660 MW梯级供热机组耦合电锅炉运行优化

陈家伦，蒋欢春，卞韶帅，康英哲，吴哲，黄新

(1. 上海明华电力科技有限公司，上海 200082；2. 国家电投集团吉林电力股份有限公司，吉林 长春 130022；3. 白城发电有限公司，吉林 白城 137000)

0 引言

直接空冷机组在中国三北地区得到广泛应用，直接空冷机组设计背压高，通过高背压改造[1-5]后，可有效利用低品位热能，在满足北方供热需求前提下能够提高能源的利用效率。但是，北方地区冬季居民采暖要求高，以热定电的模式极大限制了电厂的调峰能力和电网的新能源消纳能力[6]。为实现热电解耦，提高火电厂调峰能力，积极参与电力现货市场交易[7-8]，实现多发“效益电”的目标，开展电锅炉[9-13]等大型调峰储能项目成为当前火电机组灵活性改造的重要实践。

目前已有相关学者对330 MW级机组抽汽供热、高背压供热、梯级供热下的供热特性进行了研究。文献[14]分析了330 MW机组采暖抽汽对热经济性的影响，发现汽轮机中低压联通管抽汽存在一条能耗临界曲线，只有在采暖抽汽流量大于临界值时，采暖抽汽能耗收益才为正值。文献[15]分析了350 MW超临界空冷供热机组的低真空供热特性及影响因素，发现供热最佳经济背压随热网循环水流量增加而上升。文献[16]发现相同室外温度下，供热凝汽器与抽汽供热热负荷分配比例对机组能耗影响较大，凝汽器热负荷比例不同时，能耗差最大值可达5.50 g/(kW·h)。文献[17]利用变工况模型计算了300 MW高背压供热机组全工况的最佳运行背压曲线，发现随着环境温度升高，机组最佳运行背压呈下降趋势。文献[18]基于单耗理论，由TPIS软件模拟计算发现抽汽梯级利用耦合高背压供热模式下提高高背压机组负荷，同时降低抽汽机组负荷，可降低热电联产机组的供热单耗和供电单耗。总体来看，目前国内针对660 MW超临界空冷机组耦合电锅炉供热特性的研究较少，而当前火力发电机组频繁、深度调峰运行，电锅炉成为电厂调峰供热的重要手段，其运行方式会显著影响电厂的经济效益。

本文分析了某电厂660 MW梯级供热耦合电锅炉运行特性，提出了一种确定梯级供热最佳经济背压的方法，通过性能试验对机组各负荷段的最佳经济背压进行了探究，研究了梯级供热和电锅炉改造后机组的供热、调峰特性，分析了电锅炉的运行策略对机组经济性的影响，指导电厂优化运行。

1 设备概况

某电厂2×600 MW火电机组为哈尔滨汽轮机厂设计制造的 CLNZK660 -24.2 /566/566 型超临界660 MW一次中间再热、单轴、三缸四排汽直接空冷凝汽式汽轮机。2台机组经中压缸排汽至低压缸管道打孔抽汽升级为抽汽供热机组， 其中2号机经过双背压改造，升级为梯级供热机组。此外建设3台16.7 MW电极式蒸汽锅炉，用于调峰和供热。根据东北电力辅助服务市场[19]规则，电厂一档调峰上网负荷率非供热期为48%、供热期为50%，而二档调峰负荷率非供热期和供热期均为40%。一档调峰和二档调峰报价上限分别为0.4元/(kW·h)、1.0元/(kW·h)，目前电厂一般按照上限报价。

来自热用户的热网循环水回水先经过高背压凝汽器一级加热，然后经过热网循环泵加压，进入热网加热器和电锅炉进行二级加热后再送往热用户。供热示意见图1。2台机组抽汽供热管道之间有中间联络阀，以保证单台机组运行下满足供热需求。电锅炉的运行可以快速响应电网的调峰需求以及外界热负荷需求。

图1 供热运行系统示意Fig. 1 Schematic diagram of heating operation system

每台机组空冷岛包括8列冷却单元，每个低压缸对应4列冷却立管。在供热初末期，高背压侧低压缸空冷岛采取2列封堵、2列运行的方式，在供热中期，可切换为3列封堵、1列运行的方式，供热凝汽器背压可通过运行冷却单元的风机台数和转速进行调节。

2 分析方法

2.1 热力学性能计算模型

采用热量分配法计算机组热经济性指标[20]，计算方法见式（1）～（4）。

汽轮机热耗为

式中：Qz为汽轮机热耗，kJ/h；D0、Dzr、Dzjs分别为主蒸汽流量、再热蒸汽流量、再热减温水流量，kg/h；h0、hfw、hzjs分别为主蒸汽焓、给水焓、再热减温水焓，kJ/kg；hrz、hlz分别为热再热蒸汽焓和冷再热蒸汽焓，kJ/kg。

汽轮机发电热耗率为

式中：Qfd为汽轮机发电热耗率，kJ/(kW·h)；Qgr为机组供热热耗，kJ/h；Ne为汽轮机发电机功率，kW。

发电标准煤耗率为

式中：bfd(e)为发电标准煤耗率，g/ (kW·h)； ηb、ηp分别为锅炉效率和管道热效率，取0.99。

折算标煤耗为

式中：B为机组折算标煤耗，t/h。

2.2 最佳经济背压计算方法

在2号机组单机运行模式下，研究梯级供热运行高背压对机组经济性的影响。采用较低背压时，热网循环水在凝汽器吸热较少，二级加热所需的中排抽汽量大；采用较高背压供热时，二级加热所需的中排抽汽少。中排抽汽减少对于电功率有正增益，但背压升高对低压缸出力又有负影响，因此必定存在最佳经济背压值。

（1）机组在背压P1工况运行。

式中：Q11为高背压凝汽器热负荷，MJ/h；Gc为热网循环水流量，t/h；hcs11为高背压凝汽器出口热网循环水焓，kJ/kg；hhs为热网循环水回水焓，kJ/kg。

式中：Q21为热网加热器热负荷，MJ/h；Qeb为电锅炉热负荷，MJ/h；hgs为热网循环水供水焓，kJ/kg。

（2）机组变背压Px工况运行。

式中：Q1x为高背压凝汽器热负荷，MJ/h；hcs1x为高背压凝汽器出口热网循环水焓，kJ/kg；Q2x为热网加热器热负荷，MJ/h。

对比分析P1工况与Px工况，此时有

式中： ∆Q为P1工况相对于Px工况抽汽供热量变化值，MJ/h；G1为P1工况下2号机组中排抽汽流量值，t/h；Gx为Px工况中排供热所需2号机组抽汽量，t/h；hcq为2号机组至热网抽汽焓值，kJ/kg；hssx为热网疏水焓值，kJ/kg。

当机组由P1工况变为Px工况时，2号机净功率变化为

式中： ∆N为汽轮机净功率变化，MW；hb1、hbx分别为P1、Px对应的高背压排汽焓，kJ/kg，由高背压凝汽器水侧和汽测热平衡法确定；hbd2为2号机低背压侧排汽焓，kJ/kg，取排汽压力对应的饱和蒸汽焓做近似计算；Gb为P1工况下，高背压侧低压缸排汽流量，t/h，可由各个工况下六级抽汽压力与低压缸排汽流量的曲线拟合计算得到[21]。由简化后的弗留格尔公式[22]可知，进入低压缸进汽量仅与进汽压力成正比，排汽压力对进汽量的影响可以忽略。2号机组2个低压缸进汽压力基本一致，因此两缸排汽流量不会存在显著差异。

依据图2计算各变高背压相对于实时工况的净功率，其中变背压上限值不超过40 kPa，热网加热器下端差和高背压凝汽器上端差可按照实时运行工况端差来处理。

图2 变背压净功计算流程Fig. 2 Variable back pressure net work calculation flow chart

比较各变背压Px下计算得到的净功率 ∆N，当净功率 ∆N取最大值时对应的运行背压即为实时工况下的最佳经济背压。

3 结果讨论

3.1 供热、调峰能力对比

改造前后，2号机组不同电负荷下最大抽汽流量及高背压供热流量，机组的供热能力核算结果见表1。

表1 改造前后机组不同工况供热特性Table 1 Comparison of heating characteristics of unit under different working conditions before and after modification

由表1可见，与改造前相比，改造后机组供热能力明显提升，原因在于增加了高背压供热和电锅炉供热。在低负荷下，高背压改造对机组供热能力的提升程度更加明显。

对2号机组双背压与电锅炉改造前后，机组在不同负荷下的供热能力进行了分析，结果见图3。由图3可见，高背压改造后，2号机组供热能力提高约440 GJ，电锅炉全开状态下机组供热能力将再提高 170 GJ。

参考电厂历史热负荷数据，全厂整个供热季尖峰热负荷约为1200 GJ，采用2号机组梯级供热加电锅炉供热的方式，发电机功率为360 MW时即可满足供热需求，此时全厂负荷率可降至25%。

图3 改造前后机组供热特性Fig. 3 Heating characteristics of unit before and after modification

改造前后机组调峰特性见图4。由图4可见，在相同热负荷下，采用梯级供热相比抽汽供热，机组出力可降低86 MW，若电锅炉全开，机组出力可再降50 MW，极大提高了机组的调峰能力。

图4 改造前后机组调峰特性Fig. 4 Peak regulation characteristics of unit before and after modification

3.2 高背压对机组性能影响分析

根据图2所示计算流程，研究了电负荷为373 MW、热负荷为570 GJ工况下2号机组单机运行净功率随运行高背压变化的规律，结果如图5所示。由图5可见，净功率随运行高背压的增加呈现先增加后减小的趋势，最佳经济背压对应的净功率为 6.3 MW。

图5 某工况净功率随高背压变化特性Fig. 5 Characteristics of net power change with high back pressure in a certain working condition

为研究各负荷段运行高背压对机组经济性的影响，分析了2号机组在相同锅炉蒸发量、不同运行高背压下机组的运行出力、热耗、煤耗特性，结果如表2所示。

表2 高背压对机组经济性影响Table 2 Analysis of economic influence of high back pressure on unit

由表2可知，相同锅炉蒸发量下，供热负荷相同时，运行背压越高，发电机功率越大，供热所需抽汽流量越少，发电热耗率和发电煤耗率也越低。

供热负荷为760 GJ时，相同锅炉蒸发量下，运行背压更接近最佳经济背压37 kPa时，发电热耗率降低约115.4 kJ/(kW·h)，发电煤耗率降低约3.8 g/(kW·h)；供热负荷为 570 GJ时，相同锅炉蒸发量下，运行背压更接近最佳经济背压27 kPa时，发电热耗率降低约145.9 kJ/(kW·h)，发电煤耗率降低约 5.0 g/(kW·h)；供热负荷为 360 GJ时，相同锅炉蒸发量下，当运行背压更接近最佳经济背压17 kPa 时，发电热耗率降低约 153.78 kJ/(kW·h)，发电煤耗率降低约 5.3 g/(kW·h)。

3.3 电锅炉运行策略优化

电锅炉能够快速响应电网的调峰需求，增强机组调峰能力，但利用电锅炉供热与梯级蒸汽供热相比，对机组热经济性不利。

为确定电锅炉运行最优策略，在2号机组单机运行模式二档调峰工况下，对梯级供热和梯级供热耦合电锅炉模式下机组运行的热耗、煤耗特性进行了研究，结果如表3所示。

表3 不同电锅炉负荷对机组经济性影响Table 3 Analysis of the economic influence of different electric boiler load on unit

在上网负荷和总热负荷相同的情况下，机组供电收益、调峰收益和供热总收益一定，此时影响电厂净收益的主要因素为燃煤成本。由表3可见，开启电锅炉负荷越高，汽轮机总热耗越大，折算标准煤耗越大。

上网负荷为232 MW，供热负荷为440 GJ/h时，电锅炉负荷为41 MW，汽轮机热耗升高约383.9 GJ/h，折算标准煤耗升高约 14.5 t/h；上网负荷为255 MW，供热负荷为547 GJ/h时，电锅炉负荷为42 MW，汽轮机热耗升高约308.7 GJ/h，折算标准煤耗升高约 11.7 t/h。

综合来看，在二档调峰工况且相同热负荷下，若采用电锅炉代替部分梯级供热量，电锅炉负荷每增加1 MW，全厂折算标准煤耗升高约0.32 t/h。由此可见，若机组梯级供热模式下能够同时满足电网调峰需求和外界热负荷需求，则不必启动电锅炉，只有在两者无法同时满足时，才考虑启动电锅炉。

4 结论

（1）在外界热负荷一定时，各电负荷段最佳经济背压不同，参考最佳经济背压运行，可有效降低机组发电热耗率和发电煤耗率。

（2）机组梯级供热改造后，2号机组供热能力提高约440 GJ，电锅炉全开状态下供热能力再提高170 GJ。在保证对外供热负荷不变时，梯级供热相比抽汽供热，机组出力可降低86 MW，电锅炉全开状态下机组出力可再降低50 MW，机组调峰能力明显提升。

（3）在二档调峰工况且相同热负荷下，若采用电锅炉代替部分梯级供热量，研究表明电锅炉负荷每增加1 MW，全厂折算标准煤耗升高约0.32 t/h。建议电厂非必要不必启动电锅炉。