多类型小容量火电机组热电解耦潜力与经济性对比评估

doi:10.12096/j.2096-4528.pgt.22144

多类型小容量火电机组热电解耦潜力与经济性对比评估

郑淇薇, 赵欣悦, 卢荻, 陈衡, 潘佩媛, 刘彤

华北电力大学能源动力与机械工程学院，北京市昌平区 102206

Comparative Evaluation of Thermoelectric Decoupling Potential and Economy of Multi-Type Small Capacity Thermal Power Units

ZHENG Qiwei, ZHAO Xinyue, LU Di, CHEN Heng, PAN Peiyuan, LIU Tong

School of Energy, Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Changping District, Beijing 102206, China

收稿日期: 2023-06-26 修回日期: 2023-09-30

基金资助:

国家自然科学基金项目. 52106008

Received: 2023-06-26 Revised: 2023-09-30

作者简介 About authors

郑淇薇(2000)，女，硕士研究生，研究方向为火电机组热电解耦改造，zqw5522@sina.com；

赵欣悦(1999)，女，硕士研究生，研究方向为热力系统优化、能源动力系统优化与节能，zhaoxinyue030@126.com；

卢荻(1997)，男，硕士研究生，研究方向为多能互补和低品位能量的提质增效，815922682@qq.com；

陈衡(1989)，男，博士，副教授，研究方向为热力系统优化、固体废弃物能质梯级利用，本文通信作者，heng@ncepu.edu.cn；

潘佩媛(1992)，女，讲师，研究方向为烟气低温受热面积灰腐蚀耦合机理、高温受热面热腐蚀机理、多相烟气组分反应动力学机制，peiyuanpan@necpu.edu.cn；

刘彤(1962)，女，博士，教授，研究方向为清洁高效燃烧技术、电站热力设备寿命监测和管理，liut@ncepu.edu.cn。

摘要

目的新能源发电存在输出功率和发电负荷的大幅波动和不稳定性问题，对电力系统稳定运行造成一定挑战。小容量火电机组热电解耦后参与电力系统整体运行，可提高电网调度效率与系统安全性，为此，采取多种热电解耦技术对3台小容量火电机组进行改造，并对各种技术路线进行了比较研究。方法通过使用EBSILON Professional软件进行模拟实验，对各种热电解耦方案在调峰负荷方面的潜力进行了评估和对比分析，并对改造后的经济性进行分析。结果水冷背压式机组热电解耦潜力空间较大，较其他机组有着明显优势，热泵改造机组最大供热下日利润提高217.18万元。随着抽汽热负荷变化，水冷凝汽式机组热电解耦潜力变化整体趋势平缓，最易控制，热泵改造机组最大供热下日利润提高202.25万元。空冷凝汽式机组热泵改造最大供热下日利润提高26.13万元。结论经过热电解耦升级的火电机组，能够大幅增强其调峰效果，热泵改造能有效提高日利润，从而提升整个发电系统的稳定性和发电效率。

关键词： 火电机组 ; 热电联产 ; 热电解耦 ; 抽汽供热 ; 深度调峰 ; 虚拟电厂 ; 经济性分析

Abstract

Objectives New energy power generation faces significant fluctuations and instability in output power and generation load, posing certain challenges to the stable operation of the power system. After thermoelectric decoupling, small-capacity thermal power units participate in the overall operation of the power system, which can improve power grid dispatch efficiency and system security.To this end, various thermoelectric decoupling technologies were adopted to transform three small-capacity thermal power units. Methods Various technical routes were compared and studied. by using EBSILON Professional software for simulation experiments, the potential of various thermoelectric decoupling schemes in peak-load regulation was evaluated and analyzed comparatively, and the economics of the retrofitted units were analyzed. Results The water-cooled back-pressure unit has a larger potential space for thermoelectric decoupling, with obvious advantages over other units, and the maximum daily profit under heating for the heat pump retrofit unit increased by 2.171 8 million yuan. With the change of extraction steam heat load, the thermoelectric decoupling potential of the water-cooled condensing unit shows an overall trend of gentle variation and is the easiest to control, with the maximum daily profit under heating for the heat pump retrofit unit increasing by 2.022 5 million yuan. The maximum daily profit under heating for the air-cooled condensing unit with heat pump retrofit increased by 261 300 yuan. Conclusions The thermal power units that have undergone thermoelectric decoupling upgrades can significantly enhance their peak shaving effect. The heat pump retrofit can effectively increase daily profits, thereby improving the stability and efficiency of the entire power generation system.

Keywords： thermal power units ; cogeneration ; thermo-electric decoupling ; extraction heating ; deep peak shaving ; virtual power plant ; economical analysis

PDF (4147KB) 元数据多维度评价相关文章导出 EndNote| Ris| Bibtex 收藏本文

本文引用格式

郑淇薇, 赵欣悦, 卢荻, 陈衡, 潘佩媛, 刘彤. 多类型小容量火电机组热电解耦潜力与经济性对比评估. 发电技术[J], 2024, 45(5): 929-940 DOI:10.12096/j.2096-4528.pgt.22144

ZHENG Qiwei, ZHAO Xinyue, LU Di, CHEN Heng, PAN Peiyuan, LIU Tong. Comparative Evaluation of Thermoelectric Decoupling Potential and Economy of Multi-Type Small Capacity Thermal Power Units. Power Generation Technology[J], 2024, 45(5): 929-940 DOI:10.12096/j.2096-4528.pgt.22144

0 引言

随着我国经济的快速发展，我国电力的需求也在同步提高，发电装机总量与发电量逐年上涨。我国2021年发电总量已达到81 122亿kW⋅h，位居世界第一。由于我国电力供应仍以煤电为主，发电量大幅增长的同时也导致大量的二氧化碳排放。

我国作为碳排放的大国，积极承担了作为大国的责任。自从我国提出“双碳”目标以来，在发展清洁能源的同时也倾尽全力，大力提高我国的能源管理技术与能源利用效率。近些年风电、光伏等单机功率较小的分布式电源数量大量增加，对网内每一个分布式电源下达指令已经没必要且难以达成，而且数字技术的发展也使得对多个电厂同时进行实时检测、调度变得可能，由此虚拟电厂(virtual power plant，VPP)的概念诞生。

虚拟电厂技术是一项对分布式电源、分布式储能以及需求响应进行有效整合并进行合理调度的技术^[1-6]。虚拟电厂内包括风电、太阳能发电、储能等多种能源，其中也包括未纳入电网统调的小电厂。小电厂自身本就可以利用抽汽供热进行一定程度的热电解耦，在进行热电解耦改造后，小机组能拥有更大的热电解耦负荷变动空间，形成可灵活变动电负荷的发电单元，在虚拟电厂框架下与其他多种发电单元耦合，再参与电力系统的整体运行，可大大增加电网的调度效率与安全性^[7]。

近些年，随着欧洲各国环境保护意识的不断提高，更多的环保项目也在欧洲落地，在虚拟电厂方面，欧洲更是率先进行了大量的尝试。德国的卡塞尔大学联合发电厂将太阳能、风能、沼气能等多种清洁能源与传统发电厂连接，形成了一张庞大的虚拟电厂网络。我国在虚拟电厂上也进行了大量试点，其中上海黄浦区虚拟电厂项目、江苏“源网荷”互动虚拟电厂系统与冀北虚拟电厂项目是已落地的较为成熟的虚拟电厂项目。这些项目为在国内大量装机虚拟电厂起到了很好的示范作用。

基于以上背景，本文根据在北方某地的实地调研，选取了3个典型的小型火电机组进行热电解耦改造，利用Ebsilon软件模拟计算，并对机组的热电解耦潜力进行理论分析和对比。

1 案例机组介绍

本文选取3台25 MW案例机组作为研究对象，分别命名为#1机组、#2机组和#3机组。

#1机组为25 MW、非再热、单轴、单缸单排气、湿式冷却、背压式机组。回热系统由2台高压加热器和1台除氧器组成。在#2级设置蒸汽抽取口。

#2机组为25 MW、非再热、单轴、单缸单排气、湿式冷却、凝汽式机组。回热系统由2台高压加热器、1台除氧器和3台低压加热器组成。在#4级设置蒸汽抽取口。

#3机组为25 MW、非再热、单轴、单缸单排气、空气冷却、凝汽式机组。回热系统由1台高压加热器、1台除氧器和1台低压加热器组成。在#1级设置蒸汽抽取口。

3个案例热电机组的热力系统如图1所示。表1列出了各案例机组的热力参数。

图1

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图1 各机组热力系统示意图

Fig. 1 Diagram of each unit thermal system

表1 各案例机组基本热力学参数

Tab. 1 Case unit thermal parameters

参数	1#机组	2#机组	3#机组
主蒸汽温度/℃	535	535	535
主蒸汽压力/MPa	8.83	9.50	8.83
主蒸汽流量/(kg⋅s^-1)	39.31	28.39	28.22
额定背压/MPa	0.300	0.022	0.018
给水温度/℃	216.34	223.90	272.20
额定功率/kW	25 071.6	25 000.00	25 004.02
热耗/[kJ/(kW⋅h)]	3 774.5	10 238.1	10 450.3

新窗口打开| 下载CSV

2 案例热电机组电热解耦方案介绍

2.1 案例机组热力分析与验证

本文利用Ebsilon软件进行机组建模，如图2所示。以各案例机组的原则性热力系统为基准搭建模型^[8]，模拟得出模拟参数，再对各机组的软件模拟参数与真实热力参数进行对比，并进行误差计算。

图2

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图2 案例机组Ebsilon模型

Fig. 2 Ebsilon modeling of case unit

经验证，由软件建模并计算所得各项参数与设计值相差不大，各项误差小于5%，均在可控范围内。模型验证结果如表2所示。

表2 模型验证结果

Tab. 2 Model verification results

参数	#1机组			#2机组			#3机组
参数	设计值	计算值	相对误差/%	设计值	计算值	相对误差/%	设计值	计算值	相对误差/%
主蒸汽温度/℃	535.00	535.00	0.00	535.00	535.00	0.00	535.00	535.00	0.00
主蒸汽压力/MPa	8.83	8.83	0.00	9.50	9.50	0.00	8.83	8.83	0.00
主蒸汽流量/(kg⋅s^-1)	141.50	141.50	0.00	102.22	102.22	0.00	101.60	101.60	0.00
额定背压/kPa	300.00	300.00	0.00	22.00	22.00	0.00	18.00	18.00	0.00
给水温度/℃	216.34	216.67	0.15	223.90	218.95	-2.21	210.00	216.67	3.18
额定功率/kW	25 071.60	25 324.40	1.01	25 000.00	25 425.00	1.70	25 004.02	25 324.40	1.28
热耗/[kJ⋅(kW⋅h)^-1]	3 774.50	3 644.20	-3.45	10 238.10	10 164.82	-0.72	10 450.27	10 056.66	-3.77

新窗口打开| 下载CSV

2.2 机组的边界条件

为保证机组的安全运行，本文的案例机组设有以下安全阈值。

1）低压缸总进汽流量≥主汽流量的35%，即#1机组低压缸总进汽流量大于49.6 t/h，#2机组低压缸总进汽流量大于35.6 t/h，#3机组低压缸总进汽流量大于35.6 t/h。

2）机组能达到的最大主汽流量取案例机组阀门全开(valve wide open，VWO)工况下主汽流量：#1机组最大主汽流量151.2 t/h，#2机组最大主汽流量108 t/h，#3机组最大主汽流量108 t/h。

本研究均是在满足以上边界条件的基础上开展。

2.3 热电解耦方案

为了降低热电联产机组的热、电耦合程度，即当热电联产机组的供热负荷保持不变时，机组发电负荷能够一定程度地降低，需要一定的热电解耦改造。本文采用低压缸零出力、高背压下抽汽联合乏汽供热、压缩式热泵解耦3种方案进行讨论^[9-10]。

为了评价机组的热电解耦能力，利用一定供热负荷下，热电联产机组的最小发电负荷和最大热电比作为衡量标准。因为用热和用电需求的变化也将导致机组热电比的变化。所以考虑到热电联产机组的安全性和经济性，热电比的变化有一定的约束条件，需要提高热电联产机组的热电比，以此来提高热电联产机组的热电耦合能力^[11]。

2.3.1 方案1：低压缸零出力

低压缸零出力方案的目的是达到更高的供热负荷^[12-13]。在本方案中，低压缸被旁路，只留有少部分蒸汽由新增的旁路进入低压缸，用于冷却汽轮机转子转动产生的鼓风热量。其他的蒸汽全部用于供热，以满足用户热负荷需求，中压缸排汽仍进入凝汽器中被冷凝^[14-15]。

在本方案模拟计算中，案例机组基础工况为100%热耗率验收(turbine heat acceptance，THA)工况。为保证机组运行安全，#1机组低压缸用于冷却的进汽流量最小为12.5 t/h，#2机组低压缸最小进汽流量为6.2 t/h，#3机组低压缸最小进汽流量为4.2 t/h^[14]。

2.3.2 方案2：高背压下抽汽联合乏汽供热

为了达到更高的供热负荷，本方案选取了用高背压的乏汽预加热的方法。提高机组的乏汽压力可以提高乏汽温度，达到热网水预热的目的^[16]。

在本方案模拟计算中，案例机组基础工况为100%THA工况。#1机组乏汽压力调整为0.500 MPa，#2机组乏汽压力调整为0.042 MPa，#3机组乏汽压力调整为0.038 MPa^[17-18]。

2.3.3 方案3：压缩式热泵解耦

压缩式热泵解耦方案用压缩式热泵回收凝汽器冷却水的热量^[19]，以达到更高的供热负荷^[20]。由于不抽取汽轮机的蒸汽，所以汽轮机可以在最低工况下运行(低压缸最小进汽时)，同时为压缩式热泵提供驱动电能，达到更低的发电功率^[21-22]。本方案中3个案例机组均选取基准工况：#1湿式凝汽器循环冷却水进、出口温度分别为20、128.525 ℃；#2湿式凝汽器循环冷却水进、出口温度分别为20、57.133 ℃；#3空气冷凝器循环空气进、出口温度分别为20、40 ℃^[10]。

3 计算结果分析

3.1 #1案例机组热电解耦改造分析

图3、4展示了#1机组在3种热电解耦改造方案下最小发电量和最低电负荷率对比，体现了#1机组的热电解耦潜力。由图3、4可以看出，经过热电解耦改造后的机组最小发电量和最低电负荷率远远小于原机组。在供热负荷为5~35 MW时，由于最低生产负荷的限制，机组最小发电量需不小于8.1 MW，低压缸零出力改造最小发电量不变。当供热负荷超过35 MW后，机组最小发电量和最低电负荷率逐渐上升。

图3

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图3 #1机组各热电解耦改造方案最小发电量与原机组对比图

Fig. 3 Comparison of the minimum power generation of each thermoelectric decoupling transformation scheme of #1 unit and the original unit

图4

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图4 #1机组各热电解耦改造方案最低电负荷率与原机组对比图

Fig. 4 Comparison of the minimum electric load rate of each thermoelectric decoupling transformation scheme of #1 unit and the original unit

#1机组在经方案1、2、3改造后，在原最大供热负荷48.07 MW下，最小发电量分别从18.859 MW降低到10.517、14.962、17.170 MW，分别下降了8.342、3.897、1.689 MW；最低电负荷率分别从74.470%降低到40.529%、59.084%、67.801%，分别下降了33.941%、15.386%、6.669%。

在50%供热负荷(24 MW)下，经方案1、2、3改造后，机组最小发电量分别从14.460 MW降低到8.100、10.743、12.772 MW，分别下降了6.360、3.717、1.688 MW；最低电负荷率分别从57.100%降低到31.985%、42.423%、50.436%，分别下降了25.115%、14.677%、6.664%。

在计算最小供热负荷(5 MW)下，经方案1、2、3改造后，机组最小发电量分别从11.003 MW降低到8.100、7.443、9.315 MW，分别下降了2.903、3.560、1.688 MW；最低电负荷率分别从43.451%降低到31.985%、29.391%、36.783%，分别下降了11.466%、14.060%、6.668%。

改造后机组达到最大抽汽热负荷71.36 MW，比案例机组最大抽汽热负荷增加了23.29 MW。

3.2 #2案例机组热电解耦改造分析

图5和图6展示了#2机组在3种热电解耦改造下最小发电量和最低电负荷率对比，体现了#2机组的热电解耦潜力。由图5、6可以看出，经过热电解耦改造后的机组最小发电量和最低电负荷率远远小于原机组。在供热负荷为5 MW时，机组最小发电量已大于8.1 MW，且机组最小发电量和最低电负荷率始终处于上升态势，因此无需考虑最低安全发电负荷限制。

图5

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图5 #2机组各热电解耦改造方案最小发电量与原机组对比图

Fig. 5 Comparison of the minimum power generation of each thermoelectric decoupling transformation scheme of #2 unit and the original unit

图6

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图6 #2机组各热电解耦改造方案最低电负荷率与原机组对比图

Fig. 6 Comparison of the minimum electric load rate of each thermoelectric decoupling transformation scheme of #2 unit and the original unit

#2机组在经方案1、2、3改造后，在原最大供热负荷29.93 MW下，最小发电量分别从18.443 MW降低到14.465、16.499、16.523 MW，分别下降了3.978、1.944、1.920 MW；最低电负荷率分别从72.540%降低到56.891%、64.892%、64.986%，分别下降了15.649%、7.648%、7.554%。

在50%供热负荷(15 MW)下，经方案1、2、3改造后，机组最小发电量分别从14.887 MW降低到10.501、12.989、13.099 MW，分别下降了4.386、1.898、1.788 MW；最低电负荷率分别从58.552%降低到41.303%、51.089%、51.519%，分别下降了17.249%、7.463%、7.033%。

在计算最小供热负荷(5 MW)下，经方案1、2、3改造后，机组最小发电量分别从12.618 MW降低到8.100、10.637、10.830 MW，分别下降了4.518、1.981、1.788 MW；最低电负荷率分别从49.627%降低到31.858%、41.838%、42.594%，分别下降了17.769%、7.789%、7.033%。

改造后机组达到的最大抽汽热负荷为37.82 MW，比案例机组最大抽汽热负荷增加了7.89 MW。

3.3 #3案例机组热电解耦改造分析

图7和图8分别展示了#3机组在3种热电解耦改造下和最低电负荷率对比，可以看出，经过热电解耦改造后的机组最小发电量和最低电负荷率远远小于原机组。在供热负荷为5~40 MW时，由于最低生产负荷的限制，机组最小发电量需不小于8.1 MW，低压缸零出力改造最小发电量不变。当供热负荷超过40 MW后，机组最小发电量和最低电负荷率逐渐上升。

图7

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图7 #3机组各热电解耦改造方案最小发电量与原机组对比图

Fig. 7 Comparison of the minimum power generation of each thermoelectric decoupling transformation scheme of #3 unit and the original unit

图8

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图8 #3机组各热电解耦改造方案最低电负荷率与原机组对比图

Fig. 8 Comparison of the minimum electric load rate of each thermoelectric decoupling transformation scheme of #3 unit and the original unit

#3机组在经方案1、2、3改造后，在原最大供热负荷34.27 MW下，最小发电量分别从15.828 MW降低到8.100、15.172、15.745 MW，分别下降了7.728、0.656、0.083 MW；最低电负荷率分别从62.504%降低到31.985%、59.913%、62.173%，分别下降了30.519%、2.591%、0.331%。

在50%供热负荷(17 MW)下，经方案1、2、3改造后，机组最小发电量分别从13.338 MW降低到8.100、12.656、13.260 MW，分别下降了5.238、0.682、0.078 MW；最低电负荷率分别从52.669%降低到31.985%、49.978%、52.360%，分别下降了20.684%、2.691%、0.309%。

在计算最小供热负荷(5 MW)下，经方案1、2、3改造后，机组最小发电量分别从11.511 MW降低到8.100、10.826、11.420 MW，分别下降了3.411、0.685、0.091 MW；最低电负荷率分别从45.453%降低到31.985%、42.749%、45.094%，分别下降了13.468%、2.704%、0.359%。

改造后机组达到的最大抽汽热负荷为71.36 MW，比案例机组最大抽汽热负荷增加了23.29 MW。

4 火电机组热电解耦潜力对比分析

4.1 机组间最小发电量变化对比分析

对于火电机组改造，从改造后降低的最小发电量与最低电负荷率来看，低压缸零出力改造方案为效果最为明显的改造方法，高背压联合乏汽供热与压缩式热泵解耦2种改造方案的热电解耦潜力较小，为了更好地对比不同机组间热电解耦效果，以下讨论均使用低压缸零出力改造数据进行分析。

为了直观地分析不同机组的热电解耦效果，本文采用最小发电量与额定发电量之间的差值作为中间量。将改造后的差值相比于案例机组差值提升百分比作为参考数据，各机组情况见图9。

图9

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图9 不同案例机组低压缸零出力改造下最小发电量提升百分比对比

Fig. 9 Comparison of percentage increase of minimum power generation under zero output transformation of low pressure cylinder of different cases

由图9可知，在低抽汽供热负荷时，#2案例机组(水冷凝汽式机组)热电解耦潜力较大，能消纳更多外界电负荷；在中高抽汽热负荷时，#1案例机组(水冷背压式机组)热电解耦潜力较大，且有着明显优势，在最大抽汽热负荷时更有40%左右的热电解耦潜力空间优势，能消纳更多外界电负荷；#3机组(空冷凝汽式机组)始终处于中位水平。

机组运行中，随着抽汽热负荷变化，#1案例机组热电解耦潜力变化较大，有着明显剧增趋势，难以控制；#2案例机组热电解耦潜力变化整体趋势平缓，较易控制；#3机组变化趋势大于#2机组，但明显优于#1机组。

4.2 机组间最大抽汽热负荷变化对比分析

机组在进行热电解耦改造时会产生一定的热蒸汽作为副产物，一般用于用户端供热。本文将不同机组所能达到的最大抽汽热负荷进行对比，得出用户友好型的热电解耦改造方案。

本文采用改造后最大抽汽热负荷与原最大抽汽热负荷之比衡量改造后机组抽汽供热能力，具体情况如图10所示。

图10

新窗口打开| 下载原图ZIP| 生成PPT

图10 各机组不同热电解耦改造方案下最大抽汽热负荷增加对比

Fig. 10 Comparison diagram of maximum extraction heat load increase under different thermoelectric decoupling renovation schemes of each unit

由图10可知，#1案例机组采用低压缸零出力改造方案能获得最大的抽汽热负荷，相较案例机组，最大抽汽热负荷提升了0.485倍；#2案例机组采用压缩式热泵解耦改造方案能获得最大的抽汽热负荷，相较案例机组，最大抽汽热负荷提升了0.264倍；#3机组采用低压缸零出力改造方案能获得最大的抽汽热负荷，相较案例机组，最大抽汽热负荷提升了0.472倍。

3种机组中能达到最大抽汽热负荷的是低压缸零出力改造后的#1机组，能达到71.36 MW的最大抽汽热负荷。最高提升也是低压缸零出力改造的#1机组，比原案例机组最大抽汽热负荷提升23.29 MW。

5 不同改造方案机组效率对比分析

5.1 计算方式

本文选取3个不同的25 MW热电机组，对比机组在3种不同热电解耦改造下的经济性指标。本文采用机组的能量利用率、㶲效率与发电净利润作为评定机组经济性的指标^[23]。

机组的燃料消耗量与机组的主蒸汽流量、主蒸汽比焓、锅炉效率和标准煤的低位发热量有关，计算公式为

B_{b} = \frac{D_{0} (H_{0} - H_{f w})}{1 000 \times Q_{n e t, a r} \times η_{b}}

(1)

式中：B_b为机组燃煤消耗量，kg⋅s^-1；D₀为主蒸汽流量，kg⋅s^-1；H₀为主蒸汽焓值，kJ⋅kg^-1；H_fw为给水焓值，kJ⋅kg^-1；Q_net,ar为煤种的低位发热量，kJ⋅kg^-1；ƞ_b为锅炉效率，计算中取94%^[24]。

机组的煤耗率为

G_{b} = \frac{B_{b} \times 3 600}{P_{p} \times 1 000}

(2)

式中：G_b为机组煤耗率，kg/(kW⋅h)；P_p为机组的发电量，MW。

机组的能源利用率为输出机组能量与输入机组能量的比值，其中输出能量主要为机组发电量与供热量，输入能量为燃煤的化学能^[23]。计算式为

η_{e n} = \frac{P_{p} + Q_{s}}{Q_{n e t, a r} \times B_{b}}

(3)

式中： $η_{e n}$ 为机组的能量利用率，%； $Q_{s}$ 为机组的供热量，MW。

机组的㶲效率为机组输入㶲与机组输出㶲的比值，其中输出㶲主要为电量㶲与热量㶲，输入㶲为燃煤的化学㶲^[23]，计算式为

η_{e x} = \frac{E_{p} + E_{s}}{E_{f}}

(4)

式中： $η_{e x}$ 为机组的㶲效率，%； $E_{p}$ 为机组的电量㶲； $E_{s}$ 为机组供热的热量㶲； $E_{f}$ 为机组输入燃料的化学㶲^[23]。

其中，电量㶲计算式为

E_{p} = P_{p}

(5)

热量㶲计算式如下：

E_{s} = E_{h} - E_{c}

(6)

E_{h} = D_{h} [H_{h} - H_{0} - T_{0} (S_{h} - S_{0})]

(7)

E_{c} = D_{h} [H_{c} - H_{0} - T_{0} (S_{c} - S_{0})]

(8)

式中： $D_{h}$ 为热网循环水流量，kg⋅s^-1； $E_{c}$ 为热网回水㶲； $E_{h}$ 为热网供水㶲； $H_{h}$ 和 $H_{c}$ 分别为热网供水、回水的焓值，kJ⋅kg^-1； $S_{h}$ 和 $S_{c}$ 分别为热网供水、回水的熵， $k J \cdot {(k g \cdot K)}^{- 1}$ ； $H_{0}$ 为水在环境温度下的焓值，kJ⋅kg^-1； $S_{0}$ 为水在环境温度下的熵，kJ/(kg⋅K)； $T_{0}$ 为环境温度，K。

化学㶲计算式^[23]为

E_{f} = B_{b} Q_{g r, a r}

(9)

式中 $Q_{g r, a r}$ 为煤种高位发热量，kJ⋅kg^-1。

5.2 机组经济性计算结果对比分析

通过机组煤耗率以及热电负荷计算机组日净利润，计算采用产地为徐州的某动力煤，该煤种低位发电量为23 022.18 kJ/kg，高位发电量为26 098.79 kJ/kg，售价为960元/t，上网电价为435.39元/(MW⋅h)，热价为108元/(MW⋅h)。

经计算，该机组的日利润如表3所示。对于机组日净利润来说，3个案例机组的压缩式热泵解耦改造均使日净利润有大幅度上升；#1案例机组低零改造造成了机组日净利润下降，高背改造致使机组日净利润处于亏损状态；#2案例机组低零改造造成了机组日净利润大幅度下降，高背改造造成了机组日净利润小幅度下降；#3案例机组低零改造造成了机组日净利润处于亏损状态，高背改造致使机组日净利润下降。

表3 机组日净利润

Tab. 3 Unit daily profit

方案	煤耗率/[kg⋅(kW⋅h^-1)]			日净利润/万元
方案	5 MW供热	50%供热	原最大供热	5 MW供热	50%供热	原最大供热
#1案例	532.17	603.11	724.91	472.28	410.54	259.76
#1低零	558.88	631.07	754.14	410.74	346.13	165.19
#1高背	653.90	711.27	798.78	-120.19	-60.98	-20.17
#1热泵	496.69	563.01	671.40	648.71	597.75	476.94
#2案例	384.75	419.42	480.57	784.45	679.03	514.56
#2低零	439.04	469.25	523.76	456.57	403.94	302.06
#2高背	389.99	420.95	475.04	768.64	693.80	563.16
#2热泵	358.60	391.78	448.39	987.37	885.38	716.81
#3案例	386.69	459.01	630.02	803.70	570.79	73.78
#3低零	713.19	778.70	896.37	-688.77	-726.56	-834.60
#3高背	408.82	481.37	647.16	664.70	455.65	8.73
#3热泵	382.98	454.72	623.53	826.76	593.24	99.91

新窗口打开| 下载CSV

5.3 机组热力学效率计算结果对比分析

为了控制效率计算的变量，保证数据的可靠性，本文经济性计算选取机组不同供热负荷下相同主汽流量(机组VWO工况下主汽流量)工况的数据进行计算。

3个案例机组经过Ebsilon软件模拟并进行经济性指标计算后得出数据如表4所示。

表4 模型计算结果

Tab. 4 Model calculation results

方案	能源利用率/%			㶲效率/%
方案	5 MW供热	50% 供热	原最大供热	5 MW供热	50% 供热	原最大供热
#1案例	27.50	41.49	59.15	24.81	28.67	33.55
#1低零改造	26.51	41.10	59.05	23.75	27.97	33.31
#1高背改造	23.28	38.89	58.67	18.57	23.79	30.43
#1热泵改造	29.13	43.45	61.59	23.08	27.03	32.04
#2案例	38.16	47.99	62.68	33.86	35.03	36.69
#2低零改造	34.28	44.85	60.84	29.91	31.93	34.99
#2高背改造	30.70	40.92	56.21	31.21	32.81	35.23
#2热泵改造	40.24	50.00	64.62	32.95	34.11	35.87
#3案例	38.03	47.92	62.11	34.31	35.42	36.90
#3低零改造	23.47	36.86	56.09	19.77	24.39	31.03
#3高背改造	36.24	46.54	61.28	32.41	33.97	36.12
#3热泵改造	38.26	48.04	62.45	34.23	35.35	36.85

新窗口打开| 下载CSV

由计算数据可知，低压缸零出力改造与高背压下抽汽联合乏汽供热改造均使机组能源利用率有所下降，其中#1案例机组和#2案例机组高背压改造造成的能源利用率下降幅度较大，#3案例机组低零改造造成的能源利用率下降幅度较大。3个案例机组的压缩式热泵解耦改造均使能源利用率有所上升。

3个机组的3种改造方式均使㶲效率有着不同程度的下降，其中#1案例机组低零改造造成的㶲效率下降幅度较小，#2案例机组和#3案例机组热泵改造造成的㶲效率下降幅度较小。

6 结论

通过对3个25 MW热电机组开展热电解耦改造，分析评估了不同机组热电解耦改造下机组调峰负荷空间。对比了不同机组改造前后的最小发电量、最低电负荷率、最大抽汽热负荷等数值的变化，得出以下结论：

1）在低抽汽供热负荷时，水冷凝汽式机组热电解耦潜力较大，能消纳更多外界电负荷。

2）在中高抽汽热负荷时，水冷背压式机组热电解耦潜力较大，且较其他机组有着明显优势。

3）随着抽汽热负荷变化，水冷背压式机组热电解耦潜力变化较大，难以控制；水冷凝汽式机组热电解耦潜力变化整体趋势平缓，最易控制；空冷凝汽式机组变化趋势适中。

4）水冷背压式机组能得到最大的抽汽供热热负荷，较其余类型机组有着巨大优势。水冷背压式机组热泵改造能有效增加机组的日净利润与能源利用率，低零改造造成的㶲效率损失最小。

5）水冷凝汽式机组和空冷凝汽式机组的热泵改造能有效增加机组的能源利用率，提高机组日净利润，并且造成的㶲效率损失最小。

参考文献

原文顺序

文献年度倒序

文中引用次数倒序

被引期刊影响因子

[1]

彭道刚，税纪钧，王丹豪，等．

“双碳”背景下虚拟电厂研究综述

[J]．发电技术，2023，44(5)：602-615．