高背压双抽热电联产机组联合运行特性及负荷分配

2022-11-05刘学胡刚刚李健杨志平王宁玲戈志华

中国电力 2022年10期

刘学，胡刚刚，李健，杨志平，王宁玲，戈志华

(1. 华电重工股份有限公司，北京 100070；2. 华北电力大学国家火力发电工程技术研究中心，北京 102206)

0 引言

热电联产是能量高效利用的有效方式之一[1-2]。“十四五”循环经济发展规划提出，积极利用余热余压资源，推行热电联产，推动能源梯级利用，积极推广集中供热[3]。采用高背压热电联产可以有效利用汽轮机乏汽余热，符合能量高效利用原则[4]，对推动实现碳达峰、碳中和具有重要意义。

在高背压技术的发展过程中，文献[5-7]分析了高背压技术区域适用性和热经济性，验证了高背压技术在节能减排方面的优势。文献[8-11]确定了高背压空冷机组运行时的空冷岛运行模式和发电功率随热负荷比例变化的规律，通过耦合喷射器进一步提高了乏汽利用率。文献[12]针对湿冷机组构建了高背压耦合热泵的乏汽利用系统，改善了机组经济性。

在运行优化及负荷分配方面，文献[13]从电网角度提出了动态机组组合和等微增率法相结合的负荷分配方法。文献[14]采用粒子群算法研究了热电负荷对机组煤耗量的影响。文献[15]通过FMK-means 算法确定了机组运行参数基准值。文献[16]探究了抽凝-高背压双机组的热电负荷运行及经济分配特性，从节能和负荷灵活性的角度对热电联产机组进行优化。文献[17]通过数据拟合得到机组发电煤耗率曲面，结合成本分析得出2 台机组的负荷分配方式。

综上所述，现有文献多侧重于介绍高背压机组的应用条件、技术路线和节能效果，在运行优化方面一般基于历史数据通过算法进行寻优，在对高背压运行特性进行研究时目标机组多为高背压单机组或高背压-抽凝双机组，忽略了高背压机组的抽汽。而目前电厂改造中大多采用抽背-抽凝双机联合运行方式，因此有必要针对高背压双抽热电联产机组开展研究。本文对某电厂2×330 MW直接空冷高背压双抽热电联产机组进行建模，研究了其电热特性，给出高背压投运策略以及双机组联合运行优化方式与负荷分配方式，以期为电厂实际运行管理与电网调度提供指导。

1 案例系统介绍及建模

1.1 高背压双抽供热系统

某地区2×330 MW 供热机组改造前采用传统抽汽供热方式进行供热，改造后1 号机组仍采用抽汽方式供热，为“抽凝机组”，2 号机组可同时采用高背压乏汽和抽汽进行供热，设计运行背压为30 kPa，为“抽背机组”，热网配置为间连热网，调节模式为质调节。供热系统原理如图1所示，热网回水首先经过2 号机组高背压凝汽器进行一次加热至67.1 ℃(取2 ℃为换热端差)，然后流经热网加热器，由2 台机组中压缸排汽进行二次加热。机组和热网基本参数如表1 所示。

图1 高背压双抽供热系统Fig. 1 High back-pressure and double extraction heating system

表1 330 MW 机组与热网基本参数Table 1 Basic parameters of 330 MW unit and heat supply network

1.2 案例机组计算模型

利用Ebsilon 软件对机组及供热系统进行热力学建模，热力系统模型如图2 所示。将模拟结果与热平衡图进行对比，结果显示最大误差不超过1%，可认为模型相对准确。

图2 2×330 MW 高背压双抽供热机组热力系统模型Fig. 2 Thermal system model of 2×330 MW heating units with high back pressure and double extraction

1.3 热网数学模型

供热系统相对热负荷为

二次网参数[18]为

2 热电联产机组运行条件

2.1 热电联产机组理论运行区间

热电联产机组的理论供热能力和调峰特性可由热电负荷特性区间表示[19-20]，其决定了热电联产机组的理论运行边界条件，对于供热系统的设计具有重要的参考价值。热电联产双机组的热电负荷特性区间如图3 所示。

图3 热电联产双机组热电负荷特性区间Fig. 3 Feasible operation region of dual CHP units

当机组以双抽凝方式运行时，其热电负荷特性为MNPQM，与单台抽凝机组相似，只是相应电负荷与热负荷增加了一倍，最大热负荷为860 MW，对应点N。由于抽汽的能量品质较高，提供的热负荷全部为有效热负荷。

当机组以抽凝-抽背方式运行时，其热电负荷特性为ABCDEFGA。当乏汽利用量为0 时，2 台机组最大抽汽供热为706 MW，对应点H。AI1为抽凝机组最大抽汽供热，热负荷为430 MW，I1H为抽背机组最大抽汽供热，热负荷为276 MW。随着乏汽利用量的增加，曲线AH右移，HD为最小冷却乏汽供热，热负荷为252 MW。若乏汽利用量继续增加，则要相应减少抽背机组的抽汽量，抽汽量为0 时乏汽量达到最大，AB为乏汽最大供热，热负荷为465 MW。若2 台机组均为最大抽汽供热，且达到最小冷却乏汽供热，此时得到抽凝-抽背运行的理论最大热负荷，为958 MW，对应点D。在实际供热过程中，乏汽利用率与热网水温度相关，机组的实际热电特性仍需要结合热网供回水温度进一步分析。

2.2 供热系统热电负荷分配

2.2.1 热负荷分配方案

一次网回水依次经过高背压凝汽器和热网加热器，因此高背压梯级供热机组总供热热负荷Q包括2 部分，即

式中：Q21和Q22分别为1 号机抽汽和2 号机抽汽承担的热负荷，MW；me为热网加热器消耗的总抽汽量，t/h；he和h′e分别为混合抽汽焓和混合抽汽凝结水焓，kJ/kg， Δτ2为热网水在热网加热器中的温升，℃；me1和me2分别为1、2 号机组抽汽量，t/h；he1和he2分别为1、2 号机组抽汽焓，kJ/kg。

2.2.2 电负荷分配方案

热电联产机组一般采用“以热定电”的方式运行，因此在某一热负荷下，双机组的电负荷经济分配问题是一个线性约束优化问题，目标函数设为定热负荷下2 台机组的总发电煤耗，即

式中：be为机组总发电煤耗，g/(kW·h)；P1和P2分别为1、2 号机组的电负荷，MW；a、b、c、d、e、f、g、h、i、j分别为机组的煤耗系数；P为总电负荷，MW；P1,max、P1,min和P2,max、P2,min分别为1、2 号机组的电负荷上、下限，MW。

以总发电煤耗为决策属性对目标函数进行规划求解，即可得到在某一总电负荷条件下2 台机组较优的电负荷分配情况。

2.3 热电联产机组实际电负荷范围

在给定热网条件下，热负荷与环境温度一一对应，因此机组的实际热电负荷特性可表示为电负荷与环境温度的关系。在满足热负荷的条件下，电负荷上限为2 台机组均在最大主蒸汽流量下的发电量，但决定电负荷下限的最小主蒸汽流量会受到热网实际负荷、机组运行背压、机组抽汽分配方式等多重因素的影响，变化过程十分复杂。

由于2 台机组均能提供抽汽供热，为简化计算条件，假设采用文献[16,21]中的抽汽方式，所需抽汽量主要由1 号机承担，达到最大抽汽量时再由2 号机的抽汽进行补充，2 号机既可以高背压运行，也可以凝汽运行，可得到2 台机组以抽凝-抽背方式运行和双抽凝方式运行的最小主蒸汽流量和最低电负荷，如图4 和图5 所示。

图4 抽凝-抽背运行时两机组最小主蒸汽流量及电负荷Fig. 4 Minimum main steam flow and electrical load for both units during EC-EHBP operation

图5 双抽凝运行时两机组最小主蒸汽流量及电负荷Fig. 5 Minimum main steam flow and electrical load for both units during EC-EC operation

若以抽凝-抽背方式运行，2 号机的背压调整方式由文献[20] 给出。环境温度高于6 ℃时，2 台机组的最小主蒸汽流量均由锅炉最小稳燃负荷决定，为319.6 t/h 保持不变，电负荷均为99 MW。随着环境温度逐渐降低至2.2 ℃，所需乏汽品质提高，2 号机背压逐渐升高至30 kPa，为保证末级叶片安全性，最小主蒸汽流量需相应增加至519 t/h，电负荷增大至157 MW。环境温度低于2.2 ℃时，乏汽供热不足的部分需利用1 号机抽汽补充，随着环境温度的降低，所需抽汽量增加，因此1 号机电负荷略有下降。0℃时达到对应主蒸汽流量下的最大抽汽量，低于0℃时需增大1 号机主蒸汽流量来提供足够的抽汽，电负荷也相应增加。环境温度降低至-15 ℃时，1 号机达到最大主蒸汽流量1 120.4 t/h，对应电负荷为255 MW。环境温度进一步降低时，需增加2 号机组主蒸汽流量使其提供抽汽，随着环境温度降低至-1 7 ℃，主蒸汽流量增加至585 t/h，电负荷增至172 MW。

若以双抽凝方式运行，2 号机组始终处于最小稳燃负荷流量，并可提供68 t/h 抽汽，电负荷为91 MW。2 号机组可抽汽量极小，无法满足任何环境温度下的热负荷要求，因此热负荷主要由1 号机组承担，随着环境温度的降低，最小主蒸汽流量从381 t/h 增至1 082 t/h，最低电负荷由103 MW 增至249 MW。

按假设条件计算出最大主蒸汽流量下的电负荷，并结合图4、图5 可得到2 台机组在实际热网条件下的电负荷范围，如图6 所示。

图6 实际热网条件下供热机组电负荷范围Fig. 6 Electric load range of CHP units under actual heat network conditions

若采用双抽凝方式运行，随着环境温度的降低，电负荷上限从676 MW 降低至602 MW，电负荷下限从194 MW 提升至339 MW，可调节范围变小。若采用抽凝-抽背方式运行，电负荷上限从706 MW 降低至586 MW，电负荷下限除了在0～2.2 ℃时由于1 号机在最小稳燃负荷下抽汽略有下降外，其他情况下可从200 MW 提升至427 MW，电负荷可调节范围迅速缩小。说明环境温度较高时，抽凝-抽背运行的电负荷上限高于双抽凝运行，此时高背压供热的经济性较好，随着环境温度的降低，电负荷范围迅速减小，说明其热电耦合效应较为严重，电负荷下限几乎一直高于双抽凝运行，说明高背压供热的调峰能力较差，灵活性不足。

3 热电联产双机组运行优化

在定热负荷条件下，供热所需的总抽汽量基本不变，但由于2 台机组各自运行情况不同，当各自抽汽量发生改变时，机组的经济性必然发生变化。而目前并没有明确的抽汽分配原则，电厂运行人员一般按照经验进行分配，因此需对抽汽分配方式进行优化。为便于分析，定义2 台机组的抽汽比 ε1和 ε2分别为1 号机和2 号机的抽汽量与供热所需总抽汽量的比值，即

采用热量分配法[22]对机组进行经济性分析，给出较优的运行方式。

3.1 抽凝-抽背供热双机运行优化

由文献[20]可知，当回水温度低于61 ℃时，应当采用抽凝-抽背方式供热。以当地供暖期平均温度为-5 ℃为典型温度，分析抽凝-抽背供热机组的优化方式，此时供回水温度为87.3/55.1 ℃，对应热负荷为310.5 MW。

3.1.1 变抽汽比经济性分析

由于 ε1和 ε2为线性关系，因此只分析总发电煤耗be与 ε1的关系即可说明问题。在不同电负荷条件下，be与 ε1的关系如图7 所示。

图7 不同电负荷下的总发电煤耗与1 号机抽汽比的关系Fig. 7 Relationship between power generation coal consumption and steam extraction ratio of No.1 unit under different electric loads

以图7 c) 为例，此时2 号机组功率P2为240 MW，若P1为 150 MW，随着 ε1从0 增加至1，be从263.9 g/(kW·h)增加至266.7 g/(kW·h)，变化量为2.8 g/(kW·h)；若P1为 120 MW，随着 ε1从0 增加至0.8，be从262.2 g/(kW·h)增加至265.7 g/(kW·h)，变化量为3.5 g/(kW·h)， ε1无法增加至1 是因为P1过低导致1 号机组主蒸汽流量过小，限制了1 号机组的抽汽量，导致1 号机组抽汽无法单独满足热负荷，所以必须由2 号机组抽汽进行补充。整体来看，在不同电负荷下，随着 ε1的提高，be呈上升趋势，这是因为2 号机组运行背压高，蒸汽膨胀不完全，理想焓降变小，其发电热效率要低于相同工况下的抽凝机组。因此，以抽凝-抽背方式运行时，应优先使用抽背机组抽汽提供热负荷，达到最大抽汽量后再使用抽凝机组抽汽补充。

两机组的抽汽分配方式优化后，其电负荷范围也会发生相应改变，优化后的电负荷范围如图8所示。电负荷下限几乎没有变化，而电负荷上限提高了约9 MW。

图8 优化抽汽分配后抽凝-抽背供热机组的电负荷范围Fig. 8 Electric load range of EC-EHBP units after optimization of steam extraction distribution

3.1.2 电负荷分配方式

利用Ebsilon 分别对不同电负荷、不同抽汽比条件下的发电煤耗进行模拟计算，然后利用Matlab 中的“Fmin”函数进行寻优，得出各电负荷条件下的最低发电煤耗并用“Regress”函数进行拟合，从而得到抽凝-抽背运行机组的各发电煤耗特性系数，如表2 所示。

表2 抽凝-抽背运行机组的发电煤耗特性系数Table 2 Coefficients of coal consumption for power generation in EC-EHBP units

通过拟合函数对抽凝-抽背机组进行负荷分配，结果如图9 所示。当总电负荷为300～350 MW时，应保持P2维持150 MW 不变，适当调整P1；当总电负荷在350～420 MW 时，应保持P1维持150 MW 不变，适当调整P2；当总电负荷高于420 MW 时，2 台机组均须随总负荷做出相应调整。

图9 机组最优电负荷分配关系Fig. 9 Optimal electric load distribution relationship of units

3.2 双抽凝供热双机运行优化

回水温度高于61℃或需深度调峰时，机组需要采用双抽凝运行。因此，选取-15℃为典型温度，分析双抽凝供热机组的优化方式，此时供回水温度为114.6/68.4℃，对应热负荷为445.5 MW。

3.2.1 变抽汽比经济性分析

在不同的电负荷条件下，be与 ε1的关系如图10所示。以图10 b) 为例，此时2 号机组功率P2为240 MW，若P1同样为240 MW，则be是一条关于ε1=0.5 的对称曲线，且在 ε1=0.5时达到峰值。随着 ε1从 0.1 增加至0.5，be从253.4 g/(kW·h) 增至254.8 g/(kW·h)，变化为1.4 g/(kW·h)； ε1在各工况下均无法达到0 或1，是因为热负荷较高，单台机组无法满足供热要求；整体来看， ε1在趋近于0 或1 时的be最小，这是因为抽汽量增大导致低压缸效率降低，单台机组抽汽量越多，在低压缸低效率区膨胀的蒸汽量越少，热效率越高。因此，双抽凝运行时应优先使其中一台机组的抽汽量达到最大，若仍无法满足供热要求时再采用另一台机组抽汽补充供热。

图10 不同电负荷下的总发电煤耗与1 号机抽汽比的关系Fig. 10 Relationship between power generation coal consumption and steam extraction ratio of No.1 unit under different electric loads

3.2.2 电负荷分配方式

双抽凝运行的发电煤耗特性系数如表3 所示。因为2 台机组运行特性相同，所以P1和P2同幂项的发电煤耗特性系数相同。通过拟合函数对双抽凝机组进行负荷分配，结果如图11 所示。在大多数工况下，P1=P2时be最低；当总电负荷在3 3 0～4 0 0 M W 时，应使其中一台机组保证150 MW 不变，调整另一台机组电负荷以适应总电负荷需要。

表3 双抽凝运行机组的发电煤耗特性系数Table 3 Coefficients of coal consumption for power generation in EC-EC units

图11 机组最优电负荷分配关系Fig. 11 Optimal electric load distribution relationship of units

3.3 高背压机组背压运行方式

当2 台机组按照优化后的抽汽方式供热时，在最大主蒸汽流量条件下对抽凝-抽背方式和双抽凝方式运行的经济性进行分析，结果如图12 所示。

图12 2 种方式运行的发电热效率和发电标准煤耗Fig. 12 Thermal efficiency of power generation and standard coal consumption of power generation under two operation modes

随着环境温度的降低，采用2 种方式运行的机组热效率升高，发电煤耗降低。当环境温度高于-10.5 ℃时，采用抽凝-抽背方式运行的发电标准煤耗要低于双抽凝方式，最大相差约12.7 g/(kW·h)；当环境温度低于-10.5 ℃时，由于回水温度的升高，乏汽利用率降低，抽凝-抽背方式运行的发电标准煤耗会高于双抽凝运行。因此可以把-10.5 ℃作为高背压投运条件，高于此温度时应当采用高背压运行，低于此温度时应当退出高背压运行。

高于2.2 ℃时热网水所需乏汽品质低于设计背压，为减小㶲损可采用调整背压方式运行，运行背压可根据供水温度和高背压凝汽器端差计算得到，结合高背压投运条件，即可得到整个供暖季的各温度条件下背压经济运行方式，结果如图13 所示。高于2.2 ℃时调整背压运行，-10.5～2.2 ℃时在设计背压下运行，低于-10.5 ℃时退出高背压运行。