兩班制調峰經濟性與安全性探討

冒志敏 徐小軍

華能國際電力江蘇能源開發有限公司南通電廠 江蘇 南通 226000

引言

隨著十四五的進行,環保要求愈加嚴格;而隨著經濟的發展和生活水平的提高,加上風電、水電、光伏等新能源裝機容量迅速增大,我國用電結構將會發生更大的改變,直接體現在電網谷峰差日益增加。這就對火電機組的調峰能力和運行靈活性、安全性的要求愈加嚴格。在這樣的大背景下實施兩班制調峰和低負荷運行是解決調峰需求的重要途徑。以我廠機組為對象,對比兩種典型汽輪機調峰方式的技術特點,研究汽輪機低負荷運行和兩班制運行經濟性和可靠性分析。

1 機組調峰運行可行性分析

1.1 機組概況

350 MW機組鍋爐為單汽包,單爐膛,具有一次中間再熱的亞臨界自然循環鍋爐。汽輪機為一次中間再熱、亞臨界、單軸、雙排汽、沖動凝汽式汽輪機。其主要技術參數如下表。

表1 汽輪機主要技術參數

本文主要對2種調峰方式的經濟性進行研究,不考慮轉子壽命損耗的影響,且基于機組安全、可靠運行。

2 機組調峰運行經濟性分析

2.1 機組運行能耗試驗

低負荷調峰時能量損耗的主要原因是機組運行負荷低于額定負荷,機組的發電煤耗率大幅提高。通過對機組進行性能試驗,熱耗率變化趨勢如圖1所示;煤耗變化趨勢如圖2所示。

圖1 熱耗率變化趨勢

圖2 煤耗率變化趨勢

2.2 機組啟停能耗計算

兩班制調峰的可行性取決于熱態啟動的時間長短。根據表2可知,熱態啟動停機時間可持續51h,能夠滿足夜間調峰需求。兩班制運行計算中啟停一次的能量消耗主要考慮鍋爐啟停過程總耗油、總耗煤、總廠用電量、總除鹽水量、總發電量、總用汽量等,同時均將所有量都用標準煤價格折合成標準煤量統一計算:

表2 汽輪機啟動狀態

式中Qryl為燃油量折合標準煤當量,Qrml為燃煤量折合標準煤當量,Qcyd為廠用電折合標準煤當量,Qcys為除鹽水損失折合標準煤當量,Qfdl為啟停機發電量折合標準煤當量,Qyql為啟動時耗用的蒸汽折合標準煤當量。

因此啟停機一次損失折合標準煤約為

∑Q=Qryl+Qrml+Qcyd+Qcys+Qyql-Qfdl

=87.9+80+18.77+4.1+6.8=197.57t

2.3 兩種調峰方式熱力分析

兩種調峰方式的熱力特性對比是通過給定總負荷,對比兩班制（1臺機組夜間停機,1臺機組以總負荷運行）和低負荷（2臺機組將總負荷平分）在夜間運行的總能耗差。兩班制運行與低負荷運行之間的能耗差異除了表現在機組啟停過程所需煤耗,還有單臺機組高負荷和2臺機組低負荷運行之間的節煤量。其中單臺機組高負荷和2臺機組低負荷運行之間的節煤量計算公式為

式中:N為機組總負荷,MW;t為機組夜間停機時間,h;b1為2臺機組低負荷運行時的煤耗率,g/（kW·h）;b2為單臺機組高負荷運行時的煤耗率,g/（kW·h）。

假設低負荷運行過程中2臺機組負荷相同,進而計算可得不同總負荷下,2臺機組低負荷運行與單臺機組高負荷運行時煤耗率差異如圖3所示。由圖3可以看出,機組總負荷在280MW以上的煤耗率差異變化不明顯,但總負荷在280MW以下的煤耗率差急劇升高。

圖3 兩種調峰方式的煤耗率差異

根據兩個公式計算發現如表5所示,當調峰時間固定時,2種調峰運行方式的煤耗差（ΔQ-∑Q）隨總負荷增大呈現先減小后增大的趨勢,但兩班制的煤耗遠大于低負荷運行的煤耗。

表4 兩種運行方式的煤耗差隨總負荷變化趨勢

表5 數次機組啟停的差賬、缸脹和第一級金屬壁溫

依據《江蘇電力輔助服務（調峰）市場啟停交易補充規則解讀20190920》,燃煤機組的啟停調峰分為啟機調峰和停機調峰。若我廠單位容量報價700元/兆瓦,最大可調處理350MW,停機48小時來計算的話,可估算245000+650000=895000元。若不計設備壽命損耗等因素,我廠每次啟停48小時調峰可獲得最少75.3萬元的收益。

3 機組調峰運行可靠性分析

3.1 我廠機組熱態啟動的可行性

機組能否進行啟停調峰需求首先取決于第一級金屬壁溫能否達到熱態啟動的要求。機組在停運后的48小時后第一級金屬壁溫降至377℃;由此可知,機組在停機后的48小時內的汽機第一級金屬壁溫在370℃以上,滿足機組熱態啟動的要求。

對比機組停運48小時內和預啟動后的差脹和缸脹數值可知,機組短時停運后的缸脹和差脹數值遠遠好于預啟動時參數,機組具備能夠并網快速帶負荷的能力。

結論

我廠機組進行啟停調峰能夠給取得一定的收益并且不受低負荷穩燃的限制。啟停調峰過程易引起金屬產生交變應力,頻繁啟停機引起轉子壽命產生一定損耗,根據當前火電參與調峰需求進一步強烈,啟停調峰具備一定的經濟效益,值得推廣。