工业供热热电联产机组蓄热和放热阶段双向调峰方案研究

2023-01-10尉清源郑莆燕朱群志邹思宇白天宇程云瑞

上海电力大学学报 2022年6期

尉清源, 郑莆燕, 朱群志, 邹思宇, 白天宇, 程云瑞, 封康

(上海电力大学能源与机械工程学院, 上海 200090)

随着可再生能源装机规模的不断扩大,为配合可再生能源发电上网的需求,电网要求火电厂提高调峰能力[1]。对于热电联产机组,传统的“以热定电”运行方式在一定程度上限制了机组的调峰能力[2]。已有许多研究人员提出对热电联产机组进行热电解耦改造,能够提高机组的深度调峰能力[3]。

旁路蒸汽供热、蓄热供热是目前常用的热电解耦技术[4-7]。旁路蒸汽供热是从机组旁路系统中抽取高参数蒸汽减温减压后对外供热[8-10]。旁路蒸汽参与供热,热电解耦能力较强,可以大幅提升热电联产机组的调峰能力[11],改造投资较小,但是将高参数的蒸汽直接减温减压用于供热的方法,热经济性较差[12]。蓄热装置与热电联产机组配合,对于提高机组的调峰能力有很好的效果[13],且已有多种方案[14-15]。

上述研究都是针对单一过程的调峰方法,将旁路供热与蓄热供热相结合的研究较少[16-18]。本文针对一个单级工业供热的热电联产机组,将旁路供热与蓄热装置相结合,提出了一个蓄放热双向调峰的方案。通过EBSILON软件建模仿真,分析在旁路蒸汽供热基础上加入蓄热装置对系统调峰能力的影响,对不同方案在同一个蓄放周期内的热效率和经济性进行研究。

1 调峰方案介绍

1.1 原机组调峰方案

某抽汽工业供热机组C350-24.2/1.35/566/566的系统结构如图1所示。额定供热抽汽量为300 t/h,主蒸汽流量为1 071 t/h。机组的锅炉连续最大蒸发量为1 150 t/h,锅炉最低稳燃负荷为30%。抽凝供热机组运行时,低压缸进汽流量不小于额定主蒸汽流量的10%～20%[19],旁路系统的蒸汽容量为460 t/h。

机组以额定工况运行时,从中压缸第3级、第4级回热抽汽之间抽取供热蒸汽(如图1中A所示)。供热蒸汽温度为400 ℃,压力为1.35 MPa,额定工况运行时中压缸供热抽汽参数刚好满足供热蒸汽需求。

图1 C350-24.2/1.35/566/566机组热力系统

当机组发电负荷减小时,中压缸供热抽汽参数不能满足供热需求,需要从第3级回热抽汽抽取蒸汽进行供热(如图1中B所示)。当机组发电负荷进一步降低时,第3级回热抽汽参数也不能满足供热需求。此时,第1级回热抽汽和第2级回热抽汽的温度都低于400℃,达不到供热蒸汽的温度要求。因此,若想在保证供热蒸汽参数的情况下参与深度调峰,需要采取其他措施。利用电站模拟软件EBSILON 对该热力系统进行仿真建模,研究其在不同调峰方案下的调峰范围和能效。在额定工况下,模拟计算结果与实际数据的误差在2%之内,满足工程模拟计算精度的要求。

1.2 抽汽蓄热调峰方案

目前,常见的蓄热调峰方案是在发电负荷较高的阶段抽取蒸汽进行蓄热,在需要调峰的阶段将蓄热装置中的热量放出用于供热。机组以纯凝工况运行,实现降负荷调峰。抽汽蓄热调峰方案如图2所示。该方案在蓄热阶段机组升负荷调峰运行,在放热阶段机组降负荷调峰。

图2 抽汽蓄热调峰方案

蓄热阶段,为保证放热过程的参数满足热用户需求,关闭原有的供热蒸汽管道,从第3级回热抽汽中抽取蒸汽,与蓄热装置换热后向热用户供热。放热阶段,从高压加热器出口引出一部分给水与蓄热装置进行换热,将给水加热成满足热用户需求的蒸汽后向热用户供热。

1.3 旁路-蓄热调峰方案

蓄热调峰方案只能在蓄热或放热的单一过程中进行调峰。本文将蓄热装置与旁路系统结合,提出了蓄放热双向调峰方案,如图3所示。该方案在蓄热阶段和放热阶段均可以实现降负荷调峰,同时减少低压旁路高品质蒸汽在减温过程中的部分能量损失。

图3 旁路-蓄热调峰方案

蓄热阶段,关闭原有的供热蒸汽管道,从低压旁路蒸汽中抽取供热蒸汽,与蓄热装置换热后向热用户供热。放热阶段,从冷再热蒸汽中抽取部分蒸汽进入蓄热装置,经过蓄热装置加热达到热用户需要的温度,再减压至热用户需要的参数后向热用户供热。

由于旁路-蓄热调峰方案能够实现蓄热阶段和放热阶段双向调峰运行,在一天之内可以反复进行蓄热放热过程,以一个周期较少的蓄热介质量实现连续长时间降负荷调峰,不会因为放热阶段无法降负荷调峰导致蓄热的浪费。

2 调峰方案的分析指标

2.1 调峰范围确定

在供热量确定的条件下,机组的最大发电功率和最小发电功率直接反映了热电联产机组的供电调峰范围。LIU M等人[6]根据机组稳定运行的约束条件,计算出了机组的调峰范围;高耀岿等人[20]在确保旁路补偿供热安全稳定运行的基础上,提出了一种含两级旁路供热机组的调峰范围计算方法。本文采用EBSILON软件搭建模型模拟计算机组的调峰范围,给定热负荷,当主蒸汽流量达到锅炉连续最大蒸发量时,可以确定机组的最大发电负荷。在供热蒸汽的压力和温度满足用户需求,且机组运行安全的前提下,机组最小进汽量所对应的发电功率为该供热负荷下的最小发电功率。

在原方案中,当热负荷一定、主蒸汽流量为锅炉连续最大蒸发量时,由中压缸供热抽汽供热,可计算出机组对应的最大发电负荷;主蒸汽流量降至额定工况时,中压缸供热抽汽仍可满足供热参数需求,发电功率降至额定功率;若主蒸汽流量进一步降低,则需要切换至第3级回热抽汽供热,以获得最小发电功率。通过模拟计算,可得到不同热负荷下对应的最大和最小发电功率,从而得出机组原调峰方案的调峰范围。

对于抽汽蓄热调峰方案,在热负荷一定、主蒸汽流量为锅炉连续最大蒸发量时,从第3级回热中抽取蒸汽,与蓄热装置换热后向热用户供热,可以得到不同热负荷下抽汽蓄热调峰方案的最大发电负荷。在放热阶段,机组热电解耦,以纯凝工况运行,可以模拟计算出机组的最小发电负荷。

对于旁路-蓄热调峰方案,在升负荷调峰运行阶段,不启动蓄热装置。在热负荷一定、主蒸汽流量为锅炉连续最大蒸发量时,由中压缸供热抽汽供热,最大发电负荷与原机组调峰方案相同。在蓄热阶段,热负荷一定时,低压旁路蒸汽与蓄热装置换热并减温减压后向热用户供热,同时减小机组主蒸汽流量,进入汽轮机做功的蒸汽量减少,机组发电负荷减小,可以得到蓄热阶段的最小发电负荷。在放热阶段,热负荷一定时,进入汽轮机做功的蒸汽流量减少,机组发电负荷减小,可以得到放热阶段的最小发电负荷。

2.2 效率指标

热电联产机组的热效率公式为

(1)

式中:η——热电联产机组的热效率;

P——热电联产机组的发电功率,kW;

Qh——热电联产机组单位小时的供热量,kJ/h;

Qtp——热电联产机组单位小时的热耗,kJ/h。

调峰时,由于热电负荷的变化,热效率也会随之变化,不同调峰方案下的变化情况也不相同。但引入蓄热装置参与机组调峰后,存在蓄热和放热两个过程,每个过程的效率不同,式(1)只能反映单一过程的热效率。因此,引入蓄热装置后需要考虑一个蓄放周期内的效率,公式为

(2)

式中:ηtp——一个蓄放周期内热电联产机组的热效率;

P1——蓄热阶段机组的发电功率,kW;

P2——放热阶段机组的发电功率,kW;

t1——蓄热运行时间,h;

t2——放热运行时间,h;

Qh——热电联产机组单位小时的供热量,kJ/h;

Qtp1——蓄热阶段机组单位小时的热耗,kJ/h;

Qtp2——放热阶段机组单位小时的热耗,kJ/h。

当蓄热运行时间一定时,蓄热量确定,由于放热方式不同,因此各方案的放热时长不同。确定t1后,模拟计算可得不同方案对应的放热时长t2,两者合起来为一个当量周期。

无蓄热的原机组调峰方案不存在一个蓄放周期,但为了便于比较也定义一个当量周期,即给定热负荷时,对应的最小发电负荷运行t1小时,对应的最大发电负荷运行t2小时,根据式(2)可确定该调峰方案一个当量周期的电厂热效率。

2.3 一个周期内的运行收益

在不考虑改造成本的条件下,机组调峰时运行收益的计算需要考虑发电收益、供热收益、调峰收益和燃煤成本4个方面。对于调峰收益,不同地区有不同的规则,以某电力辅助服务市场运营规则为例,机组负荷率在50%以下的热电机组会获得调峰补偿,以最高补偿电价0.15元/kWh计算调峰收益[21]。

蓄热过程单位小时的运行收益为

Cc=P1k+(50%Pe-P1)λ+Qhj-Fi

(3)

式中:CC——蓄热过程单位小时的运行收益,元/h;

k——上网电价,元/kWh;

Pe——机组额定功率,kW;

λ——补偿电价,元/kWh;

j——供热价格,元/GJ;

F——机组单位小时的煤耗量,t/h;

i——煤价,元/t。

放热过程单位小时的运行收益Cf为

Cf=P2k+Qhj-Fi

(4)

一个蓄放周期的运行收益C为

C=Cct1+Cft2

(5)

与热效率的计算相同,无蓄热的原机组调峰方案运行收益也按一个当量周期计算。

3 结果和讨论

3.1 各方案的调峰范围

各调峰方案的调峰范围如图4所示。

图4 各调峰方案下的调峰范围

原机组调峰方案(方案1)的调峰范围如图4中区域ABCD所示。AB为原机组随供热量变化的最大负荷曲线;最小发电负荷时采用第3级回热抽汽供热,DC为机组随供热量变化的最小负荷曲线。最大供热负荷条件下,方案1的调峰范围为303.25～236.38 MW。

抽汽蓄热调峰方案(方案2)的调峰范围如图4中区域EFC2D所示。抽汽蓄热调峰方案的最大发电负荷小于原机组调峰方案,最大负荷线为EF;DC2为最小发电负荷曲线;在最大供热负荷条件下,方案2的调峰范围为293.30～116.46 MW。

旁路-蓄热调峰方案(方案3)的调峰范围如图4中区域ABC1D1D所示。最大发电负荷与原机组调峰方案相同,最大发电负荷曲线为AB;DD1为蓄热阶段随供热量变化的锅炉最低稳燃负荷线,D1C1为蓄热阶段最小发电负荷曲线;DD2为放热阶段随供热量变化的锅炉最低稳燃负荷线,D2C1为放热阶段最小发电负荷曲线;在最大供热负荷条件下,方案3的调峰范围为303.25～127.50 MW。

与方案1相比,方案2和方案3均增大了机组的调峰范围。方案2在放热阶段以纯凝工况运行,可以达到较低的发电负荷。方案3在一个蓄放周期中可以实现连续降负荷调峰,蓄热过程中从低压旁路蒸汽即再热蒸汽中抽取供热蒸汽,放热过程中从冷再热蒸汽中抽取供热蒸汽,蓄热和放热过程中进入汽轮机做功的蒸汽量均不变。因此,在蓄热和放热阶段机组可以达到的最小发电负荷相近,蓄热阶段的最小发电负荷略小于放热阶段。

3.2 热效率

各调峰方案下机组的热效率如图5所示。

图5 各调峰方案下的机组热效率

由图5(a)可以看出，在升负荷调峰运行阶段,方案1与方案3的热效率相同,方案2的热效率最低。这是因为:方案1和方案3在升负荷调峰运行阶段的运行方式相同,因此机组热效率也相同;方案2在蓄热阶段抽取部分高参数蒸汽进行蓄热,在供热负荷不变的条件下,机组的发电负荷有所减少,使得热效率低于其他方案。

由图5(b)可以看出，在降负荷调峰运行阶段,方案2的热效率最高,方案3(放热阶段)的热效率其次,方案3(蓄热阶段)的热效率较低,方案1的热效率最低。在降负荷调峰运行阶段机组为纯凝工况,方案2能够以较低的发电负荷运行,同时该方案在这一阶段放热运行,蓄热装置放出额外的热量用于加热给水供热,机组的煤耗没有因此增加,使得机组的热效率进一步提高。方案3的热效率在蓄热和放热两个阶段变动较小,是因为方案3在两个阶段均为降负荷调峰运行;而放热阶段的热效率高于蓄热阶段,是因为在放热阶段蓄热装置向系统放出热量而不增加机组煤耗,提高了机组的热效率。

由图5(c)可以看出,在一个蓄放周期内,方案3的热效率高于方案2。在蓄热阶段,方案2的机组热效率与方案3相差不大,放热阶段机组的热效率非常高;但在一个蓄放周期内,方案2的热效率小于方案3,是因为当蓄热时长相同时,方案2的放热时长较短。

3.3 运行收益

以电价0.36 元/kWh、热价 40 元/GJ、煤价 700 元/t为标准，计算一个蓄放周期内不同方案的运行收益如图6所示。

图6 一个蓄放周期内不同方案的机组运行收益

以方案2的周期时长1.24 h为一个当量周期,计算没有蓄热装置的方案1的运行收益,如图6(a)所示。由图6(a)可以看出,在额定热负荷下,方案2在一个蓄放周期内的运行收益更高。在蓄热阶段,方案1为降负荷调峰运行,方案2为升负荷调峰运行,因此在这一阶段方案2的售电收益高于方案1。

以方案3的周期时长1.67 h为一个当量周期,计算没有蓄热装置的方案1的运行收益,如图6(b)所示。由图6(b)可以看出,在额定热负荷下,方案1在一个周期内的运行收益更高。方案1在蓄热阶段为降负荷调峰运行,在放热阶段为升负荷调峰运行,发电负荷大,售电收益更高;而方案3在蓄热和放热阶段均为降负荷调峰运行,发电负荷较低,售电收益低。

对比方案2和方案3在同一个蓄放周期的运行收益,结果如图6(c)所示。由图6(c)可以看出,在额定热负荷下,方案3在一个蓄放周期内的运行收益更高。当供热负荷为零时,机组以纯凝工况运行,两个方案的降负荷调峰运行收益相同,升负荷调峰运行收益也相同。但由于每个方案的周期时长不同,故一个蓄放周期内的运行收益也不同。