產(chǎn)生的鼓風(fēng)熱量而幾乎不對外輸出功率。圖2

低壓缸零出力系統(tǒng)示意Fig.2

Diagramoflow-pressurecylinderzerooutputsystem

2.2

仿真計算及模型驗證基于純凝工況模型，通過在中低壓連通管增設(shè)供熱消耗模塊仿真熱網(wǎng)參數(shù)，在供熱后的熱網(wǎng)疏水管道上增設(shè)增壓泵使熱網(wǎng)疏水回到軸封加熱器后繼續(xù)加熱凝結(jié)水的方式搭建低壓缸零出力模型，如圖3所示。圖3

低壓缸零出力模型Fig.3

Low-pressurecylinderzerooutputmodel選取主蒸汽流量為500t/h、650t/h及750t/h3個工況與實際性能試驗結(jié)果進(jìn)行對比。仿真過程中保持主蒸汽參數(shù)、熱網(wǎng)抽汽及背壓與試驗值一致，研究計算發(fā)電機輸出功率、熱網(wǎng)抽汽流量等重要參數(shù)，結(jié)果如表3所示。表3

機組低壓缸零出力模式仿真試驗結(jié)果Table3

Simulationresultsofzerooutputmodeoflow-pressurecylinder可以看出，仿真參數(shù)與試驗參數(shù)的最大相對偏差是主蒸汽流量為600t/h時的發(fā)電機功率，達(dá)到4.09%，其他參數(shù)的相對誤差均較小。分析認(rèn)為該偏差主要是實際設(shè)備運行曲線和仿真模型設(shè)備運行曲線之間存在微小差異所致，可以認(rèn)為仿真模型的計算結(jié)果能夠滿足工程實踐需求。03高低旁聯(lián)合供熱技術(shù)仿真3.1

技術(shù)簡介高低旁聯(lián)合供熱技術(shù)的熱力系統(tǒng)如圖4所示，其工作流程是：從主蒸汽抽汽，經(jīng)噴水減溫減壓后接入高壓缸排汽；再從再熱蒸汽管道（低壓旁路前）抽汽作為供熱抽汽的補充汽源。部分主蒸汽經(jīng)高壓旁路繞過高壓缸，以降低高壓缸做功；部分再熱蒸汽經(jīng)低壓旁路繞過中壓缸，以降低中壓缸做功，在提高機組抽汽供熱能力的情況下降低發(fā)電機組出力，達(dá)到熱電解耦的目的。圖4

高低旁聯(lián)合供熱系統(tǒng)示意Fig.4

Diagramofhighandlowpressurebypasscombinedheatingsupplysystem

3.2

仿真計算及模型驗證基于抽凝最大的原則，建立高低旁聯(lián)合供熱模型：在主蒸汽管路上增加高壓旁路管路，高壓旁路抽汽經(jīng)噴水減溫后與汽輪機高壓缸排汽匯合，然后進(jìn)入鍋爐再熱器中加熱，減溫水來自鍋爐主給水；在再熱蒸汽管路上增加低壓旁路管路，低壓旁路抽汽經(jīng)噴水減溫后與汽輪機中壓缸排汽匯合，然后進(jìn)入熱網(wǎng)加熱器中加熱熱網(wǎng)循環(huán)水，減溫水來自給水泵中間抽頭。模型中設(shè)置多個質(zhì)量、溫度控制模塊來保持高壓旁路抽汽流量與高壓旁路減溫水流量之和與低壓旁路抽汽流量相等，同時使高低壓旁路蒸汽不超標(biāo)。搭建的模型如圖5所示。圖5

高低旁聯(lián)合供熱模式模型Fig.5

Diagramofhighandlowpressurebypasscombinedheatingsupplymodel選取主蒸汽流量為500t/h、600t/h、750t/h3個工況與實際性能試驗結(jié)果進(jìn)行對比。仿真計算過程中保持主蒸汽參數(shù)、高壓旁路蒸汽參數(shù)、低壓旁路蒸汽參數(shù)、熱網(wǎng)疏水參數(shù)及背壓與試驗保持一致，研究發(fā)電機輸出功率、熱網(wǎng)抽汽流量等重要參數(shù)變化，計算結(jié)果如表4所示。可以看出，仿真參數(shù)與試驗參數(shù)的最大相對偏差是主蒸汽流量為600t/h時的發(fā)電機功率，達(dá)到6.24%。分析認(rèn)為該偏差主要是實際設(shè)備運行狀態(tài)和仿真模型設(shè)備的實際運行狀態(tài)之間存在微小差異所致，但相對誤差較小，可以認(rèn)為仿真模型的計算結(jié)果能夠滿足工程實踐需求。表4

機組高低旁聯(lián)合供熱模式仿真試驗結(jié)果Table4

Simulationresultsofthehighandlowpressurebypasscombinedheatingsupplymodel04不同供熱模式的性能對比分析4.1

工況性能分析4.1.1

最大供熱負(fù)荷僅考慮熱網(wǎng)供熱的熱負(fù)荷，不考慮其他工業(yè)用汽熱負(fù)荷，設(shè)定各模型的主蒸汽流量為1179.5t/h，其他參數(shù)在不超過邊界條件的情況下以熱負(fù)荷最大原則調(diào)整計算。圖6為3種供熱工況的計算結(jié)果，可以看出高低旁聯(lián)合供熱和低壓缸零出力供熱的最大熱負(fù)荷均比抽凝供熱高。而且，高低旁聯(lián)合供熱模式的最大供熱負(fù)荷比低壓缸零出力高出57.27MW。圖6

不同供熱模式的最大熱負(fù)荷對比Fig.6

Comparisonofthemaximumheatloadsofdifferentheatingmodes

4.1.2

最小電負(fù)荷設(shè)定主蒸汽流量為375t/h，探究各工況的最小電負(fù)荷，結(jié)果如圖7所示?？梢钥闯龈叩团怨岷偷蛪焊琢愠隽岬淖钚‰娯?fù)荷均比抽凝供熱有所降低；但是，由于仿真時高低旁供熱依舊保持135.4t/h的低壓缸進(jìn)汽流量，高低旁供熱比低壓缸零出力的最小電負(fù)荷僅低了6.852MW。若高低旁供熱聯(lián)合低壓缸零出力或者低壓缸微出力技術(shù)一起使用，將會進(jìn)一步降低機組的最小電負(fù)荷。圖7

不同供熱模式的最小電負(fù)荷對比

Fig.7

Comparisonoftheminimumelectricalloadsofdifferentheatingmodes4.2

熱電解耦特性分析4.2.1

最大供熱抽汽流量隨著主蒸汽流量增加，各種供熱運行模式的熱網(wǎng)抽汽流量都會增加，圖8列出了案例機組主蒸汽流量從375t/h升至1179.5t/h過程中不同供熱運行模式下最大供熱抽汽量的變化趨勢?？梢钥闯觯煌髡羝髁織l件下，高低旁供熱和低壓缸零出力供熱模式的熱網(wǎng)抽汽流量都大于抽凝供熱模式。在主蒸汽流量從375t/h變化到735.117t/h時，鍋爐主再熱蒸汽參數(shù)較低，高低旁供熱需要的減溫水較少，減溫水流量小于低壓缸零出力增加的抽汽流量，所以低壓缸零出力模式的供熱抽汽流量高于高低旁供熱模式，2種模式供熱抽汽量的差距隨著主蒸汽流量的增大而逐漸減??；在主蒸汽流量為735.117t/h時，2種模式熱網(wǎng)抽汽量相等；當(dāng)主蒸汽流量從735.117t/h升至1179.5t/h時，鍋爐主再熱蒸汽參數(shù)較高，高低旁供熱需要的減溫水增多，減溫水流量大于低壓缸零出力增加的抽汽流量，所以低壓缸零出力供熱模式的熱網(wǎng)抽汽流量低于高低旁供熱模式。圖8

不同主蒸汽流量下的最大供熱抽汽量Fig.8

Maximumheatingsteamatdifferentmainsteamflows表5為主蒸汽流量為735.117t/h時，2種供熱模式的最大供熱抽汽工況的熱電參數(shù)。可以看出，2種模式的主蒸汽流量和熱網(wǎng)抽汽流量相等時，低壓缸零出力模式的熱負(fù)荷比高低旁聯(lián)合供熱低5.21MW，但電負(fù)荷比高低旁聯(lián)合供熱高61.01MW。高出的電負(fù)荷是高低旁聯(lián)合供熱模式中的高品質(zhì)旁路蒸汽沒有在高中壓缸做功而減少的電負(fù)荷與低壓缸零出力模式增加的熱網(wǎng)抽汽沒有在低壓缸做功而減少的電負(fù)荷的差值。說明高低旁聯(lián)合供熱模式的能量利用率明顯低于低壓缸零出力模式，其供電煤耗將急劇上升。表5

主蒸汽、抽汽流量相同時2種模式的熱電參數(shù)Table5

Thermoelectricparametersofthetwomodelswhenthemainsteamandheatingsupplysteamareequal4.2.2

不同熱負(fù)荷工況的最小電負(fù)荷機組的熱負(fù)荷隨著電負(fù)荷的增加而增大，不同供熱模式的增大速率不同，圖9列出了機組不同供熱模式下電負(fù)荷隨熱負(fù)荷的變化趨勢。圖9

不同熱負(fù)荷下的最小電負(fù)荷Fig.9

Minimumelectricalloadunderdifferentthermalloads

從圖9可以看出，在相同熱負(fù)荷條件下，高低旁聯(lián)合供熱和低壓缸零出力模式的最小電負(fù)荷均小于抽凝供熱模式；高低旁聯(lián)合供熱模式的最小電負(fù)荷小于低壓缸零出力模式，而且隨著熱負(fù)荷不斷增大，高低旁聯(lián)合供熱和低壓缸零出力的最小電負(fù)荷差值也越來越大，最大為141.041MW。4.2.3

供熱運行的調(diào)峰能力分析機組在抽凝供熱、低壓缸零出力供熱運行模式下，通過低壓缸進(jìn)汽節(jié)流調(diào)節(jié)低壓缸進(jìn)汽量的方式參與調(diào)峰；在高低旁聯(lián)合供熱運行模式下，通過調(diào)整進(jìn)入汽輪機組主蒸汽流量和低壓缸進(jìn)汽節(jié)流調(diào)節(jié)低壓缸進(jìn)汽量2種方式參與調(diào)峰。圖10列出了機組3種供熱模式的運行區(qū)間。圖10

供熱模式的運行區(qū)間Fig.10

Operatingintervaldiagraminheatingmode

圖10中：ABCD區(qū)域是抽凝模式運行區(qū)間，BEFC是低壓缸零出力模式相對于抽凝模式擴(kuò)大的運行區(qū)間，BE′F′C是高低旁聯(lián)合供熱模式相對于抽凝模式擴(kuò)大的運行區(qū)間。假設(shè)供熱負(fù)荷為HLD，P3P2是抽凝模式的調(diào)峰區(qū)間，

P3P1

和

P3P′1

分別為低壓缸零出力和高低旁聯(lián)合供熱模式的調(diào)峰區(qū)間。從圖10可以看出，低壓缸零出力（低壓缸節(jié)流調(diào)節(jié)）和高低旁聯(lián)合供熱運行模式的調(diào)峰能力在不同熱負(fù)荷需求下互有優(yōu)劣，但總體來看高低旁聯(lián)合供熱運行時的調(diào)峰能力更加優(yōu)秀。4.3

綜合收益分析火電機組進(jìn)行熱電解耦可以在保障民生供熱的前提下降低電負(fù)荷，促進(jìn)新能源消納。近年來，國家出臺了很多激勵性調(diào)峰政策，各地也根據(jù)自身特點實行了不同的電力輔助服務(wù)市場獎勵性標(biāo)準(zhǔn)。本文基于華北電網(wǎng)電力輔助服務(wù)市場實施細(xì)則分析了高低旁聯(lián)合供熱和低壓缸零出力供熱2種模式的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性。4.3.1

收益計算模型機組綜合收益為式中：F為機組綜合收益，元/h；E為機組收益，元/h；

Qz

為機組綜合支出，元/h。機組收益E可表示為式中：Ee

為機組發(fā)電收益，元/h；

Es

為機組上網(wǎng)電量收益，元/h；

Ev

為機組調(diào)峰收益，元/h；

Eh

為機組供熱收益，元/h；

Sh

為熱力出廠單價，元/GJ，本文取28；

Ph

為熱負(fù)荷，MW。機組上網(wǎng)電量收益

Es

為式中：

Sd

為機組的上網(wǎng)電價，元/（kW·h），本文取0.32688；

Pe

為機組發(fā)電機功率，MW；Lfcy

為廠用電率，%，此數(shù)據(jù)取自實際試驗數(shù)據(jù)，高低旁聯(lián)合供熱為9，低壓缸零出力為7。機組調(diào)峰收益Ev

為式中：

rav

為電網(wǎng)中所有火電機組的平均負(fù)荷率，%，本文取60；

PE

為機組的額定容量，MW，本文取350；

WC

為電網(wǎng)的深度調(diào)峰補償標(biāo)準(zhǔn)，元/(MW·h)，本文按表6列出的補償標(biāo)準(zhǔn)計算。表6

京津唐電網(wǎng)調(diào)峰報價范圍Table6

ThequotationrangeofpeakregulationforBeijing-Tianjin-Tangshanpowergrid機組綜合支出

Qz

為式中：

Qc

為電廠用煤支出，元/h；

Qg

為固定成本資產(chǎn)折舊費、修理費、管理費、財務(wù)費、營業(yè)稅金及附加、人員及工薪等成本，元/h；

λ

為用煤支出在機組綜合支出中的比例，本文取0.7。機組用煤支出為式中：

Sc

為電廠用煤的折算標(biāo)煤單價，元/t，本文取800；

Cl

為機組單位時間的煤耗量，t/h。式中：

Qm

、

Qr

為機組的主蒸汽、再熱蒸汽流量，kg/h，計算時取自仿真值；

hm

、

hgw

、

hrh

、

hrc

分別為機組主蒸汽、給水、熱再熱蒸汽、冷再熱蒸汽的焓值，kJ/kg，計算時取自仿真值；

Qb.ad

為標(biāo)煤發(fā)熱量，7000kcal/kg；

ηb

是鍋爐效率，本文取94%。4.3.2

收益能力分析不同主蒸汽流量時2種運行模式的最大綜合收益情況如圖11所示。圖11

不同主蒸汽流量下的最大綜合收益Fig.11

Maxcomprehensivebenefitsofdifferentmainsteamflows從圖11可以看出，2種模式的最大綜合收益幾乎都隨主蒸汽流量增加而不斷減少，這是因為隨著主蒸汽流量增加，機組的電負(fù)荷也不斷增加，調(diào)峰收益不斷減少，最大綜合收益不斷減少，也說明了當(dāng)前的電力輔助服務(wù)市場激勵力度大，調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性明顯高于單純的熱力、電力市場的經(jīng)濟(jì)性。在主蒸汽流量為375~505t/h時，由于調(diào)峰服務(wù)在30%~40%與20%~30%負(fù)荷率時報價相同，具有更低負(fù)荷率的高低旁聯(lián)合供熱技術(shù)優(yōu)勢未能發(fā)揮，而低壓缸零出力的上網(wǎng)電量收益和供熱收益均比高低旁聯(lián)合供熱收益大，所以最大綜合收益比高低旁聯(lián)合供熱高；在主蒸汽流量為505t/h時，2種運行模式的最大綜合收益相等；在主蒸汽流量為505~1179.5t/h時，高低旁聯(lián)合供熱的調(diào)峰收益比低壓缸聯(lián)合供熱模式高很多，所以最大