含两级旁路供热机组安全区计算

高耀岿， 曾德良， 平博宇， 张丽霞

(华北电力大学 新能源电力系统国家重点实验室，北京 102206)

0 引 言

火电机组一旦实施供热，就需要保证供热品质，同时面临主要问题是热电耦合矛盾。背压式机组没有冷源损失，效率较高，但需要严格按照“以热定电”的方式运行；抽汽式机组的供热功率和发电功率可在一定范围内自由调节，但在采暖期也要严格按照“以热定电”方式运行。“以热定电”方式下，供热机组要优先满足热负荷需求，而后决定电负荷输出，导致机组采暖期需要运行在70%额定负荷左右，电负荷调节能力严重不足。本体及辅助设备的灵活性改造能够改变机组的热电特性，实现供热机组的热电解耦，从根本上解决供热机组采暖季电负荷调节能力不足的问题。

目前，可实现供热机组热电解耦的主流方法有旁路补偿供热法[1-3]、电加热补偿供热法[2,4,5]、储热补偿供热法[6-8]、低压缸切除补偿供热法[9,10]等。其中，旁路补偿供热法是通过高、低压两级减温减压器将部分主、再蒸汽减温减压后直接送入供热蒸汽母管加热热网回水，来补偿机组参与深度调峰时供热抽汽能力不足的部分；对于现有的供热机组，两级旁路一次性改造成本较低，但运行方式不符合机组设计工况，长期运行可能会增加零部件损耗，影响机组使用寿命。电加热补偿供热法是通过电锅炉、热泵等将机组生产的部分电能直接用于加热热网回水，来补偿机组参与深度调峰时供热抽汽能力不足的部分；从电网的宏观角度来看，这种运行方式相当于利用过剩风电代替热电联产机组进行供热，因此具有明显的节煤效益，但电锅炉改造的一次性投资成本较高。储热补偿供热法是利用热用户热负荷需求的昼夜差异平移热负荷，在白天，当供热抽汽的供热能力能够满足热网热负荷需求且有富裕时，对储热罐进行储热，在夜晚，当供热抽汽量不足以满足热网热负荷需求时，启动储热罐对外放热来补偿机组参与深度调峰时供热抽汽能力不足的部分；由于这种运行方式不存在高品位能量向低品位能量的转换过程，因此其节煤效益最明显，但储热罐改造的一次性投资成本较高。低压缸切除技术是在保证低压缸最小冷却流量的条件下，尽可能的将中压缸排汽压入热网加热器，降低低压缸的做功量，从而提高供热机组的调峰能力，相比较而言，低压缸切除技术具有经济效益高、成本低等诸多优势。无论是上述那种辅助供热方法，都是通过改变供热机组的热电特性来提高供热机组的热电解耦能力，而热电特性又与供热安全区一一对应，因此研究供热安全区计算具有非常重要的意义。

本文重点研究含两级旁路供热机组的安全区计算。文献[11]针对抽汽式汽轮机，依据工况图对其热电负荷特性进行了分析，得出了调节抽汽式汽轮机在满足外界热负荷的情况下的电负荷特性，为抽汽式供热机组参与深度调峰提供了理论依据，但该方法需要借助汽轮机运行工况图，且查阅图表的过程中容易产生误差。文献[12]研发了一种供热机组“以热定电”的在线监测系统，核定了供热机组调峰负荷的边界条件，通过汽轮机变工况计算，确定了不同抽汽量下电负荷调峰范围的数学模型，同时利用汽轮机效率及初终参数变化进行修正，验证表明该方法能够适应机组实际运行工况，对电网公司安排交易计划、调峰及最大限度地吸纳风电起到指导性作用。文献[13]在Aspen Plus模拟平台上，搭建了供热机组仿真模型和储热模型，对配置储热罐装置的供热机组调峰范围进行研究，研究结果表明，配置30 MW储热装置供热机组的调峰容量能够从16.9%提高至23%，但该方法不适用于含两级旁路供热机组安全区的计算。文献[14]考虑吸收式热泵对热电联产机组供热特性影响的基础上，绘制具有吸收式热泵供热的热电联产机组的调峰运行工况图。文献[15]采用图解法分析了储热罐与供热机组的热力学特性，以及配备储热罐供热机组的运行特性，并以某电厂330 MW机组为研究对象，计算和分析了配备储热罐供热机组的调峰区间，能够为供热机组的安全、稳定、灵活运行技术支撑，但该方法未能进一步推广至含两级旁路供热机组安全区的计算。文献[16]提出了一种基于均匀设计的供热机组安全运行区计算方法，误差分析表明，该方法拟合精度接近热平衡方法。

本文在文献[15]的基础上，首先基于抽汽式供热机组的设计参数，计算了抽汽式供热机组的安全区；其次考虑两级旁路补偿供热对供热安全区的影响，基于旁路系统的设计参数，计算了含两级旁路供热机组的安全区，经对比分析：揭示了两级旁路改造提升供热机组供热解耦能力、发电解耦能力以及深度调峰能力的内在机理。

本文安排：第1节介绍旁路供热原理及特性；第2节计算供热机组安全区；第3节计算和对比分析含两级旁路供热机组安全区；第4节总结。

1 两级旁路补偿供热的原理及特性

图1给出了含两级旁路供热机组原理图。由图可见，在常规抽汽式供热的基础上，两级旁路补偿供热增加了高低压两级减温减压旁路：(1)在主蒸汽管道增设了高压减温减压旁路，将部分主蒸汽减温减压后送入再热冷段蒸汽母管，与高排蒸汽混合后进入再热器；(2)在再热热段蒸汽母管上增设了低压减温减压旁路，将部分再热蒸汽减温减压后送入热网供热母管，与供热抽汽混合后送至热网加热器。在供热季，当供热机组由于参与热电解耦深度调峰造成供热抽汽的供热能力不足时，启动高低压两级减温减压旁路系统将部分主蒸汽直接减温减压送入供热蒸汽母管，与供热抽汽混合后对外供热，从而解除了供热机组“以热定电”的约束。

图1 两级旁路补偿供热原理图Fig.1 Schematic diagram of two-stage bypass compensation heating

在两级旁路补偿供热运行方式下，随着高压旁路阀的开启，进入再热冷段的蒸汽流量增加，而再热器系统阻力不变，同等阻力的再热器流经更多的再热蒸汽流量，导致再热器两端的压差增大，若低压旁路阀未及时开启，将引起再热冷段蒸汽压力迅速升高，即高压缸排汽压力升高，蒸汽的压缩效应也将使得高压缸排汽温度升高[17]。过高的高压缸排汽压力和排汽温度将引起汽轮机高压缸内通流特性发生变化，原有轴向推力的平衡态被破坏，汽轮机高压缸末级叶片强度也将受到影响。因此，当供热机组处于两级旁路补偿供热运行方式时，应根据汽轮机调节级压力结合高排压比推算高压缸排汽压力的保护上限，及时开启低压旁路阀，保证汽轮机的安全稳定运行。同理，高低压旁路系统的失调还会影响中排压比，过低的中排压比可能引起中压缸出现“闷缸”现象。

2 抽汽式供热机组的安全区计算

与纯凝机组的一维安全区不同，抽汽式供热机组的安全区除了要考虑锅炉最大蒸发量、汽轮机最大进汽量、锅炉最低稳燃负荷之外，还需要考虑抽汽流量对低压缸安全运行的影响，在这种情况下，抽汽式供热机组的安全区实际上是一个基于抽汽流量和电负荷的二维安全区[12]，为了便于衡量两级旁路补偿供热引入时对供热安全区的影响，本文两级旁路辅助供热提供的同品质蒸汽涵盖进来，定义了 “供热标准抽汽流量”的概念。以下是某电厂330 MW汽包炉抽汽式供热机组的安全区计算流程图，见图2所示。

图2 抽汽式供热机组安全区计算流程示意图Fig.2 Calculation process of safe operation area for a CHP unit

计算步骤包括：

(1)确定锅炉最大蒸发量负荷线AB和锅炉最低稳燃负荷线ED。通过查阅机组热平衡图，可得最大发电负荷工作点A的坐标为(0 t/h，356.481 MW)，最大抽汽供热负荷工作点B的坐标为(550 t/h，262.75 MW)。拟合可得

AB:Ne=-0.107 4Dh+356.48

(1)

式中：Ne为机组功率，MW；Dh为供热标准抽汽流量，t/h。

在图 2中绘制的最大蒸发量负荷线AB(图中红线)。取48%额定负荷为锅炉最低稳燃负荷，相同斜率下绘制锅炉最低稳燃负荷线ED(图中绿线)，表达为

ED：Ne=-0.107 4Dh+158.4

(2)

(2)确定低压缸最小冷却流量负荷线CD。当机组对外供热时，机组的最小发电负荷受低压缸最小冷却流量限制。本文所研究机组的最大供热抽汽流量为550 t/h，低压缸最小冷却流量为140 t/h，总计690 t/h。表 1给出了不同工况下机组主蒸汽流量、中压缸排汽量、低压缸进汽量、供热抽汽流量以及机组负荷的对应关系。由表可见，主蒸汽流量与中压缸排汽量呈线性相关，拟合可得中压缸排汽量的关系为

表 1 不同负荷工况下机组运行参数的统计Tab.1 Statistics of unit parameters under different load conditions

(3)

将中压缸排汽量690 t/h带入式(3)得主蒸汽流量为989.97 t/h。通过表 1中机组负荷与主蒸汽流量的对应关系拟合可得

Ne=0.327 5Dm+2.366 2

(4)

将Dm=989.79 t/h带入式(4)可得其对应负荷Ne=326.58 MW，即图2中b点坐标为(0 t/h，326.58 MW)。由于bC等负荷线与AB等负荷线平行，可得bC等负荷线表达式为

bC：Ne=-0.170 4Dh+326.58

(5)

代入550 t/h最大供热抽汽流量可得该抽汽流量下最小发电负荷点C点坐标为(550 t/h，232.86 MW)。

根据式(4)，锅炉最低稳燃负荷线ED线对应的主蒸汽流量为476.44 t/h，将其代入式(3)，可得对应的中压缸排汽量为348.61 t/h，考虑低压缸最小冷却流量的情况下，实际最大供热抽汽流量为208.61 t/h，将其代入式(2)，可得对应的机组负荷为122.85 MW，则获得锅炉最低稳燃负荷工况下最大供热工作点D的坐标(208.61 t/h，122.85 MW)。拟合可得

CD：Ne=0.322 2Dm+55.627

(6)

综上所述，图 3中阴影部分即为原机组抽汽模式下供热安全区。其边界表达为如公式(7)所示。

(7)

3 含两级旁路供热机组安全区计算

两级旁路辅助供热改造后，供热机组的供热安全区也随之变化，但旁路系统不影响锅炉最大蒸发量、汽轮机最大进汽量、锅炉低负荷稳燃工况以及低压缸最小冷却流量，因此，只需要计算旁路系统增加的供热量，将供热安全区的相应工作点进行平移即可。本文所研究电厂的两级旁路系统设计参数如表 2所示，含两级旁路供热机组供热安全区的计算过程如图 4所示。

表 2 两级旁路系统设计参数Tab.2 Design parameters of two-stage bypass system

图4 含两级旁路供热机组安全区计算流程示意图Fig.4 Calculation process of safe operation area for a CHP unit with two-stage bypass

(1)确定最大锅炉出力负荷线AB’和最小锅炉出力负荷线ED’。由于增加两级旁路辅助供热既不会改变锅炉最大蒸发量，也不会改变锅炉最小出力负荷(48%额定负荷)，因此，增设两级旁路后，机组的最大锅炉出力负荷线AB’与原最大锅炉出力负荷线AB重合，最小锅炉出力负荷线ED’与原最小锅炉出力负荷线ED’重合。则AB’线和ED’线分别为

AB’：Ne=-0.107 4Dh+356.48

(8)

ED’：Ne=-0.107 4Dh+158.4

(9)

(2)确定B’点坐标。当两级旁路启动后，175 t/h的高温高压蒸汽在33.5 t/h的减温水的混合下，形成208.5 t/h的再热蒸汽，这部分蒸汽在再热热段被37.21 t/h的减温水继续混合，形成245.71 t/h的供热蒸汽。基于上述运行过程分析，在两级旁路开启后，实际进入高压缸的最大蒸汽流量为1 100 t/h-175 t/h=925 t/h，根据式(3)计算的中压缸排汽流量为646.81 t/h，扣除低压缸最小进汽流量140 t/h，则进入热网加热器的蒸汽流量为506.81 t/h，加上两级旁路产生的供热蒸汽流量245.71 t/h，供热标准抽汽流量为752.52 t/h，将其代入式(8)，得最大抽汽工况下对应的机组负荷为228.25 MW，则B’点坐标为(752.52 t/h，228.25 MW)，由此可见，增设两级旁路后，使得机组在相同电负荷情况下，供热能力得到了提升。

(3)确定C’点坐标。根据步骤(2)计算可知，旁路的开启已经使得最大抽汽供热量发生变化(从550 t/h降低至506.81 t/h)，若降低机组负荷，其供热能力将继续降低，因此，对于本机组而言，C’点已与B’点重合，本文采用B’表示重合后的工作点。

(4)确定最大供热工况下发电负荷线B’D’。两级旁路理论上不会改变低压缸最小冷却流量，即B’D’线与CD线具有相同的斜率，将B’点坐标为(752.52 t/h，228.25 MW)代入与CD线具有相同斜率的方程中，得相应的截距为-14.212，则B’D’线的表达式为

B’D’：Ne=0.322 2Dh-14.212

(10)

D’点实际上是ED’线和B’D’的交叉点，联立式(9)和(10)得对应的D’点坐标为(350.41 t/h，98.69 MW)，由此可见两级旁路系统补偿供热能够降低机组最低发电负荷。

综上所述，图 5中灰色阴影部分为原机组的供热安全区，红色阴影部分为配置两级旁路供热机组安全区新增的部分。其边界表达为如公式(11)所示。

图5 含两级旁路供热机组安全区Fig.5 Safe operation area of a CHP unit with two-stage bypass

(11)

为了进一步分析两级旁路补偿供热对供热机组热电解耦能力的影响特性，本文定义：机组负荷一定的情况下，供热标准抽汽流量的可调范围为供热解耦能力，供热标准抽汽流量一定的情况下，机组电负荷的可调范围为发电解耦能力，则由供热安全区获得的抽汽式供热机组热电解耦能力的变化情况如图 6所示。

图6 含两级旁路供热机组的热电解耦能力Fig.6 Thermal electrocoupling capability of a CHP unit with two-stage bypass

由图 6可见，相比于抽汽式供热机组，两级旁路补偿供热在中低负荷段提高了供热机组的供热解耦能力，在相同的供热解耦能力下，含两级旁路供热机组的调峰能力更强，最重要的是两级旁路补偿供热能够进一步降低供热机组最低发电负荷，一定程度上能够提高供热机组的深度调峰能力。在高负荷段，由于受锅炉最大蒸发量限制，含两级旁路供热机组的热电解耦能力未有提升。相比于抽汽式供热机组，含两级旁路供热机组的发电解耦能力的提升量仅在供热标准抽汽流量大于208.61 t/h时较明显，在相同发电解耦能力下，含两级旁路供热机组的供热标准抽汽流量更多，对应的供热能力则更强。综上所述，两级旁路补偿供热的引入能够使得原机组的发电解耦能力和供热解耦能力有所提升。

为了进一步分析两级旁路补偿供热对供热机组深度调峰能力的影响特性，本文在最小负荷率[18,19]的基础上定义：供热标准抽汽流量一定的情况下，机组电负荷可达到的最低值为机组的最低技术出力，(1-最低技术出力/铭牌容量)×100%为机组的深度调峰能力。并参照图 3和图 5中供热安全区，计算了供热机组的深度调峰能力如表 3所示。

表 3 含两级旁路供热机组的深度调峰能力Tab.3 Deep peaking capability of a CHP unit with two-stage bypass

由表可见，两级旁路改造本身不会影响到锅炉最低稳燃负荷，因此当供热标准抽汽流量在0至200 t/h时，含两级旁路供热机组的深度调峰能力未有变化；但当机组供热标准抽汽流量在300 t/h至700 t/h时，相比于抽汽式供热机组，含两级旁路供热机组的深度调峰能力显著升高，尤其当机组供热标准抽汽流量达到600 t/h时，含两级旁路供热机组的深度调峰能力从0提升至45.7%，这是由于当供热标准抽汽流量较大时，其中包含的两级旁路提供的同品质蒸汽流量也较多，实际从中压缸抽出的蒸汽流量减少，低压缸最小冷却流量也就容易得到满足，从而提升了机组的深度调峰能力。

4 结 论

“以热定电”的刚性耦合特性是限制供热机组深度调峰能力的主要原因，“热电解耦”是解决这一问题的重要途径。两级旁路补偿供热是实现供热机组热电解耦的方法之一，为了确保旁路补偿供热的安全稳定运行，本文以某330 MW抽汽式供热机组为研究对象，在深入分析旁路补偿供热原理及特性的基础上，提出一种含两级旁路供热机组的安全区计算方法，并利用机组及旁路系统的设计参数进行计算和对比验证，结果表明：两级旁路补偿供热的引入能够大幅提升供热机组的供热解耦能力、发电解耦能力和深度调峰能力，尤其当机组供热标准抽汽流量达到600 t/h时，含两级旁路供热机组的深度调峰能力从0%提升至45.7%；更重要的是两级旁路补偿供热能够降低机组最低发电负荷，最低可至98.69 MW，相当于30%额定负荷。注意：本文提出的含两级旁路供热机组安全区计算方法是基于机组热平衡图及旁路系统设计参数进行的，实际应用中需要根据机组及旁路系统的实际特性进行校正。