汽轮机高低旁路联合供热调峰经济效益分析

孙文彬，盛 伟

（沈阳工程学院a.研究生部；b.发展规划处，辽宁 沈阳 110136）

为加强电网系统对新能源的消纳能力，需要提高火电机组的运行灵活性和调峰能力，尤其在“三北”地区冬季的供暖期，这种需求更加迫切。供热机组受“以热定电”运行方式的制约严重[1-2]，调峰能力较差，往往难以参与深度调峰，导致弃风、弃光现象越来越严重[3-4]。因此，对火电机组进行灵活性改造，提高燃煤机组深度调峰能力的主要途径是削弱其热-电依赖特性[5]。

汽轮机旁路供热方案是将高品质蒸汽（如主蒸汽、再热蒸汽等）经减温、减压后用于供热，部分高品质蒸汽从旁路供热，使汽轮机高中压缸做功能力降低，从而提高机组的供热能力和电调峰能力。虽然汽轮机旁路供热方案改造投资较小，但受汽轮机轴向推力平衡、叶片强度等因素的影响，单一的汽轮机旁路方案对提升机组的调峰能力有限[6]。若大幅提高机组深度调峰能力，需采用高低旁路联合供热方案。同时，在火电机组参与辅助调峰过程中，运行参数偏离设计值，导致供电煤耗上升，成本增加[7-9]。

本文以某亚临界300 MW 机组为分析对象，介绍了汽轮机高低旁路联合供热方案的改造及运行方案，研究了该方案的实际调峰能力。通过热力性能试验对比改造前后机组煤耗变化情况，结合现行的调峰补偿机制，得出了电厂的实际经济效益。

1 高低旁路联合供热改造方案

将减温减压器设置在机组高压旁路上，高旁减温水来自给水泵出口的高压给水管道，将主蒸汽经过减温减压后送至再热冷段蒸汽管道回到锅炉再热器，保证再热器流量从而确保再热器不超温。

在机组低压旁路上设置两组减温减压器，取凝结水作为低旁减温水，再热蒸汽经一组减温减压器后作为热网加热蒸汽供至原有热网首站内的加热蒸汽母管；另一组减温减压器将再热蒸汽减温减压后作为工业蒸汽供至原工业蒸汽母管。改造方案原则性热力系统如图1所示。

图1 高低压旁路原则性热力系统

在冬季采暖期夜间需要进行热电解耦深度调峰时段，如果锅炉机组负荷下降至最低稳燃负荷，采用该工况对应的最大抽汽量供热或无法投入采暖抽汽，而机组仍未达到深度调峰的要求负荷或不能获得较为满意的调峰运行补贴时，可考虑投运高低旁路联合供热系统对外供热，在增加部分供热量的同时，进一步降低进入汽轮机的主蒸汽流量，进而降低机组实际发电负荷。与此同时，如需要增加工业蒸汽流量时，也应开启高低压两级减温减压器。

高低旁路联合供热开始投运时，开启主蒸汽管道至减温减压器的关断阀门，将部分主蒸汽经减温减压后送至冷再蒸汽管道。冷再蒸汽经过再热器加热后由热再蒸汽管道送出，通过减温减压器后送至热网首站的热网加热蒸汽母管或送至工业抽汽管道，从而满足供热需求，并降低汽轮机的发电功率。对于本次改造，在满足锅炉不投等离子稳燃负荷以及脱硝系统投运的条件下，锅炉最低连续运行负荷为48%，蒸发量为530 t/h，对应最大采暖抽汽量为40%汽轮机发电负荷时，蒸汽量有部分剩余。因此，为达到深度调峰的目的，需要采用高低旁路联合供热运行方式将多余的蒸汽供至热网系统。

在机组低负荷运行时，虽然抽汽量逐渐减少，但由于锅炉产汽量明显高于汽轮机进汽量，所以高低旁路联合供热可以保证机组在低负荷下的供热能力。

此外，对于高低旁路联合供汽方案，高旁蒸汽流量与低旁蒸汽流量的匹配方式是影响机组运行经济性和安全性的关键因素。在进行所有热经济性分析时，为保证高旁蒸汽流量与低旁蒸汽流量的匹配，始终保持低压旁路蒸汽流量为高压旁路蒸汽流量与高压旁路减温水流量之和。

2 机组热力性能计算方法

2.1 机组试验热耗率

式中，HRt代表试验热耗率；Gms和Hms分别代表主蒸汽流量及主蒸汽焓；Gfw和Hfw分别代表给水流量及给水焓；Ghrh和Hhrh分别代表再热蒸汽流量及再热蒸汽焓；Gcrh和Hhrh分别代表冷再蒸汽流量及冷再蒸汽焓；Gshsp和Hshsp分别代表再热减温水流量及再热减温水焓；Grhsp和Hrhsp分别代表过热减温水流量及过热减温水焓；Qgr代表机组供热量；Nt代表发电机输出有功功率。

按ASME PTC6-2004《汽轮机性能试验规程》进行第一类修正计算，主要修正影响给水加热系统的参数包括给水加热器端差、给水加热器疏水冷却段端差、抽汽管道压损、系统贮水量变化、凝结水泵和给水泵的焓升、凝结水过冷度、补给水量和控制蒸汽温度用的减温水[10]。

第二类修正计算主要修正对汽轮机性能有影响的参数包括汽轮机主蒸汽压力、汽轮机主蒸汽温度、汽轮机热再蒸汽温度、再热器压降和汽轮机排汽压力[10]。

2.2 煤耗计算

发电煤耗公式

式中，ηgl代表锅炉效率；ηgd代表管道效率，取0.99。

供电煤耗公式

式中，εn代表机组厂用电率。

3 改造后经济性分析

某亚临界300 MW 机组锅炉为亚临界、自然循环单炉膛、一次中间再热、摆动燃烧器调温、平衡通风、四角喷燃、紧身封闭，固态排渣、全钢架悬吊结构，型号为HG-1100/17.5-HM。汽轮机为亚临界、一次中间再热、两缸两排汽、抽凝式汽轮机，型号为C256/N300-16.7/538/538[11]。在保证机组安全运行的前提下，对机组分别进行了中压缸排汽至采暖抽汽单独供热工况和高低压旁路联合供热工况的热力性能试验，测试了机组高低旁路联合供热投运前后，在相同给水量及供热负荷条件下热电解耦能力。试验结果如表1所示。

表1 机组各负荷工况下试验结果

由表1 可知，当机组带工业抽汽运行时，在机组给水流量、工业抽汽流量基本不变的条件下，中压缸排汽至采暖抽汽单独供热工况下机组负荷为128.960 MW，高低压旁路联合供热工况下机组负荷为115.743 MW，负荷降低了13.217 MW。中压缸排汽至采暖抽汽单独供热工况下的热耗率为6 772.07 kJ/（kW·h），高低压旁路联合供热工况下的机组热耗率为7 385.10 kJ/（kW·h），热耗率增加了613.03 kJ/（kW·h）。中压缸排汽至采暖抽汽单独供热工况下机组供电的煤耗为285.79 g/（kW·h），高低压旁路联合供热工况下机组供电煤耗为316.13 g/（kW·h），煤耗增加了30.34 g/（kW·h）。

4 调峰经济效益分析

4.1 东北区域火电机组调峰政策分析

东北电网是最早开展火电机组调峰补偿的地区。东北能源监管局于2012 年12 月印发了《东北区域火电厂最小运行方式（2012）》，于2014 年8 月印发了《东北电力调峰辅助服务市场监管办法（试行）》[12]，于2016年11月18日印发了《东北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》，规定了没有参与调峰的并网发电企业（包括火电、风电、光伏、核电、抽水蓄能电厂）负责为参加调峰的发电企业提供调峰补偿。规定指出，东北电力调峰辅助服务分为基础义务调峰辅助服务和有偿调峰辅助服务，深度调峰、火电紧急启停调峰、黑启动等方式为有偿调峰辅助服务。深度调峰有偿服务采用阶梯式报价机制[13]。根据调峰率不同，各发电企业可在不同供热时期、不同机组限价区间内自愿浮动报价，电网调峰阶梯补偿电价如表2 所示。《东北电力调峰辅助服务市场运营规则（试行）》规定在供热期内，分摊调峰费用时，风电、核电厂发电量按2 倍计算；同时，火电厂在非供热期内所得深调收益为供热期的一半。深度调峰的主要阶段为供热期。为避免灵活性改造后减弱机组带大负荷的能力，规定改造后若机组负荷达不到铭牌容量的80%，调峰收益减半。

表2 东北区域电网调峰阶梯补偿电价元/（kW·h）

4.2 高低旁路联合供热调峰受益分析

根据现场调峰的实际条件，电厂进行全负荷脱硝，深度调峰状态下不投油，在进行经济分析时不考虑调峰对机组寿命的影响。假定入厂标煤价格为700 元/t，机组调峰过程全负荷脱硝，上网电价为0.384 元/（kW·h）。机组在调峰状态下各负荷供电成本及调峰收益如表3所示。

表3 机组各负荷下的发电成本及调峰收益

从表3 可以看出，机组在深调工况下的煤耗会有所增加，尤其是高低旁路联合供热投运后，机组供电煤耗明显上升，单位发电成本升高。在不考虑调峰收益的情况下，机组收益与负荷成正比，在进入一档调峰后，机组收益开始升高，进入二挡调峰后，机组收益进一步增加。

5 结 论

综上所述，高低旁路联合供热方案可大幅提高机组热电解耦能力，在满足供热需求下参与深度调峰。在机组给水流量及供热负荷基本不变的条件下，高低压两级旁路单独供热较中压缸排汽至热网单独供热发电机功率降低13.217 MW，供电煤耗增加30.34 g/（kW·h）。虽然供电煤耗有所增加，导致发电成本增加，但当机组享受调峰补偿后，机组收益仍可大幅升高。故热电厂采用高低旁路联合供热方案运行时，低谷时段应深度调峰，保证调峰收益，尖峰及平峰时段应争取带大负荷，实现企业经济效益的最大化。