350MW供熱機(jī)組低壓缸零出力經(jīng)濟(jì)運(yùn)行研究

,

(遼寧東發(fā)電有限公司，遼寧 撫順 113007)

隨著風(fēng)電、光伏、核電的快速發(fā)展以及國家對(duì)可再生能源消納力度加大，由于電力產(chǎn)能過剩導(dǎo)致電網(wǎng)調(diào)峰問題十分突出。遼寧地區(qū)由于熱電機(jī)組占火電機(jī)組近70%，再加上傳統(tǒng)的“以熱定電”模式導(dǎo)致采暖期調(diào)峰尤為困難，棄風(fēng)、棄核問題更加嚴(yán)重。德國、丹麥等國家通過蒸汽旁路、儲(chǔ)熱、電鍋爐等技術(shù)使部分供熱機(jī)組的電出力調(diào)節(jié)能力達(dá)到60%～80%額定負(fù)荷[1-4]。國內(nèi)方面，2016 年以來國家能源局陸續(xù)出臺(tái)了一系列關(guān)于火電靈活性改造方面的政策，確定了22個(gè)火電靈活性改造示范試點(diǎn)項(xiàng)目，旨在深度挖掘煤電機(jī)組調(diào)峰潛力，提升煤電機(jī)組運(yùn)行靈活性[5]，同時(shí)在如何實(shí)現(xiàn)熱電解耦、低負(fù)荷穩(wěn)燃等方面提出多種改造路線，預(yù)期將使熱電機(jī)組最小技術(shù)出力達(dá)到 40%～50%額定容量，純凝機(jī)組最小技術(shù)出力達(dá)到30%～35%額定容量。

某發(fā)電公司1號(hào)機(jī)組為哈爾濱汽輪機(jī)廠生產(chǎn)的N350-16.7/538/538型亞臨界、一次中間再熱、單軸、雙缸、雙排汽凝汽式汽輪機(jī)。中低壓連通管打孔抽汽，接引一路供熱抽汽，額定抽汽壓力為0.85 MPa，設(shè)計(jì)最大抽汽流量為375 t/h[6]，采暖期接帶670萬m2供熱面積。變工況下，通過調(diào)整中低壓缸連通管蝶閥的開度，控制熱網(wǎng)供汽流量及低壓缸進(jìn)汽流量。由于機(jī)組供熱面積大，采暖中期機(jī)組負(fù)荷率必須保證在60%負(fù)荷率以上才能保證采暖參數(shù)，機(jī)組靈活性差，低谷期間沒有調(diào)峰能力。為緩解熱電之間的矛盾，進(jìn)一步提升該機(jī)組靈活性，綜合當(dāng)前靈活性改造技術(shù)特點(diǎn)，該公司選擇了適合生產(chǎn)實(shí)際的汽輪機(jī)低壓缸切除技術(shù)，最大限度實(shí)現(xiàn)熱電解耦運(yùn)行。

本文通過對(duì)機(jī)組改造后運(yùn)行方式的探索和研究，提出了350 MW供熱機(jī)組低壓缸零出力工況下的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行優(yōu)化策略。

1 低壓缸零出力改造

低壓缸高真空運(yùn)行條件下，采用可完全密封的液壓蝶閥切除低壓缸原進(jìn)汽管道進(jìn)低壓缸高真空運(yùn)行條件下，采用可完全密封的液壓蝶閥切除低壓缸原進(jìn)汽管道進(jìn)汽，通過新增旁路管道通入少量的冷卻蒸汽，帶走低壓缸零出力后低壓轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)動(dòng)產(chǎn)生的鼓風(fēng)熱量，保持低壓缸處于預(yù)熱狀態(tài)，解除了低壓缸最小蒸汽流量的制約，在供熱量不變的情況下，可顯著降低機(jī)組發(fā)電功率，實(shí)現(xiàn)深度調(diào)峰。改造總體工作范圍包括：

(1)配套自動(dòng)控制系統(tǒng)改造;

(2)供熱蝶閥改造;

(3)增設(shè)低壓缸冷卻蒸汽系統(tǒng);

(4)配套汽輪機(jī)本體運(yùn)行監(jiān)視測點(diǎn)改造;

(5)低壓葉片運(yùn)行安全性校核。

2 供熱、調(diào)峰能力及經(jīng)濟(jì)性對(duì)比

2.1 供熱能力對(duì)比

低壓缸切除供熱改造前、后，不同鍋爐負(fù)荷下汽輪機(jī)供熱抽汽能力的核算結(jié)果見表1、表2所示[7]。

表1改造前機(jī)組不同工況熱力特性匯總

項(xiàng)目機(jī)組最小出力40%MS50%MS75%MS100%MS發(fā)電功率/MW79.19107.2134.1185.5228.5主蒸汽流量/t·h-1250.98421.2526.5789.81 053采暖抽汽量/t·h-1/86.00157317462

表2改造后機(jī)組不同工況熱力特性匯總

項(xiàng)目機(jī)組最小出力40%MS50%MS75%MS100%MS發(fā)電功率/MW47.1275.10101.8152.1194.97主蒸汽流量/t·h-1250.98421.2526.5789.81 053采暖抽汽量/t·h-1177271342502648

注：表內(nèi)MS(Main Steam)指鍋爐額定主汽流量。

可以看出：在相同的主蒸汽流量情況下，改造后機(jī)組采暖抽汽流量比改造前高約185 t/h, 供熱負(fù)荷增加142 MW；機(jī)組的發(fā)電能力比改造前減少了約32 MW。改造后機(jī)組供熱特性如圖1所示。在相同發(fā)電負(fù)荷的條件下，機(jī)組供熱能力增加約300 t/h。

2.2 調(diào)峰能力對(duì)比

低壓缸切除改造前后相同供熱負(fù)荷條件下機(jī)組調(diào)峰能力核算如表3所示。當(dāng)供熱負(fù)荷為240 MW、288 MW和336 MW三種工況條件下，對(duì)比核算了鍋爐最小出力Qmin、鍋爐額定出力Qnom以及切缸Qqg改造后對(duì)機(jī)組調(diào)峰能力的影響。

表3改造前、后機(jī)組調(diào)峰特性

項(xiàng)目供熱負(fù)荷240 MW供熱負(fù)荷288 MW供熱負(fù)荷336 MWQminQnomQqgQminQnomQqgQminQnomQqg發(fā)電功率/MW183.1263.692.5200.3248.7111217.7234.5128主蒸汽量/t·h-1776.81 053478885.71 0535799991 053680采暖抽汽流量/t·h-1309.5310.5310371.5372.5375433434.5437供熱量/MW240240240288288288336336336

可以看出：相比于改造前鍋爐最小出力Qmin工況，保證對(duì)外供熱負(fù)荷不變的條件下切缸改造后可使發(fā)電功率下降約90 MW，大大提高了機(jī)組的調(diào)峰能力。改造前、后機(jī)組調(diào)峰能力如圖2所示。

2.3 經(jīng)濟(jì)性對(duì)比

選取供熱負(fù)荷分別為240 MW、288 MW和336 MW三種工況，對(duì)切缸前最小出力與切缸后核算結(jié)果見表4。

可以看出：(1)240 MW工況，較改造前Qmin工況熱耗率下降約1871.0 kJ/(kW·h)，折合發(fā)電煤耗分別下降約69.7 g/(kW·h)。(2)288 MW工況，較改造前Qmin和Qnom工況熱耗率分別下降約1 792.0 kJ/(kW·h)和2 088.2 kJ/(kW·h)，折合發(fā)電煤耗分別下降約66.8 g/(kW·h)和77.8 g/(kW·h)。(3)336 MW工況，較改造前Qmin和Qnom工況熱耗率分別下降約1 692.8 kJ/(kW·h)和1 786.8 kJ/(kW·h)，折合發(fā)電煤耗分別下降約63.1 g/(kW·h)和66.6 g/(kW·h)。

表4改造前、后機(jī)組經(jīng)濟(jì)特性

項(xiàng)目供熱負(fù)荷240 MW供熱負(fù)荷288 MW供熱負(fù)荷336 MWQminQqgQminQqgQminQqg發(fā)電功率/MW183.0792.47200.32110.81217.76128.54主蒸汽流量/t·h-1776.8478.5885.7579.0999.0680.0鍋爐出力系數(shù)/[%]73.845.484.155.094.964.6主蒸汽壓力/MPa13.461014.7410.0416.0311.75主蒸汽溫度/℃538.0532.61538.0532.6538.0538.0再熱熱段蒸汽流量/t·h-1649.86408.28737.75492.95827.87576.7再熱熱段蒸汽壓力/MPa2.461.532.801.853.142.16再熱熱段蒸汽溫度/℃538.0511.6538511.6538.0538.0低壓缸排汽流量/t·h-1180.0020.00180.5020.0180.4920.00采暖抽汽壓力/MPa0.650.450.750.500.850.60采暖抽汽溫度/℃341.8336.0343.7324.9344.7327.9采暖抽汽量/t·h-1309.5310.4371.5375.4433.0437.4供熱量/MW240.0240.0288.0288.0336.0336.0發(fā)電熱耗率/kJ·(kWh)-16 445.54 574.56 270.64 478.66 136.14 443.3發(fā)電煤耗率/g·(kWh)-1240.2170.5233.7166.9228.7165.6

3 經(jīng)濟(jì)運(yùn)行優(yōu)化策略

3.1 參與深度調(diào)峰優(yōu)化運(yùn)行方式

根據(jù)《東北電力輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則(試行)》(東北監(jiān)能市場[2016]252號(hào))對(duì)調(diào)峰輔助服務(wù)保障、深度調(diào)峰交易的報(bào)價(jià)方式及價(jià)格機(jī)制等做出的相關(guān)規(guī)定，參與調(diào)峰輔助服務(wù)交易不影響電廠年度電量計(jì)劃的執(zhí)行。實(shí)時(shí)深度調(diào)峰交易采用“階梯式”報(bào)價(jià)方式，發(fā)電企業(yè)在不同時(shí)期分兩檔浮動(dòng)報(bào)價(jià)，具體分檔及報(bào)價(jià)上、下限詳見表5[8]。

表5東北電力輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則

時(shí)期報(bào)價(jià)檔位火電廠類型火電廠負(fù)荷率/[%]報(bào)價(jià)下限/元·(kWh)-1報(bào)價(jià)上限/元·(kWh)-1第一檔純凝火電機(jī)組40<負(fù)荷率≤4800.4供熱期熱電機(jī)組40<負(fù)荷率≤50第二檔全部火電機(jī)組負(fù)荷率≤400.41

在供熱期供熱負(fù)荷達(dá)到207 MW，全網(wǎng)需要調(diào)峰資源時(shí)，1號(hào)機(jī)組切缸運(yùn)行，負(fù)荷降至75 MW，供熱抽汽量271 t，2號(hào)機(jī)組帶少量抽汽暖管，電負(fù)荷降至150 MW，全廠負(fù)荷率32%，低于供熱補(bǔ)償?shù)诙n負(fù)荷率，每小時(shí)可獲得調(diào)峰補(bǔ)償：

第一檔為70×(0.5-0.4)×0.4=2.8萬元，第二檔70×(0.4-0.32)×1=5.5萬元。合計(jì)每小時(shí)可獲得補(bǔ)償2.8+5.5=8.3萬元。依此類推見表6不同供熱負(fù)荷調(diào)峰收益。

表6不同供熱負(fù)荷調(diào)峰收益

項(xiàng)目供熱負(fù)荷/MW2082402893363881號(hào)機(jī)組發(fā)電功率/MW75931111291522號(hào)機(jī)組發(fā)電功率/MW150150150150150全廠發(fā)電功率/MW225243261279302第一檔補(bǔ)償/萬元2.82.82.82.81.92第二檔補(bǔ)償/萬元5.53.71.9合計(jì)補(bǔ)償/萬元8.36.54.72.81.92

表6可知，在供熱負(fù)荷≤388 MW時(shí)，在電網(wǎng)火電機(jī)組深度調(diào)峰時(shí)1號(hào)機(jī)組切缸運(yùn)行，2號(hào)機(jī)組負(fù)荷降至150 MW，全廠可獲得較高調(diào)峰補(bǔ)償收益。

3.2 非參與深度調(diào)峰優(yōu)化運(yùn)行方式

在機(jī)組非調(diào)峰狀態(tài)對(duì)比全廠發(fā)電負(fù)荷、供熱負(fù)荷相同條件下切缸前后煤耗情況，通過熱力計(jì)算如表7所示[9]，在相同發(fā)電負(fù)荷及供熱負(fù)荷的情況下全廠發(fā)電煤耗降低12～26 g/kWh，從優(yōu)化經(jīng)濟(jì)運(yùn)行方式角度出發(fā)，在供熱抽汽量低于500 t/h的情況下，1號(hào)機(jī)組低壓缸零出力投入運(yùn)行，2號(hào)純凝狀態(tài)運(yùn)行相比兩臺(tái)機(jī)組均正常供熱經(jīng)濟(jì)性更高，考慮到摻燒褐煤后，煤質(zhì)熱值低，在全廠供熱負(fù)荷低于500 t/h，發(fā)電負(fù)荷低于400 MW情況下，采用一臺(tái)機(jī)組低壓缸零出力運(yùn)行，另一臺(tái)機(jī)組純凝運(yùn)行方式，機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性更高。

4 結(jié)論

某發(fā)電公司1號(hào)汽輪機(jī)低壓缸零出力改造后，供熱期機(jī)組出力既滿足供熱要求，又能實(shí)現(xiàn)深度調(diào)峰。通過參與深度調(diào)峰和非參與深度調(diào)峰兩種運(yùn)行方式研究，優(yōu)化機(jī)組經(jīng)濟(jì)運(yùn)行策略，確保機(jī)組可實(shí)現(xiàn)深度調(diào)峰與經(jīng)濟(jì)運(yùn)行效益最大化，同時(shí)為消納清潔能源做出巨大貢獻(xiàn)，具有良好的社會(huì)效益。

表7供熱負(fù)荷不同全廠發(fā)電煤耗情況

全廠電負(fù)荷350 MW抽汽量/t·h-1300400500切缸前發(fā)電煤耗/g·(kW·h)-1292.9278.8265切缸后發(fā)電煤耗/g·(kW·h)-1266.4254.6244.2切缸后發(fā)電煤耗降低值/g·(kW·h)-126.524.220.8全廠電負(fù)荷400 MW抽汽量/t·h-1300400500切缸前發(fā)電煤耗/g·(kW·h)-1292.9278.8265切缸后發(fā)電煤耗/g·(kW·h)-1267.7256.6247.1切缸后發(fā)電煤耗降低值/g·(kW·h)-125.222.217.9全廠電負(fù)荷480 MW抽汽量/t·h-1300400500切缸前發(fā)電煤耗/g·(kW·h)-1292.9278.8265切缸后發(fā)電煤耗/g·(kW·h)-1276.2266.9252.2切缸后發(fā)電煤耗降低值/g·(kW·h)-116.711.912.8

注：表內(nèi)切缸后數(shù)據(jù)指在1號(hào)機(jī)組切缸運(yùn)行工況，2號(hào)機(jī)組純凝工況狀態(tài)下核算的數(shù)據(jù)。