热电联产供热源的优化配置

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(1.上海电力学院,上海 200090; 2.上海外高桥第三发电有限责任公司,上海 200137)

中国是世界第一碳排放量大国,其中燃烧发电是最大的CO2排放源。鉴于我国“富煤、缺油、少气”的能源结构,在未来相当长的一段时期内,煤炭仍将作为我国的主力能源[1-2]。因此,我国CO2减排的主战场之一是燃煤电厂CO2的减排。

2015年10月,美国电力研究协会(Electric Power Research Institute,EPRI)在报告中提出,煤电机组减排CO2的方法有3种,分别为:碳捕捉与封存(Carbon Capture and Storage,CCS)技术;提高蒸汽初温;采用热电联产供热的方法[3]。鉴于碳封存技术的安全性不高、成本高昂且能耗较大,因此CCS技术普及度很低[4]。提高蒸汽初温的实质就是通过提高机组循环效率来减少CO2的排放量,而蒸汽温度的提高受到金属材料的制约,且目前蒸汽循环的最高温度只能达到620 ℃[5],因此这一方法难以推广。综上所述,煤电机组的热电联产供热势必成为CO2减排的一个重要手段。

热电联产供热方式分为背压式机组供热和抽汽凝汽式机组供热。其中,抽汽凝汽式机组可从高压缸到抽汽供热口进行虚拟切分,将其“切割”成一台虚拟背压机组和一台虚拟纯凝汽式机组。根据热力学原理可知,背压式供热机组的理论发电热效率高达100%。但比较上述两种背压机发现,常规背压机组的进汽参数低(一般<9 MPa,540 ℃)、流量小,汽缸内效率低,汽轮机的焓降小;而虚拟背压机的进汽参数高(16.7～30 MPa,540～600 ℃),为再热机组,焓降大且汽缸内效率高。虽然两种背压机都有着100%的理论发电热效率,但在相同的供热量下,更高参数的虚拟背压机有更高的发电量。与目前全国煤电机组平均热效率约40%相比,在相同的总热负荷和总电负荷下,采用更高参数的机组进行热电联产,相当于用效率达100%的背压机替代效率仅40%的常规凝汽机组,必然能取得更好的发电节能收益和减排CO2的成效。为衡量热电联产机组的节能收益,期望在同等的供热量下获得更多的发电量,本文引入电热比的概念。

1 电热比

假设有两台热电联产机组a#和b#,a#机组的进汽压力和温度分别为p1和t1,b#机组的进汽压力和温度分别为p2和t2,p1>p2,t1>t2,两台机组的排汽压力和温度均为p3和t3,机组的排汽供给相同的热用户,供热蒸汽在a#机组中的焓降为ΔH1,在b#机组中的焓降为ΔH2,蒸汽在两台机组中的做功示意图和h-s图如图1所示。由图1(b)可以看出,ΔH1>ΔH2,a#机组的发电量大于b#机组,因此a#机组的节能收益更好,减排CO2效果更显著。

由此,引入电热比的定义如下:在供热一定的情况下,热用户所需的供热蒸汽在汽轮发电机中的发电量与热用户所需热量之间的比值,即为电热比,记为ω。对参数相同的热用户供热,ω越大,供热蒸汽在机组中的发电量越高,机组节能收益升高;反之,则降低。

图1 蒸汽在a#和b#机组中的做功及h-s图

2 热用户供热源的优化配置

2.1 一般热用户供热源的优化配置

一般热用户所需的参数较低,供热热源为一次再热机组的中压缸排汽管道和二次再热机组的第二中压缸排汽管道。

采用亚临界、超临界、超超临界一次再热机组分别对参数相同的一般热用户供热,供热热源位于中排管道。供热蒸汽在超超临界机组高、中压缸的焓降为ΔHcc,在超临界机组的焓降为ΔHc,在亚临界机组的焓降为ΔHy。因为超超临界机组的蒸汽初参数>超临界机组的蒸汽初参数>亚临界机组的蒸汽初参数,若各机组的中压缸排汽参数接近,则ΔHcc>ΔHc>ΔHy。由电热比的定义可得,ω超超临界>ω超临界>ω亚临界。因此,在对参数相同的热用户供热时,与超临界和亚临界机组相比,超超临界机组的电热比更大,机组的节能收益更好,CO2减排效果更显著。

同理可得,与一次再热机组相比,二次再热机组的电热比更大,机组的节能收益更好,CO2减排效果更显著。

2.2 高压热用户供热源的优化配置

高压热用户(如大型炼油厂、大型化工厂等)所需的供热参数较高,供热抽汽口的位置为一次再热机组的冷再管道(热用户所需温度高于冷再温度,抽汽口位于热再管道上)、二次再热机组的第二次冷再管道。

采用亚临界、超临界、超超临界一次再热机组分别对参数相同的高压热用户供热,供热热源位于冷再管道。供热蒸汽在亚临界、超临界、超超临界机组中的高压缸焓降相差不大,造成3种机组的电热比也相差不大。

若选用二次再热机组对高压热用户供热,供热抽汽口位于第二次冷再管道上。此时,供热蒸汽在二次再热机组中的焓降ΔHd>一次再热机组中的焓降ΔHs。由电热比的定义可知,ω二次再热>ω一次再热。因此,在对相同参数的高压热用户供热时,与一次再热机组相比,二次再热机组的电热比更大,机组的节能收益更好,减排CO2效果更显著。

2.3 案例分析

2.3.1 亚临界、超临界和超超临界

现分别以N600-16.7/538/538型亚临界机组、N600-24.2/566/566型超临界机组和N600-25.0/600/600型超超临界机组对低压热用户(100 t/h,0.5 MPa,265 ℃)供热为例进行讨论。3个机组在不供热状态时的热耗率验收(Turbine Heat Acceptance,THA)工况参数如表1所示。

表1 3个机组在不供热状态时的THA工况参数

由表1可知,3个机组的供热抽汽口均位于中排的管道上。现设定3个机组均为满负荷发电状态,被热用户利用后返回电厂热力系统的低压热水,其焓值为504.67 kJ/kg(以下案例均相同)。通过计算,3个机组在供热状态时的参数如表2所示。

表2 3个机组在供热状态时的参数

由表2可知,对参数相同的热用户供热时,电热比:ω超超临界>ω超临界>ω亚临界。

2.3.2 一次再热和二次再热

现分别以N660-27/600/600型一次再热机组和N660-31.0/600/620/620型二次再热机组对高压热用户(100 t/h,2.5 MPa,340 ℃)供热为例进行讨论。两个机组在不供热状态时的THA工况参数如表3和表4所示。

表3 一次再热机组在不供热状态时的THA工况参数

表4 二次再热机组在不供热状态时的THA工况参数

由表3和表4可得,一次再热机组的供热抽汽口位于冷再管道,二次再热机组的供热抽汽口位于第二次冷再管道。通过计算,两个机组在供热状态时的参数如表5所示。

表5 两个机组在供热状态时的参数

由表5得出,对参数相同的热用户供热时,电热比:ω二次再热>ω一次再热。

3 变负荷下供热源的优化配置

在我国电网调度顺序中,基于煤电装机容量在电网中占比高达60%的现实,以及核电带基荷的运行方式和可再生能源优先发电的特点[6],电网调峰必须更多地依靠煤电[7]。因此,热电联产机组也需参加电网调峰。

3.1 供热压力随负荷变化特性

供热抽汽压力随负荷变化的全微分表达式为

(1)

式中:p——供热抽汽压力;

Re——电负荷;

Rh——热负荷。

当电负荷单独变化时,若忽略汽轮机相对内效率和循环效率的变化,此时有

(2)

式中:G,G1——工况变动前后的主蒸汽流量;

Re1——工况变动后的电负荷。

对一个供热的凝汽式汽轮机,在应用弗留格尔公式时,可将由供热抽汽点至低压缸排汽点取成一个级组,故供热蒸汽的压力p1为

(3)

式中:Gr,Gr1——工况变动前后,抽取供热蒸汽后的蒸汽流量;

T,T1——工况变动前后的供热蒸汽温度;

pc,pc1——工况变动前后的背压。

由于凝汽机组的排汽压力极低,即pc和pc1很小,其平方数可忽略。若同时忽略温度变化,则式(3)可简化为

(4)

在只有电负荷变化的情况下,供热流量为定值,因此有

(5)

由式(2)、式(4)和式(5)可得Re1/Re=p1/p,即供热蒸汽压力与电负荷呈线性变化。

当热负荷单独变化,且热负荷与蒸汽流量同步变化时,同理可得Rh1/Rh=p1/p,即供热蒸汽压力与热负荷亦呈线性变化。

因此,机组负荷的变化会使供热抽汽压力随之发生变化。目前,当供热蒸汽压力大于高压热用户所需的压力时,大多采用串联节流阀的方法来满足热用户的需求。但当供热蒸汽压力小于高压热用户所需压力时,现有机组还缺乏解决手段。因此,给高压热用户供热时,讨论不同类型机组适应负荷变化的灵活性就显得尤为重要。

3.2 变负荷下机组的灵活性

3.2.1 亚临界、超临界和超超临界

现分别以超超临界机组冷再、超临界机组冷再、亚临界机组冷再供热方式为例进行讨论。火电调峰机组的负荷变化范围一般为40%～100%,3个机组的冷再蒸汽压力与电负荷呈线性变化,如图2所示。

图2 冷再压力随电负荷变化曲线

3个机组在THA工况下对热用户供热,冷再蒸汽压力与热负荷也呈线性变化,如图3所示。

图3 冷再压力随热负荷变化曲线

由图2可以看出,热用户所需压力为phc=p2。为满足热用户的压力需求,供热抽汽压力(即冷再压力)p≥p2,此时亚临界机组的电负荷范围为80%≤Re≤100%,超临界机组的电负荷范围为60%≤Re≤100%,超超临界机组的电负荷范围40%≤Re≤100%。综上所述,对高压热用户供热时,3种机组的电热比相差不大,但与亚临界、超临界机组相比,超超临界机组的电负荷可变化范围更宽,供热压力可以更灵活地适应电负荷的变化。

同理,由图3可得,与亚临界、超临界机组相比,超超临界机组的热负荷可变化范围更宽,供热压力可以更灵活地适应热负荷的变化。

3.2.2 一次再热和二次再热

对高压热用户供热时,与一次再热机组冷再相比,二次再热机组的第二次冷再压力不高。因此,可得二次再热机组的第二次冷再适应负荷变化的范围比一次再热机组小。但二次再热机组的第一次冷再压力很高,当机组负荷大幅变化至第二次冷再压力无法满足热用户的需求时,可将供热源切换到第一次冷再。因此,二次再热机组采用切换供热源(第一次冷再、第二次冷再)的方法,使得供热蒸汽能够更灵活地适应负荷的变化。

3.3 案例分析

基于表1中的工况参数,采用亚临界、超临界、超超临界机组抽取部分冷再热蒸汽对高压热用户(100 t/h,2.5 MPa,340 ℃)进行供热,此时供热参数均满足热用户的需求。当各个机组负荷降至50% THA时,亚临界机组的冷再压力只有1.899 MPa,超临界机组的冷再压力只有2.220 MPa,无法满足供热要求,而超超临界机组的冷再压力为2.800 MPa,可以满足热用户的需求。

在表3所示的THA工况下,采用一次再热、二次再热机组,分别抽取冷再、第二次冷再热蒸汽对高压热用户(100 t/h,2.5 MPa,340 ℃)进行供热,此时供热参数均满足热用户的需求。然而当机组负荷降至50% THA时,一次再热机组的冷再压力为2.727 MPa,满足供热要求;二次再热机组的第二次冷再压力为1.712 MPa,第一次冷再的压力为5.073 MPa,此时可以将供热源从第二次冷再切换到第一次冷再管道上。

4 结 论

(1) 对一般热用户供热,与亚临界、超临界机组相比,超超临界机组的节能收益更好,CO2减排的效果更显著;与一次再热机组相比,二次再热机组CO2减排的效果更显著。

(2) 热电联产机组变负荷运行时,超超临界机组可允许负荷变化的范围更宽,供热压力适应负荷变化更灵活。

(3) 对高压热用户供热,二次再热机组的节能收益更好。当机组负荷变化时,二次再热机组可采用切换供热源的方法使供热蒸汽压力满足热用户的需求。

参考文献：

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