集成蒸汽喷射器的热电解耦系统全工况性能分析

2021-08-23张钧泰种道彤严俊杰

动力工程学报 2021年8期

张钧泰，刘明，种道彤，严俊杰

(1. 大唐环境产业集团股份有限公司, 北京 100097； 2. 西安交通大学动力工程多相流国家重点实验室，西安 710049)

由于风电、太阳能发电等多以大型基地模式发展，致使局部地区新能源装机比例过高，造成可再生能源发电消纳困难[1-2]。因此，采用火力发电机组进行电网调峰成为必然选择。热电联产是提高燃煤机组能量利用效率的有效手段[3]，热电联产机组在火力发电机组中的容量大、占比高，在供热期其调峰能力降低，利用热电解耦技术可提高热电联产机组的运行灵活性。

Abdolmohammadi等[4]提出了热电耦合算法，并进行了案例分析。Khorram等[5]开发了一种算法对热电联产机组进行热电解耦。袁桂丽等[6]将热电厂、风电厂和光伏电站构成虚拟电厂，并加入风电供热设备实现热电联产机组的热电解耦。徐宪东等[7]给出区域综合能源系统内电力、热力和天然气等系统的完全解耦、部分耦合以及完全耦合3种运行模式，并提出适用的混合潮流算法。戴远航等[8]通过建立优化调度模型，得到收益最高的风电场和热电联产联合优化运行的调度策略。

供热机组也可以充分利用各类储热、储能设备实现热电解耦。Díaz-González等[9]对电力系统中各类储能技术的特点和利用现状进行了综述。吕泉等[10]提出热电解耦运行方案，通过配置大型电锅炉来解除热电厂“以热定电”约束，使热电厂可以参与风电调峰。刘方等[11]提出通过安装蓄热槽对热电联产“以热定电”约束进行解耦。Fragaki等[12]研究了在分时电价前提下，供热机组额外配备的储热装置发电容量与经济效益之间的关系。王振浩等[13]提出一种风电-电储能-蓄热式电锅炉的联合系统模型，可提高风电消纳能力。现有热电解耦技术会使系统中的不可逆损失增加，导致综合能量利用效率降低。

笔者以某350 MW供热机组为参考机组，建立了集成蒸汽喷射器供热机组(简称喷射器供热机组)变工况计算模型，研究了喷射器性能、电负荷率和热负荷率等参数对热电联产机组和喷射器供热机组节煤率的影响。

1 供热系统

为提高供热机组的运行灵活性，提出一种集成蒸汽喷射器供热的热电解耦系统，利用主蒸汽和再热蒸汽引射汽轮机排汽供热。集成蒸汽喷射器的热电解耦系统见图1。锅炉中的主蒸汽分流出一部分进入主蒸汽喷射器，在喷射器中加速降压引射汽轮机排汽，低品质排汽与主蒸汽混合后进入热网供热；同时，再热蒸汽也分流一部分进入再热蒸汽喷射器，引射汽轮机排汽供热；供热回水被引入除氧器，又回到电厂回热系统，减少了电厂水损失。

图1 集成蒸汽喷射器的热电解耦系统Fig.1 Schematic diagram of heat-power decoupling system integrated with steam ejectors

2 数学模型

为对集成蒸汽喷射器的热电解耦系统的全工况性能进行分析，建立了喷射器计算模型、供热机组变工况计算模型和经济性指标评价模型。

2.1 喷射器计算模型

图2为蒸汽喷射器示意图，其中ps为被引射流体入口压力，pp为引射流体入口压力。该供热方式的经济性受蒸汽喷射器性能的影响，一般用引射率ω来表征喷射器性能[14]，定义为被引射流体质量流量qm,s与引射流体质量流量qm,p的比值，即ω=qm,s/qm,p。为简化模型，在建模过程中进行以下假设：喷射器在临界工况下工作；流动过程为绝热过程；工作流体和引射流体等压混合。

图2 喷射器结构示意图Fig.2 Structure diagram of the ejector

水蒸气状态参数压力p、焓h与熵s三者之间互为函数关系，已知其中2个状态参数均可获得第3个状态参数。另外，水蒸气密度ρ是压力p和熵s的函数。

引射流体的实际计算速度Vt为：

(1)

式中：hp为引射流体焓；ht为引射流体在喉部的焓。

引射流体的质量流量qm,p为：

(2)

式中：ρt为引射流体在喉部的密度；At为喉部面积；ηp为喷嘴的等熵效率。

先给喉部压力pt赋值，再不断进行调整，直到喉部音速at与实际计算速度Vt相等，则认为此时的pt为喉部压力，从而计算出引射流体质量流量qm,p。

在临界截面y-y前，两股流体不发生混合，因此可以得到：

(3)

(4)

式中：Vpy为引射流体在临界截面y-y的速度；hpy为引射流体在临界截面y-y的焓；Apy为引射流体通过临界截面y-y的面积；ηpy为流动损失系数；ρpy为临界截面y-y处引射流体的密度。

由于等压混合，因此引射流体在临界截面y-y的压力ppy与临界截面y-y被引射流体压力psy相等，即可根据ppy得到psy。

临界工况下被引射流体在临界截面y-y达到音速，已知被引射流体入口压力ps和焓hs，被引射流体在临界截面y-y的速度Vsy、被引射流体的质量流量qm,s以及被引射流体通过临界截面y-y面积Asy与引射流体的计算方法类似，通过迭代方法，取被引射流体在临界截面y-y的音速asy与Vsy相等情况下的psy，进而计算得到其他参数，以下不再赘述。

喷射器扩压管入口截面2-2面积A2为：

A2=Apy+Asy

(5)

两股流体在临界截面y-y之后开始等压混合，直至两股流体在截面m-m完成混合，其中pm为混合流体在混合完成截面m-m的压力(ppy=psy=pm)。在此段流动区间内，应用质量守恒方程、动量守恒方程和能量守恒方程进行计算。

ψm(qm,pVpy+qm,sVsy)=(qm,p+qm,s)Vm

(6)

(7)

式中：Vm为混合流体在混合完成截面m-m的速度；hm为混合流体在混合完成截面m-m的焓；ψm为混合过程的动量损失系数。

流体在截面s-s产生激波，在激波前后混合流体满足如下关系：

(8)

Mm=Vm/am

(9)

(10)

式中：p2为混合流体在扩压管入口截面2-2的压力；am为混合流体在混合完成截面m-m处的音速；γm为混合流体在混合完成截面m-m处的等熵指数；Mm为混合流体在混合完成截面m-m处的马赫数；f11、f12均为函数。

混合流体在扩压管中减速升压，出口焓hc为：

(11)

采用可调式喷射器，喉部的调节装置用于调节喉部面积。给定喷射器运行参数后，通过不断调整喷射器喉部面积，直至计算出的出口背压约等于实际背压。

2.2 供热机组变工况计算模型

当热力系统工况偏离设计工况或某基准工况时，需在变工况下进行计算，确定汽轮机各抽汽口和排汽的蒸汽参数以及回热系统的参数。本文主要采用弗留格尔公式计算得到变工况下的参数[15-16]。

(12)

式中：qm,D为蒸汽质量流量；T为蒸汽温度；下标i和o分别表示级组前和级组后；下标0和1分别表示基准工况和变工况。

喷射器供热机组与凝汽机组的计算方式相同。供暖抽汽时，根据热用户需求，供热抽汽压力不变，机组通过旋转隔板改变蒸汽通流面积，调节供暖抽汽质量流量，同时会产生压力损失。进行供热机组热系统变工况计算时，以供热抽汽口为界，将汽轮机分为2个区段(单抽机)，各区段分别使用弗留格尔公式。

2.3 经济性指标评价模型

2.3.1 热电联产计算模型

由于热电厂的煤耗质量流量qm,tp是供热煤耗质量流量qm,tp,h与发电煤耗质量流量qm,tp,e之和，在进行经济性评价时，需将qm,tp分为发电和供热2项。

(13)

式中：qm,tp,h为供热煤耗质量流量；qm,tp,e为发电煤耗质量流量；Qtp为总热耗量；Qtp,h为供热热耗量；Qtp,e为发电热耗量；qL为标准煤低位发热量。

热电厂发电标准煤耗率btp,e为：

(14)

式中：Pe为发电功率。

2.3.2 节煤量计算模型

在供电量和供热量给定的情况下，对不同供热方式的经济性进行比较。电负荷率ke为：

(15)

式中：pe为变工况下的电负荷；pe0为基准工况下的电负荷。

热负荷率kh为：

(16)

式中：Qh为变工况下的供热量；Qh0为基准工况下的供热量。

与凝汽机组不同，喷射器供热机组对外提供电和热2种产品，由于2种产品的品质不同，所以不能简单以热量或电量来评价机组的经济性。笔者在电负荷和热负荷相同的条件下对热电联产机组和喷射器供热机组的煤耗质量流量进行比较[17]，从而通过节煤率[18]来评估2种供热方式的经济性。

节煤率ε为：

(17)

式中：qm,0为热电联产机组总煤耗质量流量；qm,1为喷射器供热机组总煤耗质量流量。

当ε>0时，说明喷射器供热机组的经济性更好；当ε<0时，则热电联产机组的经济性更好。

3 实例计算

3.1 基准工况计算

3.1.1 机组主要参数

选取某350 MW热电联产机组为参考机组，该机组为亚临界一次再热机组，汽轮机为双缸、单轴、双排汽、凝汽式汽轮机，改造后供热蒸汽从4号抽汽口抽出供热；该机组汽轮机采用定-滑-定的复合滑压运行方式，最小凝汽质量流量为额定进汽质量流量的20%，机组主要参数见表1。

表1 某350 MW热电联产机组汽轮机的主要参数Tab.1 Main parameters of the steam turbine for a 350 MW cogeneration unit

3.1.2 计算结果

选取该热电联产机组额定进汽质量流量为1 097.50 t/h，基准工况如下：供热抽汽压力为0.44 MPa，供热抽汽温度为290.5 ℃，供热回水温度为144 ℃，供热量为200 GJ/h。由于热电联产机组对外供热的主要热量来源是抽汽的蒸汽潜热，蒸汽压力是热电联产机组的主要参数。因此，喷射器供热机组供热时需保证进入热网加热器的蒸汽压力、供热量与热电联产机组相同。在相同供电量和供热量条件下，对喷射器供热机组的经济性进行计算，结果见表2。基准工况下节煤率为-1.359%，该值小于0，所以在基准工况下热电联产机组总煤耗质量流量更小，经济性更好。

表2 热电联产机组和喷射器供热机组计算结果Tab.2 Calculation results of the cogeneration unit and the ejector heating unit

3.2 机组最低电负荷率分析

由于受到汽轮机最小凝汽质量流量的限制，机组电负荷率降幅受限，存在最低电负荷率。热电联产机组和喷射器供热机组的最低电负荷率随供热量的变化情况见图3。如图3所示，随着供热量的增加，热电联产机组和喷射器供热机组的最低电负荷率不断提高，其中热电联产机组最低电负荷率增幅较大；当供热量增至700 GJ/h时，热电联产机组和喷射器供热机组的最低电负荷率分别为50%和34%，说明喷射器供热机组具有更大的电负荷调节范围，机组运行灵活性明显更高。

在供热期，热电联产机组受热电约束，以热定电，部分供热抽汽在汽轮机中做功，热电的耦合关系使热电联产机组电负荷率降幅受限，导致其调峰能力下降；而喷射器供热机组通过分流部分主蒸汽引射汽轮机排汽供热，实现了电和热2种不同产品的分产，达到热电解耦的目的。

图3 最低电负荷率随供热量的变化Fig.3 Variation of the minimum electric load rate with the heating load

图4给出了最低电负荷率下喷射器供热机组汽轮机侧和喷射器侧的蒸汽质量流量随供热量的变化情况。如图4所示，主蒸汽和再热蒸汽质量流量较高，在最低电负荷率下，喷射器供热机组高压缸和中压缸入口蒸汽质量流量降到最低，但部分主蒸汽和再热蒸汽被分流到喷射器引射低压缸排汽，因此主蒸汽质量流量和再热蒸汽质量流量较大，锅炉负荷较高，从而保证锅炉的稳定燃烧。如图4(b)所示，部分低压缸排汽被引射到喷射器供热，回收了排汽中的部分能量，起到节能作用。

3.3 机组经济性的变工况分析

图5给出了不同供热量下热电联产机组和喷射器供热机组的发电标准煤耗率随电负荷率的变化情况。如图5所示，随着电负荷率的降低，热电联产机组发电标准煤耗率提高，喷射器供热机组发电标准煤耗率先小幅减小又逐渐增大；当供热量为300 GJ/h和400 GJ/h，电负荷率分别低于72%和54%时，喷射器供热机组发电标准煤耗率较热电联产机组更低。

(a) 汽轮机侧

(b) 喷射器侧图4 最低电负荷率下蒸汽质量流量随供热量的变化Fig.4 Variation of steam mass flow with the heating load at the minimum electric load rate

(a) 供热量为300 GJ/h

(b) 供热量为400 GJ/h图5 发电标准煤耗率随电负荷率的变化Fig.5 Variation of power generation standard coal consumption with electric load rate

图6为汽轮机热力过程示意图，其中h0为高压缸进汽焓，p0为高压缸进汽压力，pzr为再热压力，pcn为供热抽汽压力，pr为旋转隔板后压力，pn为排汽压力。在热电联产机组中，汽轮机供热抽汽口一般安装旋转隔板用以调节供热抽汽质量流量，旋转隔板会导致其后的蒸汽压力降低，产生不可逆损失，蒸汽做功能力下降，汽轮机效率降低。在喷射器供热机组中，高品位的主蒸汽和再热蒸汽引射低品位的汽轮机排汽会产生大量不可逆损失，但可回收汽轮机排汽中的部分能量，减少冷源损失，因此也有节能的可能性。故笔者研究了喷射器引射率、电负荷率和热负荷率等因素对机组节煤率的影响。

图6 汽轮机热力过程示意图Fig.6 Schematic diagram of thermodynamic process for the steam turbine

3.3.1 喷射器引射率对节煤率的影响

为简化计算，假定主蒸汽喷射器和再热蒸汽喷射器引射率同比变化。图7给出了当供热量为200 GJ/h，在不同电负荷率下节煤率随主蒸汽喷射器引射率和再热蒸汽喷射器引射率的变化情况。如图7所示，随着2个喷射器引射率的同步增大，节煤率不断提高，相比热电联产机组，喷射器供热机组主蒸汽质量流量越小，节煤效果越好。喷射器引射率越高，单位主蒸汽和再热蒸汽引射汽轮机排汽占比越大，则进入凝汽器的排汽质量流量越小，冷端损失越少，机组效率越高，主蒸汽质量流量越小。

当喷射器引射率一定时，机组电负荷率越低，节煤率越高；在100%和90%电负荷率下，热电联产机组比喷射器供热机组经济性更好；在80%和70%电负荷率下，喷射器供热机组经济性更好。由此可见，随着电负荷率的提高，使喷射器供热机组节煤所要求的主蒸汽引射率和再热蒸汽引射率均更高，即对喷射器的性能要求更高。在主蒸汽喷射器和再热蒸汽喷射器引射率分别达到最大(0.441 5和0.226 3)的情况下，当电负荷率低于90%时，喷射器供热机组才具有更好的经济性。

图7 喷射器引射率对节煤率的影响Fig.7 Influence of ejection rate on coal saving rate

3.3.2 电负荷率对节煤率的影响

图8给出了不同供热量下节煤率随电负荷率的变化情况。由图8可以看出，随着电负荷率的降低，节煤率提高；供热量为200 GJ/h时，电负荷率低于85%才能保证喷射器供热机组相比热电联产机组经济性更好；供热量为300 GJ/h和400 GJ/h时，电负荷率分别低于73%和55%才能保证喷射器供热机组相比热电联产机组经济性更好；当电负荷率一定时，供热量越低，节煤率越高，喷射器供热机组经济性越好。

图8 电负荷率对节煤率的影响Fig.8 Influence of electric load rate on coal saving rate

3.3.3 热负荷率对节煤率的影响

不同电负荷率下热负荷率对节煤率的影响见图9。由图9可以看出，当电负荷率不变时，随着热负荷率的提高，节煤率不断降低，即喷射器供热机组在低热负荷率下更具有节能优势；在相同热负荷率下，电负荷率越高，节煤率越高，因此随着电负荷率的提高，为保证喷射器供热机组比热电联产机组经济性更好，需要更高的热负荷率。在电负荷率分别为100%、90%和80%工况下，热负荷率分别低于1.84、1.28和0.91时，喷射器供热机组较热电联产机组经济性更好。