热电联产机组热电解耦技术对比分析

2022-08-01王子杰顾煜炯刘浩晨李长耘

化工进展 2022年7期

王子杰，顾煜炯，2，刘浩晨，李长耘

（1 华北电力大学能源动力与机械工程学院，北京 102206；2 华北电力大学国家火力发电工程技术研究中心，北京 102206）

可再生能源发电设备在中国的装机数量不断增加，其发电量在电网中所占比重越来越大。而随着中国城镇化步伐的加快，在冬季供暖期间，因“供热”导致三北地区弃风、弃光问题依然非常严重。造成这种问题的主要原因在于电厂“热电耦合”作用导致机组调峰能力大幅下降。因此，国家出台相关政策提倡发电企业进行机组灵活性改造，地方政府根据机组的调峰能力设置了相关调峰补偿管理办法。

通过现有技术可以解耦电厂“以热定电”的约束，提高机组的调峰能力。目前主流的热电解耦技术主要包括耦合热泵、电锅炉、蓄热罐运行、低压缸光轴运行以及低压缸零出力等技术。陈永辉等研究得出采用电锅炉对机组进行灵活性改造后可实现机组的上网电负荷接近零，大大提升了火电机组运行的灵活性。吕泉等分别研究了200MW、300MW 机组配置储热罐后对机组调峰能力的影响，结果表明配置储热罐后机组的调峰能力分别提高了21%和13%。张宇等以330MW 机组耦合热泵为例研究了热泵的热电解耦性能及能耗，结果表明耦合热泵可以提高热电联产机组的热电比，降低机组上网电负荷。对供热机组进行低压缸零出力改造提高了机组运行的灵活性，同时扩大了机组的调峰范围，提高了机组运行的经济性。文献[19]和文献[20]研究了低压缸光轴运行的热电解耦能力及其运行的经济性，采用低压缸光轴运行可以提高机组的供热能力，降低机组煤耗。

综上所述，相关研究中对热电联产机组耦合热电解耦技术后机组的热力性能及解耦能力的对比分析还相对较少。因此，本文首先采用Ebsilon 软件建立了600MW 机组热力学模型；其次，使用Matlab 调用Ebsilon 模拟数据构建了机组的能耗模型；最后，基于能耗模型定量分析了600MW 热电联产机组耦合五种热电解耦技术后机组供热可行域的变化及可行域内机组能耗的分布规律，为电厂机组灵活性改造提供参考依据。

1 热力学及能耗模型

1.1 案例机组热力学模型

基于国内某600MW 汽轮机组热力平衡图，采用Ebsilon 建立了该机组的热力系统模型。机组的主要性能参数见表1。以阀门全开工况（VWO）作为设计工况，机组采用“定滑”的运行方式，根据汽轮机热力性能数据手册对Ebsilon模型中锅炉滑压曲线及汽轮机缸效率曲线进行修正，机组在VWO-100%热耗率验收工况（THA）采用定压运行，100%THA～30%THA采用滑压运行方式。通过模拟机组100%THA、75%THA、50%THA、40%THA 和30%THA的电负荷数据与汽轮机热力性能数据手册中机组热平衡图数据进行对比，曲线修正前后误差结果如图1所示。从图中可得，经过滑压曲线和缸效率曲线修正后的模拟结果与机组热平衡图数据相比最大误差小于0.5%，符合工程计算精度要求，验证了所建机组热力学模型的正确性。低压缸零出力热力学模型是通过调整低压缸进气量的同时关闭低压加热器后建立的；低压缸光轴热力学模型是通过将低压缸效率调整为零的同时关闭低压加热器后建立的。

图1 模拟结果相对误差

表1 汽轮机主要性能参数

模型中机组的供热以中压缸排汽作为热源，通过热网加热器加热热网回水，热网加热器将蒸汽温度降到抽汽压力下的饱和水温度，且在供热全工况中抽汽压力保持不变。根据国内供热实际运行情况，热网供水温度一般为90℃左右，因此假设热网供回水温度为90℃/60℃。本文中机组最小调峰率的计算方式是按照当前供热负荷下系统最小输出电负荷与机组最大电负荷（即机组纯凝工况下最大出力）的比值，由式(1)计算。

式中，为机组最小调峰率，%；为机组供热量为时系统输出的最小电负荷，kW；为机组纯凝工况下最大出力，kW。

1.2 能耗模型

输入锅炉的热量与汽轮机所消耗的热量及锅炉效率、锅炉管道效率有关，取值由式(2)计算。

式中，为输入锅炉的热量，kW；为输入汽轮机的热量，kW；为锅炉效率，%；为锅炉管道效率，%。

机组的燃料消耗量由式(3)计算。

式中，为机组的燃煤消耗量，kg/s；LHV 为煤的低位发热量，kJ/kg。

汽轮机消耗的热量由式(4)计算。

式中，为主蒸汽流量，kg/s；为主蒸汽焓值，kJ/kg；为给水焓值，kJ/kg；为再热蒸汽流量，kg/s；为再热蒸汽焓值，kJ/kg；为高压缸排气焓值，kJ/kg。

机组的能量利用率为机组输出能量与机组输入能量的比值，由式(5)计算。机组输入的能量主要包括煤的化学能，机组输出的能量主要包括机组的发电量和供热量。

式中，为机组的能量利用率，%；为机组的发电量，kW；为机组的供热量，kW。

增加蓄热罐后，在蓄热罐放热过程中系统的能量利用率由式(6)计算。

式中，为机组中蓄热罐的放热量，kW。

机组的㶲效率为机组输出㶲与机组输入㶲的比值，由式(7)计算。输出㶲主要包括热量㶲与电能㶲，输入㶲主要为燃料的化学㶲。

式中，为机组的㶲效率，%；为机组的电能㶲；为机组供热的热量㶲；为机组输入燃料的化学㶲。

增加蓄热罐后，在蓄热罐放热过程中热电联产机组的㶲效率由式(8)计算。

式中，为机组中蓄热罐释放的热量㶲。电能㶲由式(9)计算。

热量㶲由式(10)～式(12)计算。

式中，为热网循环水流量，kg/s；为热网回水㶲；为热网供水㶲；和为热网供、回水的焓值，kJ/kg；和为热网供、回水的熵，kJ/(kg·K)；为水在环境温度下的焓值，kJ/kg；为水在环境温度下的熵，kJ/(kg·K)；为环境温度，K。

燃料的化学㶲由式(13)计算。

式中，HHV为燃料的高位发热量，kJ/kg。

1.3 热电解耦技术模型

假设电锅炉、热泵、蓄热罐的最大放热量为100MW，热网水进出该设备的温度均为60℃/90℃，低压缸零出力、低压缸光轴运行需要的冷却蒸汽流量假设为40t/h。

电锅炉的效率取98%，供热消耗的电能由式(14)计算。

热泵采用能效比（COP）为3的压缩式热泵，供热消耗的电能由式(15)计算。

蓄热罐采用常压斜温层蓄热罐，忽略蓄热罐的热损失，热源为热网供水，冷源为热网回水。蓄热时热网供水从罐体上部进入蓄热罐，冷水从蓄热罐下部排出进入热网回水系统；放热时，热网回水从蓄热罐下部进入罐体，热水从蓄热罐上部排出进入热网供水系统。

2 结果分析与讨论

2.1 供热可行域

热电联产机组耦合热电解耦技术后，供热可行域的变化如图2所示。图2(a)中线段、、、所包围的空间为案例机组的供热可行域，由于热电耦合的原因，当机组供热负荷为500MW 时，机组发电量只能在～之间浮动，即在236.9～512.3MW之间调节。

机组耦合常压蓄热罐后，供热可行域变为′′′，如图2(b)所示。与传统供热机组相比耦合蓄热罐后供热可行域增加，′′′区域为蓄热罐运行区域。当机组热负荷为500MW 时，耦合蓄热罐后电能的调节范围由～变为～，机组的最大发电量由512.3MW 变为542.9MW，最小发电量由236.9MW 变为193.6MW，最小调峰率降低了约6.52%。

图2 供热可行域变化规律

机组耦合电锅炉后，供热可行域变为′′′，如图2(c)所示。′′′区域为电锅炉运行区域，线段′′、′′的范围由电锅炉最大放热量决定。与传统供热机组相比，机组的最小发电量由点降到′点，这是由于电锅炉将机组产生的一部分电能转化为热能。当机组热负荷为500MW 时，耦合电锅炉后机组电能的调节范围由～变为～，最小发电量由236.9MW 变为91.6MW，最小调峰率降低了约21.86%。

图2(d)中′′区域为机组耦合压缩式热泵后的供热可行域。′′区域为热泵运行区域，线段′′的范围由热泵最大热负荷决定。当热负荷为500MW 时，机组耦合电锅炉后，电能的调节范围由～变为～，最小发电量由236.9MW变为160.3MW，最小调峰率降低了约11.5%。

低压缸零出力改造可以使机组在高背压与抽凝两种运行方式灵活切换，如图2(e)所示。线段′′是机组以高背压运行时，发电量与供热量的关系曲线，供热负荷变化范围为326.1～927.9MW。当热负荷为500MW 时，机组以抽凝方式运行时，电能调节范围与图2(a)一致，当机组以高背压方式运行时发电量为。机组的最小发电量由236.9MW 变为134.6MW，最小调峰率降低了约15.39%。

低压缸光轴运行供热可行域[图2(f)]与低压缸零出力相比，供热范围相同，但发电负荷稍低。这是由于低压缸零出力机组并未切除低压缸运行，通入低压缸的冷却蒸汽仍会推动汽轮机低压缸转子出力，而光轴运行由于切除了低压缸叶片，通入的冷却蒸汽只起到冷却作用。当热负荷为500MW 时发电量为，与图2(a)对比可得机组最小发电量由236.9MW 变为134MW，最小调峰率降低了约15.48%。采用低压缸光轴运行并未实现真正意义上的热电解耦，当外界热负荷小于326.1MW时，进行低压缸光轴改造后机组无法投入运行，同时当供热量一定时发电量也为定值，无法实现机组的灵活运行。然而目前电厂并非单台机组运行，以双机组为例，当外界负荷高于光轴机组运行最小热负荷时，其中一台机组采用低压缸光轴运行，一台机组采用抽凝进行调峰运行，同样可以实现机组灵活运行。

低压缸光轴运行在供热季及非供热季需对低压缸转子进行频繁更换，改变了机组的静平衡与动平衡，从而增加了机组的轴系震动，不利于机组的稳定运行。与此同时，低压缸零出力改造虽然可以解决低压缸光轴运行时的弊端，但机组频繁调峰会使低压加热器等部件频繁投入和退出运行，加速设备的疲劳损坏，从而降低了设备的使用寿命。

2.2 供热可行域内能量利用率分布规律

能量利用率为系统输出能量与输入能量的比值，机组的能量利用率可以反应机组运行的经济性，能量利用率越高，系统经济性越好。机组耦合热电解耦技术后，能量利用率会发生相应变化，因此本文分析了热电联产机组耦合热电解耦技术后供热可行域内能量利用率的变化情况，如图3、图4所示。

图3(a)为传统热电联产机组供热可行域内能量利用率的分布规律。图中虚线表示机组运行方式的分界线，虚线以上机组采用定压运行，虚线以下机组采用滑压运行，如1.1 节中所述。机组的能量利用率主要由供热量决定，随着供热量和发电量的增加，能量利用率从39.22%逐渐增加至82.79%。耦合蓄热罐、电锅炉和压缩式热泵的机组能量利用率变化与传统热电联产机组相似，从图3(b)～(d)中可得三种热电解耦技术的最大能量利用率分别为83.98%、82.79%、87.74%，且分布在新增区域。虽然三种热电解耦技术的最大供热量相同，但三种热电解耦技术的解耦原理不同导致最大供热量所对应的发电量不同，从而影响了机组的能量利用率。

图3 供热可行域内能量利用率分布规律

机组进行低压缸零出力改造后，以抽凝方式运行时，供热可行域内能量利用率的分布与传统热电联产机组相同，而采用高背压运行时与低压缸光轴运行情况相似，因此本文只分析低压缸光轴运行的能量利用率，如图4所示。与传统热电联产机组及其他热电解耦技术相比，采用低压缸光轴运行使能量利用率大大增加，供热可行域内能量利用率最大值约为89.2%，最小值约为87.5%。这是因为采用高背压供热可以将低压缸在低负荷部分的衰减损失及机组的冷凝损失全部回收利用。

图4 低压缸光轴供热机组能量利用率分布规律

2.3 供热可行域内㶲效率分布规律

能量有高低品位之分，电能属于高品位能源，而热能属于低品位能源，单纯从“量”的角度不能准确分析设备的能耗。因此，本文引入㶲效率，从“质”与“量”上综合评价不同热电解耦技术对机组性能的影响，如图5、图6所示。

传统热电联产机组供热可行域内㶲效率的分布规律如图5(a)所示。机组运行方式不同导致㶲效率在供热可行域内变化规律不同，图中虚线为机组运行方式的分界线，与图3(a)中虚线含义相同。从图中可得，电能对热电联产机组㶲效率的影响起决定性作用，随着机组发电量的降低和供热量的增加，机组的㶲效率逐渐降低，在最小电负荷时机组的㶲效率最低为34.35%。

机组耦合蓄热罐、电锅炉和压缩式热泵后，供热可行域内㶲效率分布如图5(b)～(d)，与图5(a)对比分析可得，供热可行域内的㶲效率分布与传统热电联产机组相似，最大㶲效率点在原供热可行域内，最小㶲效率点分布在新增供热可行域中。新增区域㶲效率的变化趋势与传统供热可行域内㶲效率的变化趋势相比，压缩式热泵与电锅炉使㶲效率呈减小趋势，蓄热罐使㶲效率呈增加趋势。这是由于电锅炉和压缩式热泵通过消耗高品位的电能产生低品位的热能，从而导致系统的㶲效率降低，但由于热泵的COP值大于1，消耗相同的电能产生的热量比电锅炉多，因此采用热泵时系统的㶲效率比电锅炉高。

图5 供热可行域内㶲效率分布规律

㶲效率只讨论低压缸光轴运行，具体原因上节已经阐述。图6 为低压缸光轴运行的㶲效率曲线。随着供热量和发电量的增加㶲效率从32.93%逐渐增加至38.98%。该运行方式与传统热电联产机组相比㶲效率有所下降，这是由于高背压机组将高品位的蒸汽转变为了低品位的热能，而高背压机组即使回收了大量的冷凝损失，但仍不足以与大温差换热造成的不可逆㶲损失保持平衡。

图6 低压缸光轴供热机组㶲效率分布规律

4种热电解耦方式在供热可行域内最小㶲效率的对比如图7所示。㶲效率最小的为电锅炉，其值为17.79%；压缩式热泵㶲效率为32.52%与光轴运行（32.93%）相差不大；㶲效率最大的为蓄热罐，值为34.35%。结合2.1 节和2.2 节中热电解耦能力与能量利用率综合分析4种热电解耦方式的能耗特性可得，采用压缩式热泵和光轴运行可以增加较多的最小调峰能力及获得较高的能量利用率和㶲效率，然而采用光轴或低压缸零出力技术会影响机组寿命与安全运行。综合机组寿命与运行安全、热电解耦能力、能量利用率和㶲效率分析，机组采用压缩式热泵可以提高机组运行的经济性，当机组仍不能满足外界负荷需求时可采用压缩式热泵与蓄热罐耦合运行。