供热机组低压缸零出力工况下热经济性分析

汪 可， 田 亮

(华北电力大学 控制与计算机工程学院，河北 保定 071003)

0 引 言

2021年,我国在十四五规划中提出要加快发展非化石能源,大力提升风电、光伏发电规模,实现碳达峰、碳中和的目标[1]。随着未来风、光等可再生能源装机量的进一步攀升,发电企业积极响应国家政策,对燃煤机组的灵活性提出了更高的要求,更多的热电联产机组也开始参与电网调峰。由于常规抽汽供热机组的供热蒸汽取自中压缸排汽,加大供热量必然导致通过高、中压缸流量增加,因此供热机组的发电量往往和采暖抽汽量耦合,每当大风降温天,供热需求和风电利用的矛盾会变得更加突出,使得风电出力受到限制,导致更多地区出现弃风弃光现象,进而浪费了大量清洁能源[2]。

为了解决当前清洁能源利用率不高的难题,工程师们提出诸多设想,部分方案已经得到实际应用:文献[3]针对某一供热系统,使用迭代算法得到了储热罐的最佳容量,并且通过定值计算来分析储热罐对供热机组的调峰灵活性提升效果;文献[4]运用遗传算法和双层决策模型来实现大范围的储能系统规划,以提高风电的接入能力;文献[5]详细介绍了在加装电锅炉后某机组包括调峰能力在内各项指标的改变;文献[6]提出将东北地区的风电场和电锅炉绑定的方案,在消纳风电的同时可以保障供热;文献[7,8]计算了汽轮机在低压缸切除状态下的各级热力参数,表明其可以有效地降低机组最小负荷,一定程度上能解除热电耦合,释放出更大的调峰裕度;文献[9]计算并分析了机组在采暖抽汽工况下的热耗等参数,表明供热可以提高机组的热经济性;文献[10]介绍了某330 MW机组经过低压缸切除供热改造的实际案例,改造后的机组大幅增加采暖抽汽量,供热煤耗降低量最高达30%,为电厂创造了极大的收益。文献[11]提出一种不需要汽轮机详细结构参数即可计算机组变工况后各项热力参数的算法;文献[12]提出了确定变工况算法的起点负荷的方法,并使用改进后的弗留格尔公式,在传统算法的基础上减小了误差。

在众多提升供热机组灵活性的技术中,低压缸零出力因为其低投资和可观的经济收益,得到了很多热电企业的关注。目前关于低压缸零出力热经济性的文献,少有对多种工况下在低压缸零出力前后的定量分析和热经济性对比,而且大多是计算发电功率、热耗,很少结合能源对外售出的价格去直观体现电厂在收益上的增减。本文首先分析了某350 MW超临界供热机组的实际情况;然后利用机组的热力平衡规律分别计算出在100%TMHCR(最大供热)和40%THA两种典型性工况下汽轮机进入低压缸零出力后的发电功率、供热负荷和热耗等各项热力性能参数;最后依据近几年当地的上网电价和热价,对比分析低压缸零出力能否扩大电厂的经济收益。

1 机组概况

该电厂建设有2×350 MW的国产超临界燃煤空冷机组,该机组高、中压缸采用合缸反向布置,为一次中间再热、直接空冷、双缸双排汽的抽汽凝汽式汽轮机。机组设置有8段回热抽汽,分别为3台高压加热器,1台除氧器,以及4台低压加热器,额定工况下给水经过回热系统升温至276 ℃,离开一号高压加热器后直接进入锅炉。机组主要热力参数如表1所示。

表1 机组主要热力参数

该机组能为周边工业生产和居民采暖供汽,工业用汽以汽网输送,视参数要求,汽源来自3号高加抽汽或除氧器抽汽,前者抽汽压力2.0 MPa左右,后者在0.8 MPa左右,工业用汽离开机组后几乎不返回,电厂在凝汽器端补水;采暖抽汽取自中压缸排汽,蒸汽压力参数为0.4 MPa,供暖汽流在换热器完成换热过程后,回水直接进入除氧器,无需补水,目前可供当地超过8×106m2的面积取暖,且计划为更多的地区提供暖气,因此需要进一步提高供热能力。其热力系统如图1所示。

2 低压缸零出力技术

2.1 技术介绍

低压缸零出力技术通过灵活地开启或关闭中低压连通管上的低压蝶阀来实现低压缸的“出力”或者“零出力”状态的切换,切换速度较快。在零出力状态下,关闭低压蝶阀后的同时开启供热管道阀门,将机组中压缸排汽几乎全部用于供热,使得低压缸在仅有少量来自旁路连通管冷却蒸汽的情况下空转,大量增加供热的同时降低了汽轮机出力,一定程度上解除了供热量和电负荷的耦合。并且,凝汽器端的冷源损失是影响电厂效率的一大因素,由于低压缸零出力状态下几乎不再有低压缸排汽,供热回水会进入除氧器,避免了余热浪费在空气中,从而提高机组的热经济性。

2.2 技术改造

实现低压缸出力状态的灵活切换需要在中低压连通管上安装可完全密封的蝶阀,阻断原本用来做功的蒸汽进入低压缸。文献[13]表明,当流量降低到20 t以内,低压缸叶片不会产生颤振,鼓风现象减小到可容忍的范围,汽轮机能够长期安全运行。同时要增设旁路系统,向低压缸内通入少量的冷却蒸汽带走鼓风产生的热量。根据厂家的安全运行说明,低压缸末级和次末级叶片的温度不应该超过120 ℃,因此需要设置温度监控点随时关注叶片的状况,并且对末两级叶片进行抗水蚀金属耐磨层喷涂处理,这样可在运行中投入减温水保障叶片安全。

3 基于热力平衡规律的变工况算法

3.1 抽气口压力计算

对于汽轮机每个抽气口级前的压力与流量,假定机组通流面积因调节阀未动作而不发生变化,可用弗留格尔公式描述其数学关系[14]:

(1)

式中:0代表基准工况,下标1代表变工况后;D为抽气口级前蒸汽流量,kg/h;p0、p1为抽气口级前压力,pc为下一抽气口级前压力或缸排汽压力,MPa;T为蒸汽温度,假定蒸汽在汽轮机内做理想膨胀,蒸汽温度在变工况前后不发生变化。则当T1=T0时,公式可简化为

(2)

3.2 回热系统抽气流量计算

回热加热系统是机组热力系统的基本组成部分,作用是抽出在汽轮机做功后的蒸汽,利用其余热逐级提升锅炉给水温度,减少机组冷源损失。而加热器的端差一定程度上反映出回热系统的热经济性[15],其中抽汽口蒸汽压力下的饱和水温度和加热器出口水温度之差通常称为上端差(TTD),相对的下端差(DCA)指加热器疏水出口温度和水侧入口温度之差,以这台350 MW机组一号高加为例,其端差随负荷变化情况如表2所示。

表2 加热器端差随工况变化情况

可以看出,在负荷变化幅度不大时,端差不变或改变不超过0.1 ℃,对加热器内水和蒸汽焓值影响极小。以邻近工况作为基准工况,假设工况变动前后端差未发生改变,通过下式可求取变工况后加热器各入口和出口的温度:

tsi=f(pi)

(3)

twi=tsi-ΔTTTDi

(4)

t′i=twi+1+TDCAi

(5)

对于高压加热器和低压加热器,若不考虑流量损失,其给水流量Dwi不发生变化且分别与主蒸汽流量和凝结水泵流量相等。根据加热器物质平衡与能量平衡,可由以下公式求得抽汽流量Di:

(6)

对于hi,由式(2)可以算得抽气口级前的压力,结合蒸汽温度,代入水蒸气性质函数计算得到抽汽焓hi。

3.3 变工况计算步骤

本文基于Simulink搭建低压缸零出力迭代计算模型。机组处于低压缸零出力状态下运行时,低压缸内仅有少量冷却蒸汽,6、7、8号低压加热器停止运行,无回热抽汽。计算以1～5段抽汽流量作为迭代值,模型主体部分通过循环计算1至5号加热器回热抽汽流量。当循环至各抽汽流量值仅在误差允许范围内变动时,计算结束。具体计算步骤如图2所示。

图2 变工况迭代计算步骤Fig.2 Iterative calculation steps of part-load condition

3.4 机组热力性能参数计算

以回热系统的8段抽汽为划分点,将汽轮机做功的通流部分划为9个级段,把每个级段包含的数个级组视为一个整体,分别计算蒸汽在级段内的焓降并相加,再考虑汽轮机机械效率和发电机效率,可以求得机组的发电功率Ne,其计算公式如下:

W1=(D0-Dhfxl)×(h0-h1)

(7)

W2=(D0-Dhfxl-D1)×(h1-h2)

(8)

Dgp=D0-Dhfxl-D1-D2

(9)

W3=(Dgp+DQLQ+Dhfxl)×(hzr-h3)

(10)

W4=(Dgp+DQLQ+Dhfxl-D3)×(h3-h4)

(11)

W5=(Dgp+DQLQ+Dhfxl-D3-D4)×(h4-h5)

(12)

Dzp=Dgp-DQLQ-Dhfxl-D3-D4-D5

(13)

W6=Dzp×(h5-h6)

(14)

W7=(Dzp-D6)×(h6-h7)

(15)

W8=(Dzp-D6-D7)×(h7-h8)

(16)

W9=(Dzp-D6-D7-D8)×(h8-hdp)

(17)

(18)

式中:D0为主蒸汽流量,D1～8为各段抽汽流量,Dgp、Dzp、DQLQ、Dhfxl分别为高压缸排汽流量、中压缸排汽流量、中压缸冷却流量和阀杆漏气,t/h;W1～9分别为各级段的焓降,kJ;h0为主蒸汽焓值,h1～8分别是各段抽汽的焓,kJ/kg;E为机组的发电功率,MW;ηe代表发电机效率,ηm代表机械效率,两者乘积取99%。

机组的供热负荷取单位时间内采暖抽汽的焓降,计算公式如下:

Nh=Dh×(h5-hr)

(19)

式中:Nh为供热负荷,GJ/h;Dh为采暖抽汽流量,t/h;采暖抽汽取自中压缸排汽,其热力参数与五段抽汽焓h5相同,hr为供热回水焓,kJ/kg;

计算机组热耗q时,考虑到供热抽汽,相对纯凝工况下热耗计算需要将供热量从蒸汽在锅炉里的总吸热量中减去,计算公式如下:

(20)

式中:hfw、hzr、hgp分别为锅炉给水焓、再热蒸汽焓、高压缸排汽焓。

4 经济性计算与分析

机组最大供热工况(100%TMHCR)和40%THA工况中与变工况计算相关的热力参数如表3和表4所示。

表3 100%TMHCR工况主要热力参数

表4 40%THA工况主要热力参数

将表3和表4数据输入变工况热力参数计算模型,得出两个工况切换至低压缸零出力后的主要热力参数,结果如表5和表6所示。

表5 100%TMHCR变工况计算结果

表6 40%THA变工况计算结果

由表5和表6可知,切换至低压缸零出力状态后,100%TMHCR工况每小时增加了165.9 t抽汽流量,供热能力同比扩大27.8%;40%THA工况则额外获得了每小时281 t的供热抽汽。

另外,1至3段抽汽流量和压力未见明显变化,经分析是由于低压缸流量几乎全部进入供热抽汽管道,再回流至除氧器,在汽水循环中这部分蒸汽的作用只是从做功改变为热交换,流量未发生较大变化,进而主蒸汽流量基本不变,因此高、中压缸部分的运行状态和抽汽也和变工况前相近,主要的变化发生在除氧器和5号低压加热器[16]。

进一步分析机组电、热负荷和热经济性,将变工况后的热力参数代入公式(18)、(19)和(20),得到其发电功率、供热负荷和热耗,和变工况前的热力性能参数对比如表7和表8所示。

表7 100%TMHCR低压缸零出力前后热力参数对比

表8 40%THA低压缸零出力前后热力参数对比

由表7可见,因为变工况前低压缸本身就处于最小进汽状态,100%TMHCR工况下低压缸停止做功后,机组发电功率仅降低额定功率的8.4%。而供热从1 477.0 GJ/h上升27.8%至1 886.0 GJ/h,热耗下降至4 028.0 kJ/kW·h。

从表8可看出,40%THA工况切换至低压缸零出力运行不仅将发电降低至额定功率的25%,扩大了调峰区间,并获得了711.6 GJ/h的供热能力。且由于几乎不再有凝汽器端的冷源损失,热耗从8 262.8 kJ/kW·h下降到4 894.0 kJ/kW·h。

依据该机组的热力资料以及表7和表8的电热负荷数据,绘制出如图3所示的常规抽汽和低压缸零出力条件下的热电负荷调节区域。

图3 热电负荷调节区域图Fig.3 Regulation ranges thermoelectric load

图中ABDE为常规抽汽方式下的热电负荷调节区域,A、D两点分别为阀门全开工况和40%THA工况,B点为100%TMHCR工况,E点为低压缸和锅炉都处于最小流量下的常规抽汽供热工况,C、F两点分别为100%TMHCR工况和40%THA工况进入低压缸零出力后的变工况。可以看出,低压缸零出力使得可调节区域明显扩大。

以国家能源局2019年发布的东北电力辅助服务市场运营规则为例,供热机组参与深调峰时,其上网电价实施阶梯式的补偿机制,分为两档:负荷率在40%～50%区间内获得第一档的补贴价格,0.4元/kW·h;当负荷率低于40%可获得第二档补贴价格,1元/kW·h。对不参加深调峰的机组,电价按黑龙江省发布的上网电价基准价格0.372 3元/kW·h来计算收益;热价取当地近几年的平均价格,35元/GJ。在供暖期,假设机组需要保持一定的热负荷全天候运行,根据以上电、热价,计算出不同工况下机组运行一天收益,对比结果如表9和表10所示。

表9 100%TMHCR工况低压缸零出力前后收益对比

表10 40%THA工况低压缸零出力前后收益对比

由表9可知,100%TMHCR工况进入低压缸零出力后单日发电收益下降26.27万元,但是供热收益的上涨使得总收益增加近8万元/天。考虑热耗下降带来的煤炭成本减少,因此其综合效益必然更高[17]。

由表10可知,40%THA工况进入低压缸零出力后电厂的上网电价不仅进入深调峰最高档的标准,发电收益增加84.95万元/天,而且额外获得59.77万元/天的供热收益,其总收益由133.4万元/天增至278.12万元/天。

5 结 论

使用基于热平衡理论的低压缸零出力变工况算法,计算出100%TMHCR工况和40%THA工况进入低压缸零出力运行的热力性能参数,并结合对外出售能源的价格,对比了两个工况在低压缸零出力前后的收益。

(1)100%TMHCR工况进入低压缸零出力后的发电功率从285 MW降至255.6 MW,供热负荷由1 477.0 GJ/h上升至1 886.0 GJ/h,热耗下降至4 023.0 kJ/kW·h;40%THA工况的发电功率从140 MW降至90.98 MW,并增加711.6 GJ/h的供热量,热耗下降至4 894.0 kJ/kW·h。

(2)低压缸零出力在提高100%TMHCR工况最大供热量的同时,扩大了供热面积,使得收益增长了近8万元/天,而在40%THA工况下进入低压缸零出力,机组在保证一定供热能力的同时可参与深调峰,收益增加了144.72万元/天,两种工况均为为电厂带来一定的经济效益。