低压缸零出力改造后热网疏水系统对热经济性影响的Ebsilon模拟

刘 军,李洪波,管洪军,高 明,李 杨,王 顺

(1.中国石化集团公司胜利石油管理局有限公司,山东 东营 257087;2.高效节能及储能技术与装备山东省工程实验室(山东大学能源与动力工程学院),山东 济南 250061)

0 引 言

近年来,中国在可再生能源的利用方面发展迅猛,其中有60%的增量是来自于光伏发电和风力发电[1]。考虑到风、光等可再生能源发电具有较强的间歇性和随机性,对火电机组的调峰能力提出了更高的要求。但是在北方供热季,受“以热定电”运行方式的限制,火电机组的灵活运行受到限制[2]。

为最大限度的发挥火电机组的调峰能力,更好地实现热电解耦,众多学者先后提出了高背压供热技术[3-4]、电锅炉技术[5-6]、储热技术[7]、热泵技术[8-9]和低压缸切缸[10]等方式,其中低压缸切缸技术因其具有一次投资少、运行灵活等特点,得到了广泛的关注。史卫刚等[11]介绍了关于汽轮机零出力级组、冷却蒸汽系统和低压缸末级喷水系统的改造方案,试验得出改造使得供热能力增加了87 MW。Zheng等[12]的试验研究表明低压缸零出力机组大大提升了机组的调峰能力,相同供热负荷下可减少发电量70 MW。王建勋等[13]对超临界机组进行了低压缸零出力改造,运行结果显示在额定工况下的发电煤耗减少了36.5 g/(kW·h)。谢昌亚等[14]通过试验和模拟结合的方式对低压缸零出力技术进行了分析,在176 MW供热负荷时供电煤耗下降了51.2 g/(kW·h)。王行等[15]也进行了低压缸零出力的试验研究,相同供热负荷下发电热耗率最大降低了1 249.2 kJ/(kW·h).杨海生等[16]研究了低压缸零出力改造前后经济收益的变化,指出在300 MW供热负荷下需要的调峰损失补偿价为0.15元/(kW·h)。刘双白等[17]利用Ebsilon软件计算了低压缸零出力机组的热力性能,模拟结果表明整体煤耗在157～170 g/(kW·h)之间变化。

对供热机组来说,热网疏水系统的布置直接影响着机组的安全高效运行。文献[18]进行了疏水系统的设计优化工作,通过增设两级疏水换热器使发电热耗降低了2.3%。王卫良等[19]提出了将热网疏水引入至低加疏水侧的思路,与直接将疏水排入除氧器的方案相比热耗损失仅为0.27%。王为明等[20]提出了以热网回水和循环水为冷源的疏水冷却系统,使热损失降低到84.6 GJ/h。叶强等[21]设置不同的回流位置以及不同的换热器布置形式,依照实际工况比较了四种疏水系统布置方案。

相关学者针对低压缸零出力机组的调峰能力和热经济性进行了充分的研究,获得了大量具有借鉴意义的结论,但关于热网疏水系统的研究仅采用热平衡或等效焓降法进行了简要计算。在此基础上,本文在研究了低压缸零出力改造前后机组性能的变化之后,利用Ebsilon Professional 15.0软件展开了低压缸零出力机组热网疏水系统的设计优化工作,搭建了五种疏水系统布置方案,并进行了各方案下机组供热抽汽量、电负荷率和供电煤耗的变工况模拟研究。本研究借助软件计算的准确快速性,可为后续供热机组热网疏水系统的优化研究奠定基础,并为低压缸零出力机组的高效运行提供指导。

1 300 MW发电机组概况

该300 MW亚临界机组采用一次中间再热方式,汽轮机布置为单轴、两缸两排汽,型号为C300/256-16.7/0.39/537/537。抽汽位置为中、低压缸的连通管处,抽汽压力一般维持在0.39 MPa,在主蒸汽流量较低时,适当降低抽汽压力以防止中压缸末级叶片超温。额定供热抽汽流量为350 t/h,最大抽汽流量可达550 t/h。回热抽汽系统设有八段回热抽汽,分别为三台高压加热器、一台除氧器及四台低压加热器。

机组在低压缸零出力运行时,原低压缸的进汽管道通过液压蝶阀完全关闭,同时增大供热管道阀门的开度,中压缸的排汽几乎全部进入热网换热器。低压缸的转子空转会产生鼓风热量,因而还需向低压缸通入少量冷却蒸汽。通过取消低压缸的进汽,实现低压缸不做功的目的,增强机组深度调峰的能力。

2 机组热力系统建模仿真及验证

本文使用Ebsilon Professional 15.0软件进行机组热力系统模型的搭建。基于所研究300 MW机组的阀全开工况设计数据,建立的热力系统Ebsilon仿真模型如图1所示。通过指定发电功率来计算主蒸汽、再热蒸汽热力参数的方式,对所建模型进行变负荷模拟计算,将模拟计算结果与设计值进行对比,结果如表1所示。各主要参数的模拟计算值与设计值的相对误差均小于3%,为合理范围之内,可以满足后续研究的精度要求。

图1 纯凝机组热力系统Ebsilon仿真模型

在纯凝机组的基础上,进行机组的供热改造(即低压缸零出力改造)研究,增设“Heat consumer”组件,在中低压缸连通管上增加压力调节阀门固定中压缸的排汽压力。在低压缸零出力机组模型中,取消低压缸的回热抽汽,同时设定冷却蒸汽流量为25 t/h,进汽压力为20 kPa。

3 低压缸零出力改造后供热机组热经济性分析

分别在VWO、100%THA、75%THA、50%THA以及40%THA工况这五个工况下,计算常规抽凝机组和低压缸零出力机组的供热和供电能力,比较供电热耗、煤耗的变化情况。供热蒸汽在热网换热器中换热后直接引入除氧器内,疏水温度为100 ℃,常规抽凝机组低压缸的最小进汽量为125 t/h。

3.1 热经济性指标

热电比[17]

(1)

公式中:Qh,r为供热蒸汽具有的热量,GJ;W为机组的总发电量,MW;Wh为供热蒸汽的发电量,kW·h;We为不对外供热蒸汽的发电量,kW·h。

机组电负荷率[17]

(2)

公式中:Wmax为机组的最大发电量,本文为321.96 MW。

机组发电方面的热效率[22]

(3)

公式中:Qb为锅炉热负荷即循环工质在锅炉处的吸热负荷,MW ;Qh为供热负荷,MW。

机组发电方面的热耗率[22]

(4)

机组发电方面的标准煤耗率[22]

(5)

3.2 机组性能分析

不同工况下,常规抽凝机组和低压缸零出力机组的热经济性参数模拟结果,如表2所示。在最大供热抽汽量方面,常规抽凝机组的低压缸处于最小进汽流量时供热抽汽流量最大,而低压缸零出力机组的低压缸仅保留了极少的冷却蒸汽,故供热能力得到显著提升。VWO工况下,低压缸零出力机组的最大供热抽汽量可达638.26 t/h,比常规抽凝机组增加了15.95%,热电比增加了44.14%。在机组电负荷率方面,最大供热抽汽量下机组的发电功率最小,也具有最小的电负荷率。低压缸零出力机组的最低电负荷率为23.05%,同时还可提供241.73 t/h的供热蒸汽,而常规抽凝机组的最低电负荷率为26.71%,供热蒸汽量仅为139.62 t/h。在供电热耗和供电煤耗方面,低压缸零出力机组避免了低压缸乏汽的冷凝损失,供电热耗、煤耗均低于常规抽凝机组,在40%THA工况下,供电标准煤耗减少了95.30 g/(kW·h),供电热耗减少了2 789.27 kJ/(kW·h),VWO工况下,供电标准煤耗减少了31.63 g/(kW·h),供电热耗减少了925.76 kJ/(kW·h)。

表2 常规抽凝机组和低压缸零出力机组在不同工况下的热经济性参数模拟结果

4 热网疏水系统对热经济性影响的分析

低压缸零出力改造后的热力系统中取消了原6号、7号和8号低压加热器,凝汽器出口的凝结水经凝结水泵升压后,依次经过轴封冷却器、5号低压加热器后进入除氧器。对亚临界机组来说一般不需考虑凝结水的精处理问题,热网疏水的回流位置比较自由,但对于凝结水品质有要求的机组,热网疏水需流经精处理设备。为此,本文利用Ebsilon软件开展了不同疏水系统布置方案对供热抽汽量、机组电负荷率和供电标准煤耗的影响研究。

4.1 疏水系统布置方案简介

在不考虑凝结水化学精处理装置处理的情况下,热网加热器疏水的接入方案主要有:

方案A:热网疏水排入凝汽器热井。

方案B:疏水接入凝结水泵出口。

方案C:疏水引入5号低压加热器。

方案D:疏水流入除氧器。

各方案下的疏水接入位置简图如图2所示。

图2 各疏水接收位置简图

考虑凝结水精处理的情况下,需设置疏水冷却器以降低疏水温度,疏水冷却器与热网加热器呈串联关系,布置在轴封冷却器和5号低压加热器之间,热网疏水的接入位置为凝结水泵出口。此方案的系统流程如图3所示,称之为方案E。

图3 疏水系统布置方案E

4.2 供热抽汽量

不同工况下机组供热抽汽流量与疏水系统布置方案之间的关系,如图4所示。各方案的供热抽汽流量随机组主蒸汽流量的增加而增加,方案A的机组供热抽汽量在215.86 t/h至570.83 t/h之间变化,方案D的机组供热抽汽量在241.73 t/h至638.26 t/h之间变化。方案D的供热抽汽量相比方案A在各工况下均有一定的提升,平均增加了11.85%。原因是当热网疏水直接流入除氧器时,有效降低了5号低压加热器的热负荷,5号低压加热器的回热抽汽量减少,机组的供热抽汽量增加。

图4 各疏水系统布置方案在不同工况下最大供热蒸汽量的变化规律

4.3 机组电负荷率

疏水回流位置和温度的变化,影响了热力系统低压回水加热区域的参数分布,机组的发电功率也相应改变。各疏水系统布置方案的电负荷率与不同工况的变化关系如图5所示。在本文各疏水系统布置方案中,方案D在不同工况下均具有最小的电负荷率,分别为23.05%、27.35%、43.06%、65.22%和67.39%。原因是方案D降低了除氧器入口凝结水的温度,增加了除氧器的回热抽汽量,机组的电负荷率降低。

图5 各疏水系统布置方案最小电负荷率随主蒸汽流量的变化规律

4.4 供电煤耗

本文的疏水系统布置方案中,不同工况下机组的供电标准煤耗变化情况,如图6所示。由图可知机组的供电标准煤耗随主蒸汽流量的增加呈降低趋势,方案D具有最小供电煤耗,方案A具有最大供电煤耗。40%THA工况下,方案D的供电标准煤耗比方案A减少了33.15 g/(kW·h),VWO工况下,供电标准煤耗降低了27.55 g/(kW·h)。方案B、C、D、E具有相近的供电标准煤耗,在不同工况下,方案E的供电标准煤耗比方案D平均高了2.18%,但可满足机组对高品质凝结水的需要。方案B、C、D、E避免了热网疏水排入凝汽器所造成的冷源损失,因而供电煤耗较方案A有显著的降低。

图6 各疏水系统布置方案在不同工况下供电标准煤耗率的变化规律

5 结 论

基于某300 MW机组,本文利用Ebsilon软件模拟研究了低压缸零出力改造后的机组热经济性,对比分析了改造前后机组热经济性指标在不同工况下的变化规律,并研究了各疏水系统布置方案下机组的供热抽汽量、电负荷率及供电标准煤耗的变化。获得的主要结论如下:

1)低压缸零出力技术可明显提升机组的调峰能力并改善机组的热经济性。低压缸零出力机组的最大供热抽汽量相比常规抽凝机组增加了15.95%,最小电负荷率比同工况下的常规抽凝机组降低了3.66%,最小供电标准煤耗减少了31.63 g/(kW·h)。

2)计算结果表明,不同疏水布置方案影响了回热加热器的热负荷,间接影响了机组的供热抽汽量和电负荷率。在各疏水系统布置方案中,方案D的供热抽汽量相比方案A平均增加了11.85%,最大的供热抽汽量为VWO工况下的638.26 t/h,最小的电负荷率为方案D在40%THA工况下的23.05%。

3)方案D具有最小的供电标准煤耗,为VWO工况下的161.30 g/(kW·h),相比方案A减少了27.55 g/(kW·h),方案E的供电标准煤耗比方案D平均高了2.18%,但可满足机组对高品质凝结水的需要。

本研究建立了300 MW供热机组低压缸零出力改造后热力系统的Ebsilon仿真模型,所得结论可为零出力改造机组疏水方案优化布置方式提供指导,为机组的高效运行奠定基础。