大型煤電機組非高壓缸設置調節級的熱電聯產研究

劉俊杰，馮偉忠

(1.上海電力學院能源與機械工程學院，上海 200090；2.上海外高橋第三發電有限責任公司，上海 200137)

在電網的調度順序中，核電不易調峰的特性決定了其在電網中是帶基荷的運行方式[1]。隨著可再生能源發電的快速增長，除水電以外，風電、太陽能發電等均不可控，屬隨機性電源。電網若需消納它，必須有其他的可快速調峰的發電形式予以配合。在電網中，最好的調峰電源是水電，包括抽水蓄能電站，其次是燃氣輪機發電。為了減排二氧化碳以及季節性的原因，電網往往會讓水電多發甚至滿發。我國由于燃氣資源的相對匱乏和許多地區地勢的限制，難以大規模發展燃氣輪機發電和抽水蓄能發電[2]。尤其是中國的燃煤發電比例太高，在電網中的容量占比達60%以上，因此電網調峰必須更多地依靠煤電[3]。此外，為大力發展“低碳經濟”[4]，大型煤電機組的熱電聯產成為了一個重要的發展方向，當然這類熱電聯產機組也不得不參加電網調峰。

調峰的熱電聯產機組要時刻滿足電網和熱網的負荷需求，同時也要滿足熱用戶的參數需求。電、熱負荷變化使供熱蒸汽參數相應變化，為滿足熱用戶的壓力需求，以往的抽汽供熱機組較多地采用旋轉隔板或閥門調節的方法來調節供熱抽汽壓力。旋轉隔板是沖動式供熱機組特有的可選技術，但其結構復雜，在壓差大時容易卡澀，會降低機組的安全性和經濟性[5-6]。因此，這種調節方式一般在中、小機組中采用。現有大型煤電機組的熱電聯產普遍采用閥門調節來滿足熱用戶需求。

1 大型煤電機組的供熱方式

大型煤電機組(以一次再熱機組為例)較典型的供熱方式包括中壓缸排汽供熱、熱再熱蒸汽供熱(當供熱溫度低于冷再溫度時，可采用冷再熱蒸汽供熱)，如圖1所示。其中，中壓缸排汽熱源提供給中低壓熱用戶，當中壓缸排汽參數大于熱用戶所需參數時，抽取的中壓缸排汽經調壓站減壓、減溫后對熱用戶供熱；當中壓缸排汽壓力小于熱用戶參數時，通過調節低壓缸前節流閥的開度大小使中排壓力增大至熱用戶所需值。而熱再熱蒸汽或冷再熱蒸汽熱源提供給高壓熱用戶，該蒸汽經調壓站減壓、減溫后對熱用戶供熱。

圖1 一次再熱機組的供熱方式

2 供熱壓力隨電負荷、熱負荷變化特性

供熱抽汽壓力的全微分表達式如下：

(1)

式中Re——電負荷；Rh——熱負荷；p——供熱抽汽壓力；Δpv——節流閥壓降。

熱用戶所需的壓力、溫度為定值，因此要確保供熱壓力，必有dp=0。即式(1)可轉化為

(2)

由式(2)可知，通過改變節流閥的壓降，可補償電負荷和熱負荷變化所導致的供熱壓力的變化。

當電負荷單獨變化時，若忽略汽輪機的相對內效率和循環效率的變化，此時有：

(3)

式中G——主蒸汽流量；下標1——工況變動后的參數(以下均同)。

對一個供熱的凝汽式汽輪機，在應用弗留格爾公式時，可將供熱抽汽點至低壓缸排汽取成一個級組，故供熱蒸汽的壓力為

(4)

式中Gr——抽取供熱蒸汽后的蒸汽流量；T——供熱蒸汽溫度；pc——背壓。

由于最末級為真空排汽，即pc和pc1很小，其平方數可忽略。若同時忽略溫度變化，則式(4)可簡化為

(5)

在只有電負荷變化的情況下，此時供熱流量為定值，因此有下式：

(6)

圖2 低壓缸前蒸汽壓力隨負荷變化曲線

現以中壓缸排汽供熱方式為例來進行討論。火電調峰機組的負荷變化范圍一般為40%～100%，低壓缸前蒸汽壓力與電負荷呈線性變化，如圖2(a)所示；圖2(b)為機組在某工況下(如THA工況)對熱用戶供熱，低壓缸前蒸汽壓力與熱負荷也呈線性變化。

如圖2所示，熱用戶所需壓力為phc=p2，此時對應的電負荷大小為80%，對應的熱負荷為R2。當80%≤Re≤100%或0≤Rh≤R2時，此時低壓缸前壓力p≥p2，抽取中排經調壓站減溫、減壓后對熱用戶供熱；當40%≤Re<80%或Rh>R2時，此時低壓缸前壓力p

3 閥門調節的節流損失

當電負荷較高、熱負荷較小時，低壓缸前壓力p1≥p2=phc，低壓缸前的節流閥全開，供熱蒸汽經調壓站減溫、減壓后直接對熱用戶供熱。當電負荷較低、熱負荷較高時，低壓缸進口壓力p3

圖3 閥門調節時低壓缸熱力曲線圖

3.1 節流損失

閥門的節流過程是一個等焓熵增的過程。低壓缸在背壓一定的情況下，當排汽點在濕蒸汽區，公式為

(7)

式中 Δhi——節流引起的低壓缸排汽焓增；Δsi——節流過程的熵增。

根據式(7)可得，Δsi越大，Δhi也越大。在背壓一定的情況下，當電、熱負荷變化時，為滿足熱用戶需求，機組通過調節低壓缸前的閥門2開度來使供熱蒸汽壓力達到phc，此時閥門的壓損為Δpi；電負荷越低、熱負荷越高，閥門的壓損Δpi越大(見圖4)，因節流過程引起的熵增Δsi越大，Δhi也越大，低壓缸排汽比焓越大，造成低壓缸焓降越小，從而使整機效率大幅降低，降低了機組的熱經濟性。

圖4 閥門的節流損失熱力曲線圖

3.2 案例分析

某電廠為N600-24.2/566/566型超臨界機組，需要對中壓熱用戶提供500 t/h的蒸汽(參數為1 MPa、300℃)。該電廠THA 工況的熱力參數見表1。

表1 THA工況下的熱力參數表

若直接抽取THA工況下的部分低壓缸進汽用來供熱，根據變工況迭代計算可知，此時供熱抽汽壓力僅為0.586 MPa。現有的解決方法是在低壓缸進口設置閥門，通過調節閥門開度使供熱壓力增至1 MPa，然后再對熱用戶供熱。圖5為THA工況或采用閥門調壓供熱方式的低壓缸熱力過程線。在圖5中，0表示THA工況時低壓缸進汽點；1表示閥門進汽點；2表示閥門出汽點；3表示閥門調壓供熱時低壓缸排汽點；4表示THA工況時低壓缸排汽點；5表示忽略閥門節流損失時低壓缸排汽點。

圖5 THA工況或采用閥門調壓供熱方式的低壓缸熱力過程線

若忽略閥門的節流損失，此時蒸汽在低壓缸的焓降等于THA工況時低壓缸焓降，即Δh0-4=Δh1-5，如圖5所示。通過計算可知，節流損失使低壓缸排汽比焓升高Δh3=78.345 kJ/kg，發電機輸出功率減少ΔG3=12.025 MW，煤耗增加Δb3=6.149 g/kWh。若機組的年利用小時數為5 000 h，則由于閥門的節流損失，此超臨界機組每年將多消耗煤1.8萬t。

綜上所述，大型火電機組供熱采用閥門調節既能滿足電網和熱網的需求，又能維持供熱蒸汽壓力使其滿足熱用戶需求。但當電、熱負荷寬范圍變化時，閥門產生巨大的節流損失，大幅降低了機組的熱經濟性。因此，需要尋找一種既能維持供熱蒸汽壓力使其滿足熱用戶需求，還能最大限度地降低甚至消除節流損失的供熱方式，進而提高機組的熱經濟性。

4 調節級

4.1 調節級的特點

圖6 帶有四個調節閥的調節級示意圖

4.2 調節級的傳統應用

現有的調節級都設置在機組高壓缸的進汽側，并且在中、低參數機組中應用較為普遍，其功能為通過調節主蒸汽流量來調節機組的負荷。高壓缸的調節級效率在調門全開狀態下時為60%～80%，造成其效率低的主要原因包括：承受壓降和焓降大(尤其在低負荷下)，要求很大的葉片強度，葉型難以優化，尤其難以兼顧其寬范圍的壓降和焓降變化；容積流量小，葉片較短，相對漏汽量較大。在部分負荷下還存在調門節流損失及部分進汽損失等[6]。

4.3 調節級的創新應用

5 低壓缸設置調節級

為降低閥門的節流損失，若超臨界機組將采用低壓缸安裝調節級來對低壓熱用戶供熱，其調節級效率至少為80%。圖7為采用閥門或效率為80%的調節級調壓供熱方式的低壓缸熱力過程線。圖7中，1表示閥門進汽點或調節級進汽點；2表示閥門出汽點；3表示閥門調壓供熱時低壓缸排汽點；4表示調節級出汽點；5表示調節級調壓供熱時低壓缸排汽點。

圖7 采用閥門或效率為80%的調節級調壓供熱方式的低壓缸熱力過程線

通過計算可得，與閥門調壓供熱方式相比，低壓缸采用調節級調壓供熱方式使排汽比焓降低Δh4=57.770 kJ/kg，發電機輸出功率增加ΔG4=10.631 MW，煤耗降低Δb4=5.437 g/kWh。因此，若此超臨界機組低壓缸設置調節級，較閥門調節相比每年將節約煤1.6萬t。

6 中壓缸設置調節級

對于一些潛在熱用戶，像大型化工廠、大型煉油廠，它們所需的供熱參數較高，此時可用再熱蒸汽來對熱用戶供熱。

例如，超臨界機組對所需較高參數蒸汽(100 t/h、4 MPa、430℃)的大型熱用戶供熱。機組在THA工況下抽取部分熱再熱蒸汽對熱用戶供熱，此時供熱參數均滿足熱用戶需求。當機組負荷降至50%THA時，再熱蒸汽壓力只有1.899 MPa，無法滿足供熱要求。與低壓缸的解決方法類同，亦可采用進汽節流調節的方式維持供熱壓力，但會導致嚴重的節流損失。與閥門調壓相比，中壓缸采用效率為80%的調節級調壓，可使排汽比焓降低Δh5=94.648 kJ/kg，發電機輸出功率增加ΔG5=20.543 MW，煤耗降低Δb5=21.817 g/kWh。若該超臨界機組中壓缸設置調節級，較閥門純節流調節方式相比每年將節約煤6.5萬t。

7 不同負荷下調節級調壓供熱方式的經濟性分析

仍以機組供熱為例，分別以抽出100 t/h和500 t/h的供熱蒸汽量為基準，比較低壓缸采用調節級調壓供熱方式與常規閥門調壓供熱方式間的功率收益(或損失)。現以閥門調壓供熱方式為基準，采用調節級調壓供熱后獲得的相對機組發電功率收益，其隨機組電負荷的變化見圖8。功率收益指采用調節級替代閥門節流調壓供熱后機組獲得的相對發電功率增量。

圖8 不同熱負荷下的機組功率收益隨電負荷變化曲線圖

在圖8中，功率收益=低壓缸進汽流量×調節級調壓供熱與閥門調壓供熱間的低壓缸排汽焓差。當中排全部用于供熱時，即低壓缸進汽流量為零，此時功率收益為零(忽略鼓風損失)；當供熱流量為零時，此時功率收益也趨于零。機組在低負荷下，供熱抽汽量越小，功率收益越大；在高負荷下，供熱抽汽量越大，功率收益越大。但由于我國電網負荷具有包括熱電聯供在內的煤電大機組必須參與大幅調峰的事實，不管供熱負荷的高低，在機組全電負荷的特點下，其采用調節級進行供熱調壓的平均收益都非常可觀。

中壓缸采用調節級調壓供熱方式的功率收益與之類同。

8 結語

(1)當電網負荷或熱負荷寬范圍變化時，用來維持供熱蒸汽壓力的調節閥會產生巨大的節流損失，降低機組熱經濟性。熱電聯供的大型煤電機組中，非高壓缸若采用調節級調壓供熱方式，既能維持供熱蒸汽壓力使其滿足熱用戶需求，又能顯著降低節流損失，進而提高機組的熱經濟性。

(2)根據中、低壓缸采用調節級調壓供熱的計算可知，機組在低負荷下，供熱抽汽量越小，功率收益越大；在高負荷下，供熱抽汽量越大，功率收益越大。但不管供熱負荷的高低，在機組全電負荷的范圍內，其采用調節級進行供熱調壓的平均收益都非常可觀。

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