增设烟气-水换热器提升火电机组灵活性研究

崔福兴，游大宁，张绪辉，祝令凯，王海超

（1.山东电力研究院，山东 济南 250003；2.国网山东省电力公司，山东 济南 250001）

0 引言

当前山东省可再生能源比例日趋增多，截至2019 年底，山东光伏装机容量15 991 MW，风电装机容量13 540 MW，容量占比超过32%；且随着外电入鲁比例和核电机组顺利投运，传统火电机组不可避免地面临可利用小时数下降的窘况［1］，同时可再生能源的反调峰特性、难预测性等不利因素［2］促使火电机组参与频繁调峰、深度调峰，随着山东电力现货市场的开展及辅助服务市场的日益完善，火电机组将主动采取机组灵活性改造方式应对当前复杂外在环境。

针对热电机组灵活性改造尤为重要。由于热电机组目前执行“以热定电”运行模式优先保证民生供热，冬季可供调度的电负荷区间变窄，供热量大时基本丧失负荷调整能力［3］，目前山东省直调火电机组中热电机组占比超过76%，这对电网安全造成较大隐患，同时导致新能源消纳能力下降。

热电机组灵活性改造主要思路是热电解耦，目前方法主要有低压缸切除技术、低压缸光轴技术、储热技术等［4］，其中储热技术又可分为电极锅炉制热、电阻锅炉固体无机盐储热等。低压缸切除技术、低压缸光轴技术限制了机组带高负荷能力［5］，电锅炉储热来自高品位电能，能源整体利用效率不佳［6］。

尝试一种设计方案，在热网循环水回路增设烟气-水换热器，提升机组整体供热、供电灵活性，缓解目前冬季热电机组热电矛盾，同时有效利用低品位烟气热量。

1 设计方案及运行模式

1.1 方案设计

增设烟气-水换热器的供热设计方案如图1 所示。图中：1 为炉膛；2 为烟气-水换热器；3 为热力站；4 为高温烟气出口挡板；5 为低温烟气出口挡板；6 为经烟气-水换热器吸热后的热网循环水出口阀门，下游是热力站；7为经烟气-水换热器吸热后的热网循环水出口阀门，下游是热网用户；8 为控制热网循环水进入烟气-水换热器的阀门；9 为控制热网循环水进入热力站的阀门。

图1 增设烟气-水换热器的供热设计方案

1.2 运行模式

增设烟气-水换热器后热电机组供热供电有四种运行方式。

1.2.1 烟气-水换热器短路模式

9 号阀门全开，其他阀门关闭，升温后热网循环水从热力站流经热网用户放热，低温水通过热力管道和9 号阀门进入热力站吸热，这是目前热电厂常规供热运行模式，适用于热负荷需求、电网调度需求均不紧张的情况，如供热初期、末期或供热需求大时，一般不能满足调度电负荷要求。

1.2.2 热力站短路模式

烟气侧4 号、5 号烟气挡板打开，高温烟气和低温烟气混合成中温烟气进入烟气-水换热器放热后排入原锅炉尾部烟道，根据4 号、5 号挡板不同开度调节高低温烟气流量比例，同时按照供热需求可调节进入烟气-水换热器的烟气温度；水侧6 号、9 号阀门全关，7 号、8 号阀门全开，来自热网的低温循环水经8 号阀门进入烟气-水换热器吸热升温至合格参数后经7 号阀门流至热网用户。由于热力站短路，不需要中压缸抽汽，这部分蒸汽可参与做功，适用于电网发电需求高、热负荷需求一般的情况，如供热初期高负荷时。

1.2.3 换热器与热力站串联模式

热网低温循环水先流经烟气-水换热器再流经热力站后送入热网用户。烟气侧4 号、5 号烟气挡板打开，混合烟气进入烟气-水换热器放热；6 号、8 号阀门全开，7 号、9 号阀门全关，适用于热负荷、电负荷需求均高的情况，如供热中期高负荷时。

1.2.4 换热器与热力站并联模式

一部分热网低温循环水流经烟气-水换热器吸热，另一部分热网低温循环水流经热力站吸热，两部分汇合后进入热网供热。此时烟气侧4号、5号烟气挡板打开；7号、8号、9号阀门全开，6号阀门全关，适用于热负荷、电负荷需求均高的情况，如供热中期高负荷时。

2 增设后热电特性分析

热电机组“热电特性”指的是发电功率P 和对外供热抽汽量G 之间的相互关联耦合关系［7］。对外供热抽汽量为G 时，发电功率P 需满足式（1）约束，其中Pmax、Pmin分别表示当前抽汽量下机组最大和最小电功率，即省调控中心可以调度的机组出力区间。随着外界供热需求改变，G 随之改变，机组最大电功率Pmax和最小电功率Pmin也随之改变，将不同G 下对应的Pmax、Pmin连接成线，可以得到机组的热电特性曲线，热电机组安全运行工况点分布在特性曲线围成的封闭区间内。

2.1 烟气-水换热器短路模式

该工况属于常规热电机组运行工况，如图2 所示。某330 MW 热电机组，其中低压缸最小进汽量140 t/h，最大抽汽量为400 t/h，负荷区间为［233 MW，263 MW］，不带供热时负荷区间为［165 MW，346 MW］。图2 号，AB 线为最大主蒸汽流量下抽汽量和电功率约束线，见式（2）；BC 线为最大抽汽量下电功率约束线；CD 线为低压缸最小进汽量下抽汽量和电功率约束线，见式（3）；DE 线为最小主蒸汽流量下抽汽量和电功率约束线，斜率与AB 线一致，见式（4）；EA 线为抽汽量为0时电功率约束线，D点为最小主蒸汽流量下保证低压缸最小进汽量时机组工作点，热电机组运行状态在封闭区间ABCDE内。

2.2 热力站短路模式

利用增设烟气-水换热器对外供热，此时热力站被短路，中压缸排汽全部进入低压缸做功，图2 中横坐标变为抽取烟气流量，为便于比较，假定烟气-水换热器与热力站换热器换热效率一致，将抽取烟气流量按照等效热量原则转化为抽汽量，如式（5）所示。

图2 典型热电机组（330 MW）热电特性曲线

式中：Mg、Mw、Mcw分别为烟气、中排抽汽、热网循环水质量流量，kg/h；hg1、hw1、hcw1分别为换热器烟气、中排抽汽、热网循环水进口焓值，kJ/kg；hg2、hw2、hcw2分别为换热器烟气、中排抽汽、热网循环水出口焓值，kJ/kg。

相关计算见表1，一般热网采用质调节，通过改变进水温度调整整体供热量，保持水流量不变。假定抽汽参数不变，进汽参数0.5 MPa，330 ℃；排汽参数55 ℃饱和水；高温烟气来自炉膛底部，取1 000 ℃；为避免过量抽取高温烟气导致炉膛换热恶化，适量抽取部分低温烟气，低温烟气来自尾部烟道选择性催化还原（Selective Catalytic Reduction，SCR）入口，取350 ℃；为避免烟气排气温度过低导致腐蚀，取110 ℃。计算当抽汽量400 t/h 时，高温烟气流量1 170 t/h，已接近设计最大流量1 524 t/h，考虑到安全因素该工作状态实际不能达到，测算仅为了对比的需要，考虑到煤的绝热燃烧温度接近2 000 ℃，折算后大约1/3 满负荷下燃煤输入热量加热热网循环水，此时负荷约为232 MW。

表1 中等效100 t/h 抽汽量下烟气热量约占满负荷下锅炉总输入热10%，该机组制粉系统按照“五运一备”设计，6台磨煤机全开时足够增加输入热10%，可认为采用热力站短路模式时等效100 t/h抽汽量下负荷均可维持满负荷不变。

表1 等效抽汽量时烟气量计算汇总

过量抽取烟气会导致辐射换热与对流换热比例失调，考虑到不同锅炉可承受的抽取烟气量不一致，实际工况点现场试验才可确定，约定等负荷下烟气量的50%作为最大可抽取烟气量，作为实际最大抽汽工况点。满负荷的50%烟气量对应的抽汽量为286 t/h，负荷约为285 MW，即B点（286 t/h，285 MW）。负荷降低烟气量随之降低，因此等效286 t/h 抽汽量下负荷固定为一个点B，即B、C两点重合。

因汽轮机不再参与抽汽，原有受限因素如低压缸最小进汽量、中排压力均易满足，锅炉稳燃［8］、水动力循环［9］成为受限因素。一般新建燃煤锅炉投产时均可完成35% 锅炉连续最大出力（Boiler Maximum Continue Rate，BMCR）最低稳燃试验，保守取值40%额定负荷作为最低负荷，即E 点变为（0，132），此时烟气量约620 t/h。等效100 t/h抽汽量时抽取高温烟气量290 t/h，此时电负荷约101 MW，占额定容量30.6%，对于直流锅炉来说，接近干湿态转换上限（26%～28%），即D 点变为（100，101）。连接CD 线为最大抽烟气限制线，如图3所示。

图3 热力站短路时机组热电特性

2.3 串联模式、并联模式

串联模式下，烟气-水换热器与热力站可按照不同热量比例自由分配，保证输出合格热网循环水；并联模式下烟气-水换热器与热力站可按照不同阀门开度自由调整各自进水流量，保证输出合格热网循环水。两者基本热力特性曲线相似。

以串联模式为例，将寻求最大供热量、最大负荷、最小负荷边界作为规划目标。综合分析可知，0～100 t/h 抽汽时采用纯烟气供热，负荷可维持最大346 MW；当汽轮机极限供热工况下工作点为（400 t/h，263 MW），仍可由烟气分担供热100 t/h，此时机组整体工作点为（500 t/h，263 MW）；当锅炉极限供热工况下工作点为（286 t/h，285 MW）时，将纯凝285 MW按照图2 中等主蒸汽流量线和低压缸最小进汽线分解，可折算为汽机最大供热量362 t/h，此时负荷变为210 MW，机组整体工作点变为（648 t/h，210 MW）；图3 中DE 线时负荷过低汽轮机仅能纯凝状态运行，仍为串联模式下最小负荷线，最终如图4 所示。

图4 串联模式下机组热电特性

3 数据分析

3.1 最大供热量分析

如图5 所示，3 种供热模式下烟气供热受限于抽烟气量限制，最大可供暖能力最小为286 t/h，传统热力站供热次之，混合供热模式下供热量最高可达648 t/h，这是因为该模式在锅炉、汽机限制因素内更充分利用烟气热量、蒸汽热量，有效提升了供热能力。

图5 最大供热量对比

3.2 最大可调功率分析

在较低热负荷时，烟气供热和混合供热模式下最大可调电功率均超过传统热力站模式时带电负荷能力，但烟气供热受限于可抽取烟气总量，供热能力低于传统供热模式；混合供热模式兼顾双方优势，在400 t/h 抽汽量范围内最大电功率均高出传统供热模式21 MW，且超出400 t/h 设计最大供热能力后仍可稳定运行，最大工作点为（648 t/h，210 MW），如图6所示。

图6 等供热量时不同模式下最大电功率

3.3 最小电功率分析

在现有“以热定电”运行模式下，保证供暖的前提下机组最低出力越小，电网吸纳可再生能源越强。不同模式下最低出力对比如图7 所示。可以看出，当供热负荷不太高时，烟气供热和混合供热模式最低出力显著低于传统热力站供热，这是由于低负荷限制因素不同导致，锅炉侧低负荷主要考虑稳燃因素，抽取烟气供暖意味着炉内输入热量多于实际发电所需的热量，稳燃效果增强；汽机侧低负荷主要考虑中排压力因素，中排压力低可能出现抽不出蒸汽的情况，因此传统热力站供热模式最低出力不会太低。但随着供暖需求的增加，稳燃不再是锅炉侧主要限制因素，随着烟气抽取量的加大，辐射热与对流热比例容易失调带来安全问题，锅炉侧低负荷线上升明显，在约140 t/h 时最低出力会高于同供暖量下热力站供暖模式。而混合供热模式兼顾两者优势，除小区间（约220 t/h附近）最低出力高于热力站供热模式，绝大部分供热区间均最低。

图7 等供热量时不同模式下最小电功率

3.4 调峰区间分析

不同供热模式下调峰区间对比如图8 所示。可以看出，混合供热模式下可调峰区间在任何供热量下均高于其他两种模式，烟气供热模式受限于可抽取烟气总量，低负荷线快速增大，导致供热需求大时调峰区间快速缩减，在常规中高热负荷下调峰能力最差，但在小供热量下调峰性能优于热力站供热模式。

图8 等供热量时不同模式下调峰区间

4 结语

提出一种增设烟气-水换热器供热模式，并分析了不同供热模式下机组整体热电特性变化，同时从等供热量下最大电功率、最小电功率等维度进行数据比较，得出以下结论：

1）烟气供热模式在小供热需求下最小电功率下降显著，混合供热模式下在全供热区间范围内最小电功率大幅低于传统供热模式，有效提升电网吸纳可再生能源能力，同时促进了机组在电力市场模式下盈利水平。

2）相同供热需求下混合供热模式最大电功率可高出传统供热模式21 MW，适用于冬季晚间新能源发电少、热负荷需求多的场景。

3）混合供热模式最大供热量显著高于传统热力站供热模式。

4）采用混合供热模式可显著提升机组灵活性，增强热电解耦能力。