300 MW亞臨界機組的熱電解耦模式對比

朱旭東，馬紅和，韓 洋

(太原理工大學(xué) 電氣與動力工程學(xué)院，山西 太原 030024)

0 引 言

隨大數(shù)據(jù)時代的高速發(fā)展以及人工智能技術(shù)的迭代更新，我國區(qū)域供熱系統(tǒng)正在由三代向四代發(fā)展[1-2]，四代區(qū)域供熱系統(tǒng)具體為減少化石燃料，增加可再生能源供熱比例，并與智能電網(wǎng)[3]共建能源互聯(lián)網(wǎng)。同時，為實現(xiàn)碳中和目標(biāo)，我國可再生能源進入規(guī)模化倍速發(fā)展階段[4-7]。據(jù)統(tǒng)計，截至2020年底，我國可再生能源發(fā)電裝機量占比接近40%，其中風(fēng)電、光伏發(fā)電等可間歇性能源發(fā)電的裝機量逐年上升且大規(guī)模并網(wǎng)發(fā)電[8-10]，給電網(wǎng)調(diào)峰工作帶來較大壓力，進而導(dǎo)致棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象加重。此外，隨城市的不斷發(fā)展，對冬季供暖需求增大，現(xiàn)有供熱機組不足以支撐城市供熱。供熱機組面臨新能源消納困難[11]和供熱期熱-電矛盾突出的雙重壓力，迫切需要進行熱電解耦技術(shù)改造[12-14]。

近年來，學(xué)者對供熱機組的熱電解耦技術(shù)進行了許多研究。目前，常見的熱電解耦技術(shù)有高低旁路聯(lián)合供熱、低壓缸空載供熱、儲熱供熱、電極鍋爐等。居文平等[15]從技術(shù)特點、技術(shù)優(yōu)勢和限制等角度對4種常見的熱電解耦技術(shù)進行比較分析，但未對改造的調(diào)峰效果以及機組經(jīng)濟性進行量化研究。鄂志君等[16]對低壓缸零出力模式不同發(fā)電量、供熱量下的電熱特性、最大熱電比(定義為機組的供熱量和發(fā)電量之比，反映了供熱機組的技術(shù)經(jīng)濟水平)、新能源消納能力等參數(shù)進行研究。結(jié)果表明，在機組發(fā)電量均為125 MW時，經(jīng)折算低壓缸零出力改造后每年可節(jié)約標(biāo)煤38 686.33 t。張猛等[17]利用變工況熱力計算方法對低壓缸零出力改造方案的調(diào)峰深度進行計算分析，該方案能使該機組負荷率降至40%以下。劉浩晨等[18]對熱網(wǎng)換熱器的熱力學(xué)性能進行了較為全面的分析。這些研究取得了較好進展，為供熱機組實現(xiàn)熱電解耦提供了許多有效方案，但對同一機組不同熱電解耦模式的直接對比以及高低旁路不同進汽量對機組電熱特性和供熱能力影響的研究仍存在不足。

以某300 MW亞臨界供熱機組為例，基于Aspen Plus V11軟件對機組分別采用低壓缸空載、高低旁路聯(lián)合供熱模式建模、計算；同時，對上述2種模式從電熱特性、供熱能力、抽汽加熱器火積效率等角度進行分析。此外，定量分析了機組在高低旁路聯(lián)合供熱模式下，高參數(shù)膨脹機進汽和汽輪機進汽量的比值(簡稱進汽比)對機組電熱特性和供熱能力的影響。為建設(shè)高穩(wěn)定性、高時效性、多種清潔能源互補的智能能源互聯(lián)網(wǎng)提供有效依據(jù)，確定供熱機組不同熱電解耦模式下的新能源消納能力并指導(dǎo)新能源發(fā)電的上網(wǎng)量，避免棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象的發(fā)生。

1 供熱機組概況

1.1 機組汽輪機概況

以哈爾濱汽輪機廠生產(chǎn)的300 MW亞臨界燃煤直接空冷機組為研究對象。汽輪機為一次中間再熱、兩缸兩排汽、單抽供熱、直接空冷凝汽式汽輪機，采用抽汽凝汽供熱(背壓14 kPa)模式，供熱抽汽壓力為0.2～0.6 MPa。機組共有7段回?zé)岢槠謩e向3臺高壓加熱器、1臺除氧器、3臺低壓加熱器供汽加熱給水。汽輪機主要技術(shù)參數(shù)見表1。

表1 汽輪機主要技術(shù)參數(shù)

1.2 工業(yè)抽汽需求

根據(jù)實際需求對電廠供熱系統(tǒng)進行規(guī)劃，機組抽汽分為工業(yè)抽汽和供熱抽汽兩大部分。工業(yè)抽汽分為5個區(qū)域，機組總工業(yè)抽汽量為239.1 t/h。工業(yè)抽汽區(qū)域分布見表2。

表2 工業(yè)抽汽區(qū)域分布

2 機組熱力系統(tǒng)計算模型

2.1 物性方法選擇

基于Aspen Plus V11軟件進行模擬計算，選擇正確的物性方法極為關(guān)鍵。機組熱力系統(tǒng)涉及的主要物質(zhì)是水(H2O)，選用模擬工況的溫度為293.15～811.15 K。STEAM-TA物性方法利用ASME蒸汽表關(guān)聯(lián)式計算純水和蒸汽熱力性質(zhì)，溫度為273.15～1 073.00 K，適用于所建模型。

2.2 機組熱力系統(tǒng)模型的建立

基于Aspen Plus V11軟件對機組熱力系統(tǒng)建模。機組熱力系統(tǒng)建模時，需要選擇基本模型。鍋爐(BOLIER)和再熱器(RHT)采用Heater模型。按照機組抽汽口為節(jié)點將汽輪機分為若干級組，每一級組均采用Compr模型，其排汽分為2部分：抽汽回?zé)岵糠趾瓦M入下一級組繼續(xù)膨脹做功部分。Compr模型機械效率為99%。機組熱力系統(tǒng)模型如圖1所示(F為分流，M為合并流股，HP為高壓缸，IP為中壓缸，LP為低壓缸)。回?zé)嵯到y(tǒng)中，3個高壓加熱器(H1、H2、H3)和3個低壓加熱器(H5、H6、H7)均采用HeatX模型。水中含氧量對熱力系統(tǒng)循環(huán)效率的影響可以忽略，建模時并未在循環(huán)水中加入氧氣成分，因此除氧器(DEA)采用Mixer模型[19]。抽汽供熱系統(tǒng)中，抽汽加熱器(H8、H9)采用HeatX模型。給水泵(FP)和凝結(jié)水泵(DP)采用Pump模型，效率設(shè)為75%。空冷島(ACI)采用Heater模型，水箱(TANK)采用Mixer模型。

圖1 機組熱力系統(tǒng)模型

汽輪機變工況計算時，假設(shè)各中間級組的等熵效率不變。額定工況下各級組的等熵效率見表3。

表3 額定工況下各級組的等熵效率

2.3 模型準(zhǔn)確性驗證

為驗證數(shù)值模擬方法的可靠性，分別對比了TRL工況(汽輪機的額定工況)、滑壓75%工況、滑壓50%工況、滑壓40%工況4種典型工況中汽機熱力參數(shù)的設(shè)計值和模擬值。

所選典型工況下汽機熱力參數(shù)設(shè)計值與模型計算結(jié)果的對比見表4，由表4可知，模型計算結(jié)果與設(shè)計值的偏差較小，均小于2.0%，表明建立的熱力系統(tǒng)模型準(zhǔn)確可靠。

表4 典型工況下汽機熱力參數(shù)對比

2.4 熱力學(xué)性能分析方法

“火積(entransy)”是描述物體的一種狀態(tài)參數(shù)，表示熱量對0 K環(huán)境傳熱的能力[18]，具體為

(1)

式中，Evh為物體的火積，J·K；Qvh為物體的熱量，J；T為溫度，K。

火積效率用來定義傳熱過程的效率，具體定義為末態(tài)火積和初態(tài)火積的比值，如式(2)所示：

ηvh=Evhm/Evhc，

(2)

式中，Evhc為初態(tài)火積，J·K；Evhm為末態(tài)火積，J·K。

在供熱機組中，換熱器大多數(shù)為表面式換熱器，其汽水連接方式如圖2所示。表面式換熱器的火積效率計算如式(3)所示:

圖2 表面式換熱器汽水連接方式

(3)

2.5 發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗分析方法

供熱機組按照等效電法[20]計算發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗(標(biāo)準(zhǔn)煤熱值為29 307 kJ/kg)。根據(jù)熱量的品位，將熱量轉(zhuǎn)換為等效電，然后與發(fā)電量分?jǐn)倶?biāo)準(zhǔn)燃煤量，其轉(zhuǎn)換方法為

Pd=Qdη。

(4)

其中，Pd為等效電量，MW；Qd為機組供熱量，MW；η為等效電轉(zhuǎn)換系數(shù),具體為：

(5)

式中，T0為環(huán)境溫度；T1、T2分別為加熱前、加熱后的循環(huán)水溫度。

發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗的計算方法為

(6)

式中，Bf為發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗，g/kWh；B為標(biāo)準(zhǔn)燃煤量，kg；Pe為機組發(fā)電量，MW。

3 熱電解耦模式

3.1 低壓缸空載供熱(背壓3 kPa)模式

低壓缸空載供熱模型如圖3所示。低壓缸最小冷卻流量是限制供熱機組運行靈活性的主要因素，并且會隨低壓缸末級排汽壓力的降低而減小。在供熱期間，使機組低壓缸保持在高真空(3 kPa)條件下運行，并滿足低壓缸最小冷卻流量以及抽汽回?zé)幔軌虼蠓鶞p少低壓缸進汽，從而增加中壓缸供熱抽汽量，減少發(fā)電量，提高機組的調(diào)峰能力和供熱能力。

圖3 低壓缸空載供熱模型

低壓缸最小冷卻流量計算方法如下：

(7)

(8)

式中，Vmin為末級最小容積流量，m3/kg；Dc0為THA工況低壓缸排汽流量，t/h；Vc0為低壓缸額定背壓下排汽比容，m3/kg；Gvmin為末級相對最小容積流量，取0.4；Gcmin為低壓缸末級最小流量，t/h；Vc為低壓缸不同背壓下排汽比容，m3/kg。

空冷機組末級動葉片長度為680 mm，以該長度葉片為基準(zhǔn)，通過機組變工況計算得出低壓缸最小冷卻流量和末級壓力的關(guān)系曲線，如圖4所示。

圖4 末級壓力和冷卻流量的關(guān)系曲線

3.2 高低旁路聯(lián)合供熱模式

高低旁路聯(lián)合供熱模型如圖5所示。部分主蒸汽經(jīng)高參數(shù)膨脹機繞過高壓缸，減少了高壓缸做功。高參數(shù)膨脹機排汽和高壓缸排汽經(jīng)再熱器后，部分再熱蒸汽經(jīng)低壓旁路繞過中壓缸，減少了中壓缸做功。低壓旁路蒸汽經(jīng)減溫、減壓后達到0.7 MPa、298 ℃，在此基礎(chǔ)上實現(xiàn)供熱抽汽和工業(yè)抽汽。進入旁路的抽汽量越多，機組的供熱能力越強，發(fā)電量越少，進而更大程度實現(xiàn)熱電解耦。

圖5 高低旁路聯(lián)合供熱模型

4 結(jié)果與討論

4.1 電熱特性分析

抽汽凝汽供熱模式及低壓缸空載供熱模式的電熱特性模擬計算結(jié)果見表5、6。

由表5、6可知，機組采用低壓缸空載供熱模式時，相同主蒸汽流量下的機組總抽汽量(工業(yè)抽汽量+供熱抽汽量)相比抽汽凝汽供熱模式提高了約185 t/h；相同抽汽量條件下，機組發(fā)電量降低約80 MW以上，相當(dāng)于機組調(diào)峰能力提高26.7%，這部分發(fā)電量的降低為風(fēng)能、太陽能等新能源發(fā)電提供了上網(wǎng)空間，消納了新能源，防止棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象發(fā)生。最大熱電比由0.584升至1.338。這是因為低壓缸排汽壓力降低，所需的最小冷卻流量大幅減少。此外，在滿足低壓缸最小冷卻流量、抽汽回?zé)嵋约肮I(yè)抽汽量為239.1 t/h的基礎(chǔ)上，該模式下臨界負荷的主蒸汽流量為403.37 t/h。

表5 抽汽凝汽供熱模式的電熱特性

表6 低壓缸空載供熱模式的電熱特性

機組低壓缸空載供熱和抽汽凝汽供熱模式供熱特性和調(diào)峰特性對比如圖6所示。

圖6 低壓缸空載供熱和抽汽凝汽供熱模式調(diào)峰特性對比

機組采用高低旁路聯(lián)合供熱模式時，不同進汽比下的電熱特性模擬計算結(jié)果如表7和圖7所示。

表7 高低旁路聯(lián)合供熱模式下不同進汽比的電熱特性

圖7 高低旁路聯(lián)合供熱模式下不同進汽比的電熱特性

由表7可知，在主蒸汽流量保持額定且工業(yè)抽汽量為239.1 t/h的基礎(chǔ)上，進汽比為1∶9時，機組發(fā)電量為208.82 MW，供熱量為306.79 MW，此時的發(fā)電負荷為69.6%，熱電比為1.469；進汽比為4∶6時，機組發(fā)電量為146.65 MW，供熱量為376.21 MW，發(fā)電負荷為48.9%，降低了20.7%，熱電比為2.565，相對提高了1.096。此外，在滿足低壓缸最小冷卻流量、抽汽回?zé)帷⒐I(yè)抽汽量為239.1 t/h且進汽比為4∶6的基礎(chǔ)上，該模式下臨界負荷的主蒸汽量為417.30 t/h。

由圖7可知，隨著高參數(shù)膨脹機進汽和汽輪機進汽量比值的增加，機組發(fā)電量減少，供熱量增加，且大致呈線性關(guān)系。原因有2方面：① 部分主蒸汽、再熱蒸汽進入高、低壓旁路，繞過汽輪機高、中壓缸，導(dǎo)致機組做功減少；② 直接將高品質(zhì)蒸汽減溫、減壓后用于工業(yè)抽汽及供熱抽汽，在供熱量增加的同時導(dǎo)致機組的熱經(jīng)濟性較差。

綜上所述，當(dāng)主蒸汽流量保持額定時，高低旁路聯(lián)合供熱模式相比抽汽凝汽供熱模式，供熱抽汽量最大可提升約312.51 t/h，折合供熱量增加約240.17 MW，發(fā)電量最大減少約86.15 MW；相比于低壓缸空載供熱模式，供熱抽汽量最大可提升約124.11 t/h，折合供熱量約95.91 MW，發(fā)電量最大減少約62.73 MW。由此可知，機組采用高低旁路聯(lián)合供熱模式能最大程度實現(xiàn)熱電解耦，一方面可以在供熱期間提供足夠多的熱負荷，另一方面減少發(fā)電量可以為風(fēng)能、太陽能等新能源發(fā)電提供了上網(wǎng)空間，消納了新能源。

4.2 熱力學(xué)性能分析

通過火積效率可定量描述不同熱電解耦模式下抽汽加熱器傳熱效率。抽汽加熱器火積效率見表8。

表8 不同工況下火積效率變化情況

低壓缸空載供熱模式時，保證低壓缸最小冷卻流量，得到TRL工況、滑壓85%、滑壓75%、滑壓50%、滑壓40%工況下的抽汽加熱器火積效率。由表9可知，隨著主蒸汽流量以及供熱量增加，火積效率降低，主要是因為主蒸汽流量增加的同時，進入抽汽加熱器的高溫蒸汽流量增加，引起初態(tài)火積增大，進而導(dǎo)致火積效率降低。

高低旁路聯(lián)合供熱模式時，保持主蒸汽流量不變，隨著進汽比增加，H8抽汽加熱器的火積效率降低。主要是因為隨著旁路進汽量的增加，在優(yōu)先供應(yīng)工業(yè)抽汽的情況下，進入H8抽汽加熱器的高溫蒸汽量不斷增加；H9抽汽加熱器的火積效率增加，且變化幅度較小，集中在62.898%～64.961%。其主要原因是進汽比增加的同時，中壓缸排汽流量逐漸減少，導(dǎo)致進入H9抽汽加熱器的高溫蒸汽減少，進而引起火積效率的變化。

主蒸汽流量均為1 017.98 t/h時，高低旁路聯(lián)合供熱模式中H8抽汽加熱器的火積效率在不同進汽比條件下均大于低壓缸空載供熱模式中H8抽汽加熱器的火積效率，但H9抽汽加熱器的火積效率與H8相近。主要原因是H9抽汽加熱器的冷進口、熱進口溫度與低壓缸空載供熱模式中H8抽汽加熱器相似，均屬于第1級加熱；而高低旁路聯(lián)合供熱模式中H8抽汽加熱器屬于第2級加熱。

4.3 發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗分析

為定量比較不同熱電解耦模式的發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗，以主蒸汽參數(shù)以及低壓缸排汽參數(shù)不變?yōu)榍疤幔瑢C組發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗進行計算。結(jié)果表明：在主蒸汽流量均為1 017.98 t/h時，采用等效電法將機組供熱量轉(zhuǎn)換后，抽汽凝汽供熱、低壓缸空載供熱以及高低旁路聯(lián)合供熱模式的發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗分別為311.64、262.32、258.22 g/kWh。

5 結(jié) 論

1)機組采用高低旁路聯(lián)合供熱模式能最大限度實現(xiàn)熱電解耦，其最大熱電比會隨進汽比升高而升高，從1.469升高至2.565，較于抽汽凝汽供熱、低壓缸空載供熱模式，最大熱電比分別提高了1.981倍和1.227倍。但由于直接將高品質(zhì)蒸汽通過減溫、減壓用于供熱，導(dǎo)致其熱經(jīng)濟性較差。

2)在保證機組發(fā)電量相同，且滿足低壓缸最小冷卻流量、回?zé)岢槠臈l件下，機組采用低壓缸空載供熱模式時，相比于抽汽凝汽供熱模式，機組總抽汽量提升了185 t/h左右；保證機組總抽汽量不變的情況下，發(fā)電功率約降低80 MW，相當(dāng)于調(diào)峰能力提高26.7%。

3)低壓缸空載供熱模式時，抽汽加熱器火積效率隨主蒸汽流量增加而降低，變化范圍較大，從99.754% 降至63.656%；高低旁路聯(lián)合供熱模式時，在保證額定主蒸汽流量的情況下，隨著進汽比的增加，兩抽汽加熱器火積效率變化趨勢相反。