两种灵活性改造技术的热电特性对比研究

01案例机组概况及仿真模型本文研究的是CJK350/300-24.2/0.4（0.45）/566/566型350MW型超临界汽轮机发电机组，机组主要技术参数如表1所示。

表1

机组的主要设计参数Table1

Unit’smaindesignparameters基于机组热力计算书及实际热力系统，采用Ebsilon进行了热力系统建模。模型涉及汽轮机、发电机、锅炉、回热系统等子设备，搭建机组纯（抽）凝工况模型如图1所示。图1

案例机组纯凝工况模型Fig.1

Condensationworkingconditionmodelofcaseunit本文采用调阀全开（VWO）工况热平衡图数据为基准工况，通过设定部分负荷工况时的主蒸汽流量计算输出功率，输出功率的热平衡图设计值和仿真值对比结果如表2所示。表2

机组纯凝模型计算结果Table2

Calculationresultofcondensationmodeloftheunit02低压缸零出力技术仿真2.1

技术简介低压缸零出力供热技术的热力系统如图2所示，它将原本进入低压缸做功的蒸汽引入热网加热器，低压缸仅通入少量冷却蒸汽用于带走低压转子运行产生的鼓风热量而几乎不对外输出功率。图2

低压缸零出力系统示意Fig.2

Diagramoflow-pressurecylinderzerooutputsystem

2.2

仿真计算及模型验证基于纯凝工况模型，通过在中低压连通管增设供热消耗模块仿真热网参数，在供热后的热网疏水管道上增设增压泵使热网疏水回到轴封加热器后继续加热凝结水的方式搭建低压缸零出力模型，如图3所示。图3

低压缸零出力模型Fig.3

Low-pressurecylinderzerooutputmodel选取主蒸汽流量为500t/h、650t/h及750t/h3个工况与实际性能试验结果进行对比。仿真过程中保持主蒸汽参数、热网抽汽及背压与试验值一致，研究计算发电机输出功率、热网抽汽流量等重要参数，结果如表3所示。表3

机组低压缸零出力模式仿真试验结果Table3

Simulationresultsofzerooutputmodeoflow-pressurecylinder可以看出，仿真参数与试验参数的最大相对偏差是主蒸汽流量为600t/h时的发电机功率，达到4.09%，其他参数的相对误差均较小。分析认为该偏差主要是实际设备运行曲线和仿真模型设备运行曲线之间存在微小差异所致，可以认为仿真模型的计算结果能够满足工程实践需求。03高低旁联合供热技术仿真3.1

技术简介高低旁联合供热技术的热力系统如图4所示，其工作流程是：从主蒸汽抽汽，经喷水减温减压后接入高压缸排汽；再从再热蒸汽管道（低压旁路前）抽汽作为供热抽汽的补充汽源。部分主蒸汽经高压旁路绕过高压缸，以降低高压缸做功；部分再热蒸汽经低压旁路绕过中压缸，以降低中压缸做功，在提高机组抽汽供热能力的情况下降低发电机组出力，达到热电解耦的目的。图4

高低旁联合供热系统示意Fig.4

Diagramofhighandlowpressurebypasscombinedheatingsupplysystem

3.2

仿真计算及模型验证基于抽凝最大的原则，建立高低旁联合供热模型：在主蒸汽管路上增加高压旁路管路，高压旁路抽汽经喷水减温后与汽轮机高压缸排汽汇合，然后进入锅炉再热器中加热，减温水来自锅炉主给水；在再热蒸汽管路上增加低压旁路管路，低压旁路抽汽经喷水减温后与汽轮机中压缸排汽汇合，然后进入热网加热器中加热热网循环水，减温水来自给水泵中间抽头。模型中设置多个质量、温度控制模块来保持高压旁路抽汽流量与高压旁路减温水流量之和与低压旁路抽汽流量相等，同时使高低压旁路蒸汽不超标。搭建的模型如图5所示。图5

高低旁联合供热模式模型Fig.5

Diagramofhighandlowpressurebypasscombinedheatingsupplymodel选取主蒸汽流量为500t/h、600t/h、750t/h3个工况与实际性能试验结果进行对比。仿真计算过程中保持主蒸汽参数、高压旁路蒸汽参数、低压旁路蒸汽参数、热网疏水参数及背压与试验保持一致，研究发电机输出功率、热网抽汽流量等重要参数变化，计算结果如表4所示。可以看出，仿真参数与试验参数的最大相对偏差是主蒸汽流量为600t/h时的发电机功率，达到6.24%。分析认为该偏差主要是实际设备运行状态和仿真模型设备的实际运行状态之间存在微小差异所致，但相对误差较小，可以认为仿真模型的计算结果能够满足工程实践需求。表4

机组高低旁联合供热模式仿真试验结果Table4

Simulationresultsofthehighandlowpressurebypasscombinedheatingsupplymodel04不同供热模式的性能对比分析4.1

工况性能分析4.1.1

最大供热负荷仅考虑热网供热的热负荷，不考虑其他工业用汽热负荷，设定各模型的主蒸汽流量为1179.5t/h，其他参数在不超过边界条件的情况下以热负荷最大原则调整计算。图6为3种供热工况的计算结果，可以看出高低旁联合供热和低压缸零出力供热的最大热负荷均比抽凝供热高。而且，高低旁联合供热模式的最大供热负荷比低压缸零出力高出57.27MW。图6

不同供热模式的最大热负荷对比Fig.6

Comparisonofthemaximumheatloadsofdifferentheatingmodes

4.1.2

最小电负荷设定主蒸汽流量为375t/h，探究各工况的最小电负荷，结果如图7所示。可以看出高低旁供热和低压缸零出力供热的最小电负荷均比抽凝供热有所降低；但是，由于仿真时高低旁供热依旧保持135.4t/h的低压缸进汽流量，高低旁供热比低压缸零出力的最小电负荷仅低了6.852MW。若高低旁供热联合低压缸零出力或者低压缸微出力技术一起使用，将会进一步降低机组的最小电负荷。图7

不同供热模式的最小电负荷对比

Fig.7

Comparisonoftheminimumelectricalloadsofdifferentheatingmodes4.2

热电解耦特性分析4.2.1

最大供热抽汽流量随着主蒸汽流量增加，各种供热运行模式的热网抽汽流量都会增加，图8列出了案例机组主蒸汽流量从375t/h升至1179.5t/h过程中不同供热运行模式下最大供热抽汽量的变化趋势。可以看出，不同主蒸汽流量条件下，高低旁供热和低压缸零出力供热模式的热网抽汽流量都大于抽凝供热模式。在主蒸汽流量从375t/h变化到735.117t/h时，锅炉主再热蒸汽参数较低，高低旁供热需要的减温水较少，减温水流量小于低压缸零出力增加的抽汽流量，所以低压缸零出力模式的供热抽汽流量高于高低旁供热模式，2种模式供热抽汽量的差距随着主蒸汽流量的增大而逐渐减小；在主蒸汽流量为735.117t/h时，2种模式热网抽汽量相等；当主蒸汽流量从735.117t/h升至1179.5t/h时，锅炉主再热蒸汽参数较高，高低旁供热需要的减温水增多，减温水流量大于低压缸零出力增加的抽汽流量，所以低压缸零出力供热模式的热网抽汽流量低于高低旁供热模式。图8

不同主蒸汽流量下的最大供热抽汽量Fig.8

Maximumheatingsteamatdifferentmainsteamflows表5为主蒸汽流量为735.117t/h时，2种供热模式的最大供热抽汽工况的热电参数。可以看出，2种模式的主蒸汽流量和热网抽汽流量相等时，低压缸零出力模式的热负荷比高低旁联合供热低5.21MW，但电负荷比高低旁联合供热高61.01MW。高出的电负荷是高低旁联合供热模式中的高品质旁路蒸汽没有在高中压缸做功而减少的电负荷与低压缸零出力模式增加的热网抽汽没有在低压缸做功而减少的电负荷的差值。说明高低旁联合供热模式的能量利用率明显低于低压缸零出力模式，其供电煤耗将急剧上升。表5

主蒸汽、抽汽流量相同时2种模式的热电参数Table5

Thermoelectricparametersofthetwomodelswhenthemainsteamandheatingsupplysteamareequal4.2.2

不同热负荷工况的最小电负荷机组的热负荷随着电负荷的增加而增大，不同供热模式的增大速率不同，图9列出了机组不同供热模式下电负荷随热负荷的变化趋势。图9

不同热负荷下的最小电负荷Fig.9

Minimumelectricalloadunderdifferentthermalloads

从图9可以看出，在相同热负荷条件下，高低旁联合供热和低压缸零出力模式的最小电负荷均小于抽凝供热模式；高低旁联合供热模式的最小电负荷小于低压缸零出力模式，而且随着热负荷不断增大，高低旁联合供热和低压缸零出力的最小电负荷差值也越来越大，最大为141.041MW。4.2.3

供热运行的调峰能力分析机组在抽凝供热、低压缸零出力供热运行模式下，通过低压缸进汽节流调节低压缸进汽量的方式参与调峰；在高低旁联合供热运行模式下，通过调整进入汽轮机组主蒸汽流量和低压缸进汽节流调节低压缸进汽量2种方式参与调峰。图10列出了机组3种供热模式的运行区间。图10

供热模式的运行区间Fig.10

Operatingintervaldiagraminheatingmode

图10中：ABCD区域是抽凝模式运行区间，BEFC是低压缸零出力模式相对于抽凝模式扩大的运行区间，BE′F′C是高低旁联合供热模式相对于抽凝模式扩大的运行区间。假设供热负荷为HLD，P3P2是抽凝模式的调峰区间，

P3P1

和

P3P′1

分别为低压缸零出力和高低旁联合供热模式的调峰区间。从图10可以看出，低压缸零出力（低压缸节流调节）和高低旁联合供热运行模式的调峰能力在不同热负荷需求下互有优劣，但总体来看高低旁联合供热运行时的调峰能力更加优秀。4.3

综合收益分析火电机组进行热电解耦可以在保障民生供热的前提下降低电负荷，促进新能源消纳。近年来，国家出台了很多激励性调峰政策，各地也根据自身特点实行了不同的电力辅助服务市场奖励性标准。本文基于华北电网电力辅助服务市场实施细则分析了高低旁联合供热和低压缸零出力供热2种模式的技术经济性。4.3.1

收益计算模型机组综合收益为式中：F为机组综合收益，元/h；E为机组收益，元/h；

Qz

为机组综合支出，元/h。机组收益E可表示为式中：Ee

为机组发电收益，元/h；

Es

为机组上网电量收益，元/h；

Ev

为机组调峰收益，元/h；

Eh

为机组供热收益，元/h；

Sh

为热力出厂单价，元/GJ，本文取28；

Ph

为热负荷，MW。机组上网电量收益

Es

为式中：

Sd

为机组的上网电价，元/（kW·h），本文取0.32688；

Pe

为机组发电机功率，MW；Lfcy

为厂用电率，%，此数据取自实际试验数据，高低旁联合供热为9，低压缸零出力为7。机组调峰收益Ev

为式中：

rav

为电网中所有火电机组的平均负荷率，%，本文取60；

PE

为机组的额定容量，MW，本文取350；

WC

为电网的深度调峰补偿标准，元/(MW·h)，本文按表6列出的补偿标准计算。表6

京津唐电网调峰报价范围Table6

ThequotationrangeofpeakregulationforBeijing-Tianjin-Tangshanpowergrid机组综合支出

Qz

为式中：

Qc

为电厂用煤支出，元/h；

Qg

为固定成本资产折旧费、修理费、管理费、财务费、营业税金及附加、人员及工薪等成本，元/h；

λ

为用煤支出在机组综合支出中的比例，本文取0.7。机组用煤支出为式中：

Sc

为电厂用煤的折算标煤单价，元/t，本文取800；

Cl

为机组单位时间的煤耗量，t/h。式中：

Qm

、

Qr

为机组的主蒸汽、再热蒸汽流量，kg/h，计算时取自仿真值；

hm

、

hgw

、

hrh

、

hrc

分别为机组主蒸汽、给水、热再热蒸汽、冷再热蒸汽的焓值，kJ/kg，计算时取自仿真值；

Qb.ad

为标煤发热量，7000kcal/kg；

ηb

是锅炉效率，本文取94%。4.3.2

收益能力分析不同主蒸汽流量时2种运行模式的最大综合收益情况如图11所示。图11

不同主蒸汽流量下的最大综合收益Fig.11

Maxcomprehensivebenefitsofdifferentmainsteamflows从图11可以看出，2种模式的最大综合收益几乎都随主蒸汽流量增加而不断减少，这是因为随着主蒸汽流量增加，机组的电负荷也不断增加，调峰收益不断减少，最大综合收益不断减少，也说明了当前的电力辅助服务市场激励力度大，调峰经济性明显高于单纯的热力、电力市场的经济性。在主蒸汽流量为375~505t/h时，由于调峰服务在30%~40%与20%~30%负荷率时报价相同，具有更低负荷率的高低旁联合供热技术优势未能发挥，而低压缸零出力的上网电量收益和供热收益均比高低旁联合供热收益大，所以最大综合收益比高低旁联合供热高；在主蒸汽流量为505t/h时，2种运行模式的最大综合收益相等；在主蒸汽流量为505~1179.5t/h时，高低旁联合供热的调峰收益比低压缸联合供热模式高很多，所以最大