热电联产机组热电解耦改造方案的调峰特性及能耗分析

张红昌, 薛小军, 徐 钢, 赵长存

(1.华北电力大学 能源动力与机械工程学院,北京 102206;2.国网河北省电力有限公司电力科学研究院,石家庄 050035)

目前,我国燃煤发电仍是绝对主力,2020年火力发电量为53 302亿kW·h,占比达69%,新能源发电占比不到10%,与欧美等发达国家仍有较大差距[1]。因此,推动能源转型、调整能源结构、加快开发利用新能源已经成为我国能源发展的重要战略。此外,“碳达峰”、“碳中和”的提出也将进一步推动风电、太阳能发电等新能源的跨越式发展[2]。近年来,我国新能源并网装机容量高速增长。2020年,全年风电、太阳能新增装机分别为72.50 GW和49.38 GW,累计装机容量分别达281.65 GW和253.56 GW,均位居世界第一[3]。

风、光等新能源出力具有间歇性、随机性和波动性等特点,随着其并网规模的逐年增大,电力系统的安全稳定运行受到了巨大的挑战[4]。我国局部地区风、光等新能源的发展与系统安全运行之间的矛盾愈发凸显,弃风、弃光现象在冬季供热期尤为严重。截至2020年底,我国并网风电和太阳能发电的总装机比例达到24.31%,但二者的并网发电量占比仅9.35%,表明新能源的并网发电量与其装机规模尚不匹配,这与弃风、弃光现象密切相关[1-3]。仅2020年,我国弃风、弃光电量分别为166亿kW·h和47亿kW·h,因此促进新能源消纳已成为解决我国未来能源问题的关键[5]。在此背景下,增强火电机组尤其是大量热电联产机组的灵活调峰能力,对于促进新能源消纳意义重大。一般而言,热电联产机组调峰能力的提升可以通过增设热电解耦设备来实现[6-8],也可以通过机组自身供热系统的改进来实现[9-11]。常用的热电解耦设备包括储热罐、电锅炉和吸收式热泵等;普遍采用的供热系统改进方案包括低压缸灵活性切除改造和高低压旁路供热改造等。

目前,大部分研究仅限于一种改造方式,关于多种改造方式在统一基准下的比较相对较少,而对其能耗特性的综合分析则更少。鉴于此,笔者选取低压缸切缸、高低压旁路改造、配置储热罐、增设电锅炉和配置吸收式热泵5种改造方案为研究对象,结合实际电厂数据,对各方案进行对比,分析了其改造前后的热电解耦能力及能耗情况。

1 热电联产机组热电解耦改造方案

1.1 案例机组

北方某热电厂1号机组为CZK330-16.7/0.45/537/537型亚临界、一次中间再热、两缸两排汽、抽汽凝汽式汽轮机。采暖供热抽汽压力为0.285±0.055 MPa,单机额定抽汽质量流量为550 t/h;在最大采暖供热工况下采暖供热抽汽质量流量为600 t/h。机组共设有7段回热抽汽,分别供给3台高压加热器、1台除氧器和3台低压加热器。

以该机组为例,计算分析在5种热电解耦改造方案下热电联产机组运行灵活性的效果。采用EBSILON软件求解能耗模型,以热耗率验收(THA)工况为基准工况建立变工况模型,常规供热系统如图1所示。模型中以中压缸排汽作为供热热源,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。热网供水温度一般在90 ℃左右,因此各方案的热网供、回水温度分别取为 90 ℃和60 ℃。

图1 常规供热系统图

1.2 低压缸切缸

在冬季供热期常规热电联产机组通常以热定电方式运行,在优先满足供热需求的同时,低压缸最小冷却质量流量也受到限制,在保证一定电负荷的情况下,调峰能力受限。

低压缸切缸技术是在供热机组不停机的状态下,通过改造将绝大部分中压缸排汽引入热网加热器对外供热,并增设冷却蒸汽旁路,将减温减压后的少量冷却蒸汽通入低压缸,并带走低压转子的鼓风热,从而在低负荷供热工况下进一步降低机组的最低电负荷,从而在保证高负荷供热的同时实现深度调峰[12-13]。低压缸切缸改造方案如图2所示。低压缸切缸后,关闭回热系统的低压加热器,设置冷却蒸汽旁路质量流量为10 t/h,将其通入低压缸并带走鼓风热量。

图2 低压缸切缸改造方案示意图

1.3 高低压旁路改造

为回收机组启停阶段的蒸汽以及避免再热器超温,绝大多数机组设置了高、低压蒸汽旁路系统,部分机组配置有大旁路系统[14]。为增强机组的热电解耦能力,避免旁路质量流量增大时汽轮机轴向推力超出限值,采用高低压两级旁路改造方案。高低压旁路经改造后,部分主蒸汽经高压旁路绕过高压缸,可降低机组出力;采用再热蒸汽作为供热的补充汽源时,再热蒸汽经减温减压后与供热抽汽混合,被送入热网加热器加热热网回水,补偿机组参与深度调峰时供热抽汽不足的部分,以提高机组的供热能力[15]。调整高、低压旁路质量流量既能平衡汽轮机的轴向推力,又能实现电热负荷的灵活性调节,达到热电解耦的目的。高低压旁路改造方案如图3所示。

图3 高低压旁路改造方案示意图

改造后机组供热能力增强,为避免汽轮机轴向推力超限,低压旁路蒸汽质量流量取值为高压旁路蒸汽质量流量与高压旁路减温水质量流量之和[14]。两级旁路系统设计参数取值如表1所示。

表1 两级旁路系统设计参数

1.4 储热罐

机组供热能力与热负荷在时间尺度上存在一定的差异[6]。储热罐利用此差异,在热负荷需求较低或因机组电负荷过高、供热能力存在富余时,将多余的热量储存;在热负荷需求较高、电负荷需求降低导致无法满足供热需求甚至某小段时间机组停机时,启动储热罐来补充机组供热能力不足的部分,降低供热强迫出力,且不影响对外供热,达到移峰填谷的作用,实现热电解耦[16]。解耦时间的长短取决于储热罐的储热能力。储热罐改造方案如图4所示。储热罐的最大放热功率取值为其高热负荷与机组在最小功率点热出力的差值[17]。将机组85%的额定抽汽量对应的供热负荷(324.8 MW)定为高热负荷,最小功率点的热出力为101.2 MW,因此储热罐充放热最大功率取值为223.6 MW,散热损失为0.1%。

图4 储热罐改造方案示意图

1.5 电锅炉

电锅炉是采用电能直接加热热网水的设备,目前常用的是直热式电锅炉。如图5所示,在弃风、弃光时段,可启动电锅炉以消耗热电联产机组的发电量,降低以热定电导致的强迫出力,同时也可对外供热,补充热网所需热量[18]。在此过程中,不仅热用户的用热需求得到了满足,还实现了热电联产机组的热电解耦,为新能源腾出了上网空间,在保证供热的情况下促进了新能源的消纳[19]。从整个电力系统角度来看,该方案相当于利用弃风、弃光时段浪费的电力供热,可以有效促进新能源的消纳。电锅炉改造方案如图5所示。

图5 电锅炉改造方案示意图

电锅炉容量取值为保证在高热负荷下整体电输出为0 MW的容量[17]。取电热转换效率为98%,电锅炉容量取130 MW。

1.6 吸收式热泵

吸收式热泵是一种采用高温热源驱动,从而实现热量从低温热源向高温热源传递的装置。吸收式热泵可以有效利用供热机组运行过程产生的冷却水余热,进而提高热能利用率,同时可以在供热量不变的情况下减小机组抽汽量,降低机组最低发电功率,从而提高机组的调峰深度,达到机组热电解耦的目的[20]。笔者采用溴化锂吸收式热泵,以汽轮机中压缸排汽为高温驱动蒸汽,提取凝汽器循环冷却水中的热量。吸收式热泵改造方案示意图如图6所示,循环冷却水将低压缸排汽冷凝后,其温度略有升高,并作为低温热源进入蒸发器,高温蒸汽进入发生器,溴化锂稀溶液中的水分蒸发,产生溴化锂浓溶液和水蒸气。浓溶液经换热器进入吸收器,与来自蒸发器的低温水蒸气混合稀释放热,对热网水进行加热;同时,稀溶液蒸发汽化出的水蒸气进入冷凝器,对热网水再次加热;热网水经吸收式热泵升温后再进入热网加热器进一步进行升温,其达到指定温度后被送往热用户。

图6 吸收式热泵改造方案示意图

吸收式热泵容量需根据机组电功率、热功率、热泵性能和经济性等因素综合选取[21]。在案例中,吸收式热泵的最大制热功率为320 MW,平均性能系数(COP)为1.68。

2 调峰特性

选择机组电热特性的可行域和热电解耦性能2个指标来评价机组各改造方案的调峰特性。将机组安全运行可行域定义为热电联产机组电负荷与热负荷之间的耦合关系,可行域范围越大,机组的安全运行范围越大,则机组的调节运行更加灵活。将热电解耦性能定义为在机组发电负荷一定的情况下,供热负荷的可调范围代表机组的供热解耦能力;在机组供热负荷一定的情况下,发电负荷的可调范围代表机组的发电解耦能力。

2.1 热电联产机组安全运行可行域

采用发电功率和对外供热量来表征机组的运行可行域,为保证供热机组安全稳定运行,其运行可行域的计算要满足以下条件:(1) 锅炉最大连续蒸发量和汽轮机最大进汽量不超过限定值;(2) 保证机组负荷不低于锅炉最低稳燃负荷;(3) 汽轮机低压缸最小冷却蒸汽质量流量不低于限定值;(4) 供热蒸汽参数达到供热要求。

机组最大连续运行工况对应的发电功率为351.13 MW;低压缸最小冷却质量流量取150 t/h;锅炉最低稳燃负荷系数随煤种变化略有不同,取额定负荷的35%为锅炉最低稳燃负荷。机组改造前的安全运行可行域如图7所示。其中,AB为锅炉最大蒸发量负荷线,BC为满足最大供热量的负荷线,CD为低压缸最小冷却质量流量负荷线,DE为锅炉最低稳燃负荷线。

图7 热电联产机组安全运行可行域

热电联产机组经热电解耦改造后,安全运行可行域的变化如图8所示。由图8(b)可知,机组经低压缸切缸改造后,其可行域变为ABCED和线段B1D1。区域ABCDE是机组未切缸状态的可行域,与原机组范围相同;线段B1D1为机组低压缸切缸后以高背压运行时的电热负荷曲线。低压缸切缸后,电热负荷完全耦合,供热能力增强,热负荷变化范围为167.9～553.7 MW;机组最低发电负荷降低,由93.3 MW降为78.6 MW。

(a) 原机组

机组经两级旁路改造后,安全运行可行域变为AB2D2E。与传统热电联产机组相比,安全运行可行域范围变大,机组的最大供热能力显著增强,由431.1 MW增大为684.6 MW,最大供热能力增幅达到253.5 MW;机组最低发电负荷由D点的93.3 MW降为D2点的49.8 MW,这是因为两级旁路系统投入运行后,原用于发电的蒸汽经减温减压被直接用于供热。

供热机组配置储热罐后,其安全运行可行域为AA3B3C3D3DE3,相比于原供热机组,可行域增加。储热罐参与供热后,其可行域右移,供热能力明显提高,机组最大供热能力由431.1 MW增至652.8 MW;由于增加储热罐并未影响原机组的锅炉最大蒸发量、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质量流量,因此机组最低发电负荷不变。

机组增设电锅炉后,其安全运行可行域变为ABB4C4MNE。与传统热电联产机组相比,改造后可行域范围变大,供热能力增强,机组最大供热负荷由431.1 MW增大为558.5 MW;机组最低发电负荷显著降低,当供热负荷为93.1～395.2 MW时,最低发电负荷(上网电量)可降为0 MW,这是由于电锅炉电力来自厂用电,相当于将机组产生的电能转化为热能。

机组增加吸收式热泵后,安全运行可行域变为APB5C5QFDE。与传统热电联产机组相比,改造后可行域范围变大,与配置储热罐类似,其可行域也向右移动,供热能力增强,机组最大供热能力由431.1 MW增至561.4 MW;机组最低发电负荷保持不变,仍为93.3 MW。

2.2 热电解耦性能

由热电联产机组各改造方案的安全运行可行域可得到机组热电解耦能力的变化情况。图9和图10分别给出了供热解耦能力和发电解耦能力的变化。

图10 各方案下发电解耦负荷的变化

由图9可知,各改造方案投入运行后,除低压缸切缸改造方案外,其余方案的供热解耦能力均显著增强。在增设电锅炉和两级旁路的改造方案下,发电负荷低于256.3 MW时机组的供热解耦能力增强。其中,在低发电负荷下,增设电锅炉改造方案的供热解耦能力最强。增加吸收式热泵和配置储热罐的改造方案几乎覆盖机组正常运行的全负荷段,其供热解耦能力均增强。其中,配置储热罐改造方案在供热解耦能力方面优于吸收式热泵改造方案。由于低压缸切缸改造方案投入运行后,电热负荷完全耦合,因此其供热解耦能力为0 MW;未投入切缸时,其供热解耦能力与原机组相同。

由图10可知,各改造方案投入运行后,除低压缸切缸改造方案外,其余方案的发电解耦能力均提高。在机组运行的全供热负荷段内,增设电锅炉改造方案的发电解耦能力显著提高;相较而言,两级旁路、吸收式热泵和储热罐改造方案的发电解耦能力仅在供热负荷大于101.2 MW时明显提高,其中两级旁路和吸收式热泵改造方案尤为明显。低压缸切缸改造方案投入运行后,电热负荷完全耦合,其发电解耦能力为0 MW;未投入切缸时,其发电解耦能力与原供热机组相同。

3 能耗特性

3.1 能耗分析方法

热电联产机组总供热量包括中排抽汽供热量和各改造方案投入运行时所提供的供热量。

总供热量为:

Qt=Qe+Qp,i

(1)

式中:Qt、Qe、Qp,i分别为供热系统总供热量、中排抽汽供热量和改造方案投入运行提供的供热量。

机组吸热量为:

Qi=[(qm,0-qm,scw)·(h0-hfw)+qm,scw·

(h0-hscw)+(qm,hrh-qm,rcw)·(hhrh-hcrh)+

qm,rcw·(hhrh-hrcw)]/3.6

(2)

式中:Qi为机组吸热量;qm,0、h0分别为主蒸汽的质量流量和焓;hfw为给水焓;qm,scw、hscw分别为过热器减温水的质量流量和焓;qm,hrh、hhrh分别为再热蒸汽的质量流量和焓;hcrh为冷再热蒸汽的焓;qm,rcw、hrcw分别为再热器减温水的质量流量和焓。

2013年 ，ONGAROD和OUSTERHOUT J在《In Search of An Understandable Consensus Algorithm》一文中提出了Raft共识算法[5]。作者基于Paxos进行了改进，使之更容易理解。它与Paxos相当，对构建实际系统起了促进作用。目前百度公开了Raft开源实现代码。

标准煤耗量为:

(3)

式中:Bi为机组标准煤耗量;Qnet为煤的低位发热量;ηb和ηp分别为锅炉效率和管道效率,分别取92.0%和99.0%。

为比较各热电解耦改造方案的能耗水平,选取相同的边界条件进行计算,以保证热电联产机组发电功率、总供热量及各改造方案投入运行时提供的供热量均相同。根据各改造方案的安全运行可行域以及各方案所选容量确定能耗分析的边界条件,所选能耗计算工况的电热负荷如图11中点A所示。在此工况下,机组的电、热负荷分别为192.08 MW和458.96 MW,这是所有改造方案均可以达到的工况点。

图11 能耗计算工况下的电热负荷

能耗计算的工况参数如表2所示。从表2可以看出,各改造方案的总供热量均为458.96 MW,其中331.56 MW的供热量来自常规中排抽汽,而其余127.4 MW的供热量则来自各改造方案所提供的额外供热量。

表2 能耗计算的工况参数

3.2 标准煤耗量

热电解耦改造方案下机组标准煤耗量如图12所示。由图12可知,供热量和发电量均相同时,不同改造方案所对应的机组煤耗量有较大差距。机组标准煤耗量由高到低分别为电锅炉、两级旁路、低压缸切缸、储热罐和吸收式热泵,标准煤耗量分别为118.96 t/h、104.23 t/h、91.94 t/h、86.53 t/h和78.64 t/h。

图12 热电解耦改造方案下机组标准煤耗量

在低压缸切缸改造方案中,低压缸切缸运行时机组的最大供热量比原机组增加127.4 MW,其供热量增幅所对应的汽源与抽汽供热汽源相同,均来自于中压缸排汽。此时,中压缸排汽质量流量为628.05 t/h,其中冷却蒸汽旁路质量流量为10 t/h,其余质量流量为618.05 t/h的中压缸排汽被引入热网加热器,对应机组标准煤耗量为91.94 t/h。

在两级旁路方案中,未做功的主蒸汽和高温再热蒸汽经减温减压为热用户提供127.4 MW的供热量,具体为135 t/h的高温高压主蒸汽与32.5 t/h的减温水的混合水,形成质量流量为167.5 t/h的再热蒸汽,该部分蒸汽在再热段与质量流量为27.2 t/h的减温水混合,形成质量流量为194.7 t/h的供热蒸汽,相应的机组标准煤耗量为104.23 t/h。两级旁路方案本质上是利用锅炉空闲容量进行无发电直接供热,其供热能量损失较大。与之相比,低压缸切缸方案中用于供热的中压缸排汽先经过高、中压缸做功后再用于供热,因此其损更低,总能耗也更低。

电锅炉供热时,由电锅炉提供的127.4 MW供热量来自机组发电量再制热,其能量转化路径最长、损失最大,并经历了煤燃烧、锅炉内烟气与水传热生产蒸汽以及各种发电损失(包括40%左右的冷源损失),并将获得的高品质电能直接制成低温热供暖,故电锅炉改造方案的能耗水平最差,对应的总标准煤耗量为118.96 t/h,在相同电热功率下,其煤耗比切缸方案高29.4%。

吸收式热泵方案采用中压缸排汽驱动热泵制热,其COP达1.68,即供热量为127.4 MW时仅消耗75.61 MW的中排蒸汽热量,而从循环冷却水中回收的热量为51.79 MW,相应的机组标准煤耗量仅为78.64 t/h。该方案消耗的供热蒸汽不仅品质较低,且抽汽量明显减少,因此机组能耗最低。

4 结 论

(1) 5种热电解耦改造方案均可使热电联产机组的安全运行可行域范围变大。相较于原供热机组,两级旁路改造方案下机组最大供热能力增幅最大,达到253.5 MW;当机组供热负荷为400 MW时,各改造方案下调峰能力由强到弱分别为电锅炉>两级旁路>储热罐>吸收式热泵>低压缸切缸。

(2) 除低压缸切缸改造外,其余4种方案的热电解耦能力均有不同程度的提高。在发电负荷较低时,增设电锅炉改造方案的供热解耦能力最强;在几乎覆盖机组正常运行的全负荷段内,增加吸收式热泵和配置储热罐改造方案的供热解耦能力均增强;在机组运行的全供热负荷段内,增设电锅炉改造方案的发电解耦能力显著提高;两级旁路、吸收式热泵和储热罐改造方案的发电解耦能力仅在供热负荷大于101.2 MW时明显提高。

(3) 相同条件下各改造方案的机组标准煤耗量由高到低分别为电锅炉、两级旁路、低压缸切缸、储热罐和吸收式热泵。两级旁路方案和电锅炉方案的能耗明显高于其他方案,尤其是电锅炉方案,在相同电热功率下,其煤耗比切缸方案高29.4%,能耗代价巨大。因此,在进行机组灵活性改造时,除了要考虑其热电解耦性能,也应关注能耗性能。