大型煤电机组非高压缸设置调节级的热电联产研究

刘俊杰，冯伟忠

(1.上海电力学院能源与机械工程学院，上海 200090；2.上海外高桥第三发电有限责任公司，上海 200137)

在电网的调度顺序中，核电不易调峰的特性决定了其在电网中是带基荷的运行方式[1]。随着可再生能源发电的快速增长，除水电以外，风电、太阳能发电等均不可控，属随机性电源。电网若需消纳它，必须有其他的可快速调峰的发电形式予以配合。在电网中，最好的调峰电源是水电，包括抽水蓄能电站，其次是燃气轮机发电。为了减排二氧化碳以及季节性的原因，电网往往会让水电多发甚至满发。我国由于燃气资源的相对匮乏和许多地区地势的限制，难以大规模发展燃气轮机发电和抽水蓄能发电[2]。尤其是中国的燃煤发电比例太高，在电网中的容量占比达60%以上，因此电网调峰必须更多地依靠煤电[3]。此外，为大力发展“低碳经济”[4]，大型煤电机组的热电联产成为了一个重要的发展方向，当然这类热电联产机组也不得不参加电网调峰。

调峰的热电联产机组要时刻满足电网和热网的负荷需求，同时也要满足热用户的参数需求。电、热负荷变化使供热蒸汽参数相应变化，为满足热用户的压力需求，以往的抽汽供热机组较多地采用旋转隔板或阀门调节的方法来调节供热抽汽压力。旋转隔板是冲动式供热机组特有的可选技术，但其结构复杂，在压差大时容易卡涩，会降低机组的安全性和经济性[5-6]。因此，这种调节方式一般在中、小机组中采用。现有大型煤电机组的热电联产普遍采用阀门调节来满足热用户需求。

1 大型煤电机组的供热方式

大型煤电机组(以一次再热机组为例)较典型的供热方式包括中压缸排汽供热、热再热蒸汽供热(当供热温度低于冷再温度时，可采用冷再热蒸汽供热)，如图1所示。其中，中压缸排汽热源提供给中低压热用户，当中压缸排汽参数大于热用户所需参数时，抽取的中压缸排汽经调压站减压、减温后对热用户供热；当中压缸排汽压力小于热用户参数时，通过调节低压缸前节流阀的开度大小使中排压力增大至热用户所需值。而热再热蒸汽或冷再热蒸汽热源提供给高压热用户，该蒸汽经调压站减压、减温后对热用户供热。

图1 一次再热机组的供热方式

2 供热压力随电负荷、热负荷变化特性

供热抽汽压力的全微分表达式如下：

(1)

式中Re——电负荷；Rh——热负荷；p——供热抽汽压力；Δpv——节流阀压降。

热用户所需的压力、温度为定值，因此要确保供热压力，必有dp=0。即式(1)可转化为

(2)

由式(2)可知，通过改变节流阀的压降，可补偿电负荷和热负荷变化所导致的供热压力的变化。

当电负荷单独变化时，若忽略汽轮机的相对内效率和循环效率的变化，此时有：

(3)

式中G——主蒸汽流量；下标1——工况变动后的参数(以下均同)。

对一个供热的凝汽式汽轮机，在应用弗留格尔公式时，可将供热抽汽点至低压缸排汽取成一个级组，故供热蒸汽的压力为

(4)

式中Gr——抽取供热蒸汽后的蒸汽流量；T——供热蒸汽温度；pc——背压。

由于最末级为真空排汽，即pc和pc1很小，其平方数可忽略。若同时忽略温度变化，则式(4)可简化为

(5)

在只有电负荷变化的情况下，此时供热流量为定值，因此有下式：

(6)

图2 低压缸前蒸汽压力随负荷变化曲线

现以中压缸排汽供热方式为例来进行讨论。火电调峰机组的负荷变化范围一般为40%～100%，低压缸前蒸汽压力与电负荷呈线性变化，如图2(a)所示；图2(b)为机组在某工况下(如THA工况)对热用户供热，低压缸前蒸汽压力与热负荷也呈线性变化。

如图2所示，热用户所需压力为phc=p2，此时对应的电负荷大小为80%，对应的热负荷为R2。当80%≤Re≤100%或0≤Rh≤R2时，此时低压缸前压力p≥p2，抽取中排经调压站减温、减压后对热用户供热；当40%≤Re<80%或Rh>R2时，此时低压缸前压力p

3 阀门调节的节流损失

当电负荷较高、热负荷较小时，低压缸前压力p1≥p2=phc，低压缸前的节流阀全开，供热蒸汽经调压站减温、减压后直接对热用户供热。当电负荷较低、热负荷较高时，低压缸进口压力p3

图3 阀门调节时低压缸热力曲线图

3.1 节流损失

阀门的节流过程是一个等焓熵增的过程。低压缸在背压一定的情况下，当排汽点在湿蒸汽区，公式为

(7)

式中 Δhi——节流引起的低压缸排汽焓增；Δsi——节流过程的熵增。

根据式(7)可得，Δsi越大，Δhi也越大。在背压一定的情况下，当电、热负荷变化时，为满足热用户需求，机组通过调节低压缸前的阀门2开度来使供热蒸汽压力达到phc，此时阀门的压损为Δpi；电负荷越低、热负荷越高，阀门的压损Δpi越大(见图4)，因节流过程引起的熵增Δsi越大，Δhi也越大，低压缸排汽比焓越大，造成低压缸焓降越小，从而使整机效率大幅降低，降低了机组的热经济性。

图4 阀门的节流损失热力曲线图

3.2 案例分析

某电厂为N600-24.2/566/566型超临界机组，需要对中压热用户提供500 t/h的蒸汽(参数为1 MPa、300℃)。该电厂THA 工况的热力参数见表1。

表1 THA工况下的热力参数表

若直接抽取THA工况下的部分低压缸进汽用来供热，根据变工况迭代计算可知，此时供热抽汽压力仅为0.586 MPa。现有的解决方法是在低压缸进口设置阀门，通过调节阀门开度使供热压力增至1 MPa，然后再对热用户供热。图5为THA工况或采用阀门调压供热方式的低压缸热力过程线。在图5中，0表示THA工况时低压缸进汽点；1表示阀门进汽点；2表示阀门出汽点；3表示阀门调压供热时低压缸排汽点；4表示THA工况时低压缸排汽点；5表示忽略阀门节流损失时低压缸排汽点。

图5 THA工况或采用阀门调压供热方式的低压缸热力过程线

若忽略阀门的节流损失，此时蒸汽在低压缸的焓降等于THA工况时低压缸焓降，即Δh0-4=Δh1-5，如图5所示。通过计算可知，节流损失使低压缸排汽比焓升高Δh3=78.345 kJ/kg，发电机输出功率减少ΔG3=12.025 MW，煤耗增加Δb3=6.149 g/kWh。若机组的年利用小时数为5 000 h，则由于阀门的节流损失，此超临界机组每年将多消耗煤1.8万t。

综上所述，大型火电机组供热采用阀门调节既能满足电网和热网的需求，又能维持供热蒸汽压力使其满足热用户需求。但当电、热负荷宽范围变化时，阀门产生巨大的节流损失，大幅降低了机组的热经济性。因此，需要寻找一种既能维持供热蒸汽压力使其满足热用户需求，还能最大限度地降低甚至消除节流损失的供热方式，进而提高机组的热经济性。

4 调节级

4.1 调节级的特点

图6 带有四个调节阀的调节级示意图

4.2 调节级的传统应用

现有的调节级都设置在机组高压缸的进汽侧，并且在中、低参数机组中应用较为普遍，其功能为通过调节主蒸汽流量来调节机组的负荷。高压缸的调节级效率在调门全开状态下时为60%～80%，造成其效率低的主要原因包括：承受压降和焓降大(尤其在低负荷下)，要求很大的叶片强度，叶型难以优化，尤其难以兼顾其宽范围的压降和焓降变化；容积流量小，叶片较短，相对漏汽量较大。在部分负荷下还存在调门节流损失及部分进汽损失等[6]。

4.3 调节级的创新应用

5 低压缸设置调节级

为降低阀门的节流损失，若超临界机组将采用低压缸安装调节级来对低压热用户供热，其调节级效率至少为80%。图7为采用阀门或效率为80%的调节级调压供热方式的低压缸热力过程线。图7中，1表示阀门进汽点或调节级进汽点；2表示阀门出汽点；3表示阀门调压供热时低压缸排汽点；4表示调节级出汽点；5表示调节级调压供热时低压缸排汽点。

图7 采用阀门或效率为80%的调节级调压供热方式的低压缸热力过程线

通过计算可得，与阀门调压供热方式相比，低压缸采用调节级调压供热方式使排汽比焓降低Δh4=57.770 kJ/kg，发电机输出功率增加ΔG4=10.631 MW，煤耗降低Δb4=5.437 g/kWh。因此，若此超临界机组低压缸设置调节级，较阀门调节相比每年将节约煤1.6万t。

6 中压缸设置调节级

对于一些潜在热用户，像大型化工厂、大型炼油厂，它们所需的供热参数较高，此时可用再热蒸汽来对热用户供热。

例如，超临界机组对所需较高参数蒸汽(100 t/h、4 MPa、430℃)的大型热用户供热。机组在THA工况下抽取部分热再热蒸汽对热用户供热，此时供热参数均满足热用户需求。当机组负荷降至50%THA时，再热蒸汽压力只有1.899 MPa，无法满足供热要求。与低压缸的解决方法类同，亦可采用进汽节流调节的方式维持供热压力，但会导致严重的节流损失。与阀门调压相比，中压缸采用效率为80%的调节级调压，可使排汽比焓降低Δh5=94.648 kJ/kg，发电机输出功率增加ΔG5=20.543 MW，煤耗降低Δb5=21.817 g/kWh。若该超临界机组中压缸设置调节级，较阀门纯节流调节方式相比每年将节约煤6.5万t。

7 不同负荷下调节级调压供热方式的经济性分析

仍以机组供热为例，分别以抽出100 t/h和500 t/h的供热蒸汽量为基准，比较低压缸采用调节级调压供热方式与常规阀门调压供热方式间的功率收益(或损失)。现以阀门调压供热方式为基准，采用调节级调压供热后获得的相对机组发电功率收益，其随机组电负荷的变化见图8。功率收益指采用调节级替代阀门节流调压供热后机组获得的相对发电功率增量。

图8 不同热负荷下的机组功率收益随电负荷变化曲线图

在图8中，功率收益=低压缸进汽流量×调节级调压供热与阀门调压供热间的低压缸排汽焓差。当中排全部用于供热时，即低压缸进汽流量为零，此时功率收益为零(忽略鼓风损失)；当供热流量为零时，此时功率收益也趋于零。机组在低负荷下，供热抽汽量越小，功率收益越大；在高负荷下，供热抽汽量越大，功率收益越大。但由于我国电网负荷具有包括热电联供在内的煤电大机组必须参与大幅调峰的事实，不管供热负荷的高低，在机组全电负荷的特点下，其采用调节级进行供热调压的平均收益都非常可观。

中压缸采用调节级调压供热方式的功率收益与之类同。

8 结语

(1)当电网负荷或热负荷宽范围变化时，用来维持供热蒸汽压力的调节阀会产生巨大的节流损失，降低机组热经济性。热电联供的大型煤电机组中，非高压缸若采用调节级调压供热方式，既能维持供热蒸汽压力使其满足热用户需求，又能显著降低节流损失，进而提高机组的热经济性。

(2)根据中、低压缸采用调节级调压供热的计算可知，机组在低负荷下，供热抽汽量越小，功率收益越大；在高负荷下，供热抽汽量越大，功率收益越大。但不管供热负荷的高低，在机组全电负荷的范围内，其采用调节级进行供热调压的平均收益都非常可观。

参考文献：

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[3]靳智平．电厂汽轮机原理及系统[M]．北京：中国电力出版社，2006.

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[6]龚云贵．提高300 MW汽轮机调节级效率的探讨 [J]．电力讯息，2014(12)：165-166.