300 MW亚临界机组的热电解耦模式对比

朱旭东，马红和，韩 洋

(太原理工大学 电气与动力工程学院，山西 太原 030024)

0 引 言

随大数据时代的高速发展以及人工智能技术的迭代更新，我国区域供热系统正在由三代向四代发展[1-2]，四代区域供热系统具体为减少化石燃料，增加可再生能源供热比例，并与智能电网[3]共建能源互联网。同时，为实现碳中和目标，我国可再生能源进入规模化倍速发展阶段[4-7]。据统计，截至2020年底，我国可再生能源发电装机量占比接近40%，其中风电、光伏发电等可间歇性能源发电的装机量逐年上升且大规模并网发电[8-10]，给电网调峰工作带来较大压力，进而导致弃风、弃光现象加重。此外，随城市的不断发展，对冬季供暖需求增大，现有供热机组不足以支撑城市供热。供热机组面临新能源消纳困难[11]和供热期热-电矛盾突出的双重压力，迫切需要进行热电解耦技术改造[12-14]。

近年来，学者对供热机组的热电解耦技术进行了许多研究。目前，常见的热电解耦技术有高低旁路联合供热、低压缸空载供热、储热供热、电极锅炉等。居文平等[15]从技术特点、技术优势和限制等角度对4种常见的热电解耦技术进行比较分析，但未对改造的调峰效果以及机组经济性进行量化研究。鄂志君等[16]对低压缸零出力模式不同发电量、供热量下的电热特性、最大热电比(定义为机组的供热量和发电量之比，反映了供热机组的技术经济水平)、新能源消纳能力等参数进行研究。结果表明，在机组发电量均为125 MW时，经折算低压缸零出力改造后每年可节约标煤38 686.33 t。张猛等[17]利用变工况热力计算方法对低压缸零出力改造方案的调峰深度进行计算分析，该方案能使该机组负荷率降至40%以下。刘浩晨等[18]对热网换热器的热力学性能进行了较为全面的分析。这些研究取得了较好进展，为供热机组实现热电解耦提供了许多有效方案，但对同一机组不同热电解耦模式的直接对比以及高低旁路不同进汽量对机组电热特性和供热能力影响的研究仍存在不足。

以某300 MW亚临界供热机组为例，基于Aspen Plus V11软件对机组分别采用低压缸空载、高低旁路联合供热模式建模、计算；同时，对上述2种模式从电热特性、供热能力、抽汽加热器火积效率等角度进行分析。此外，定量分析了机组在高低旁路联合供热模式下，高参数膨胀机进汽和汽轮机进汽量的比值(简称进汽比)对机组电热特性和供热能力的影响。为建设高稳定性、高时效性、多种清洁能源互补的智能能源互联网提供有效依据，确定供热机组不同热电解耦模式下的新能源消纳能力并指导新能源发电的上网量，避免弃风、弃光现象的发生。

1 供热机组概况

1.1 机组汽轮机概况

以哈尔滨汽轮机厂生产的300 MW亚临界燃煤直接空冷机组为研究对象。汽轮机为一次中间再热、两缸两排汽、单抽供热、直接空冷凝汽式汽轮机，采用抽汽凝汽供热(背压14 kPa)模式，供热抽汽压力为0.2～0.6 MPa。机组共有7段回热抽汽，分别向3台高压加热器、1台除氧器、3台低压加热器供汽加热给水。汽轮机主要技术参数见表1。

表1 汽轮机主要技术参数

1.2 工业抽汽需求

根据实际需求对电厂供热系统进行规划，机组抽汽分为工业抽汽和供热抽汽两大部分。工业抽汽分为5个区域，机组总工业抽汽量为239.1 t/h。工业抽汽区域分布见表2。

表2 工业抽汽区域分布

2 机组热力系统计算模型

2.1 物性方法选择

基于Aspen Plus V11软件进行模拟计算，选择正确的物性方法极为关键。机组热力系统涉及的主要物质是水(H2O)，选用模拟工况的温度为293.15～811.15 K。STEAM-TA物性方法利用ASME蒸汽表关联式计算纯水和蒸汽热力性质，温度为273.15～1 073.00 K，适用于所建模型。

2.2 机组热力系统模型的建立

基于Aspen Plus V11软件对机组热力系统建模。机组热力系统建模时，需要选择基本模型。锅炉(BOLIER)和再热器(RHT)采用Heater模型。按照机组抽汽口为节点将汽轮机分为若干级组，每一级组均采用Compr模型，其排汽分为2部分：抽汽回热部分和进入下一级组继续膨胀做功部分。Compr模型机械效率为99%。机组热力系统模型如图1所示(F为分流，M为合并流股，HP为高压缸，IP为中压缸，LP为低压缸)。回热系统中，3个高压加热器(H1、H2、H3)和3个低压加热器(H5、H6、H7)均采用HeatX模型。水中含氧量对热力系统循环效率的影响可以忽略，建模时并未在循环水中加入氧气成分，因此除氧器(DEA)采用Mixer模型[19]。抽汽供热系统中，抽汽加热器(H8、H9)采用HeatX模型。给水泵(FP)和凝结水泵(DP)采用Pump模型，效率设为75%。空冷岛(ACI)采用Heater模型，水箱(TANK)采用Mixer模型。

图1 机组热力系统模型

汽轮机变工况计算时，假设各中间级组的等熵效率不变。额定工况下各级组的等熵效率见表3。

表3 额定工况下各级组的等熵效率

2.3 模型准确性验证

为验证数值模拟方法的可靠性，分别对比了TRL工况(汽轮机的额定工况)、滑压75%工况、滑压50%工况、滑压40%工况4种典型工况中汽机热力参数的设计值和模拟值。

所选典型工况下汽机热力参数设计值与模型计算结果的对比见表4，由表4可知，模型计算结果与设计值的偏差较小，均小于2.0%，表明建立的热力系统模型准确可靠。

表4 典型工况下汽机热力参数对比

2.4 热力学性能分析方法

“火积(entransy)”是描述物体的一种状态参数，表示热量对0 K环境传热的能力[18]，具体为

(1)

式中，Evh为物体的火积，J·K；Qvh为物体的热量，J；T为温度，K。

火积效率用来定义传热过程的效率，具体定义为末态火积和初态火积的比值，如式(2)所示：

ηvh=Evhm/Evhc，

(2)

式中，Evhc为初态火积，J·K；Evhm为末态火积，J·K。

在供热机组中，换热器大多数为表面式换热器，其汽水连接方式如图2所示。表面式换热器的火积效率计算如式(3)所示:

图2 表面式换热器汽水连接方式

(3)

2.5 发电标准煤耗分析方法

供热机组按照等效电法[20]计算发电标准煤耗(标准煤热值为29 307 kJ/kg)。根据热量的品位，将热量转换为等效电，然后与发电量分摊标准燃煤量，其转换方法为

Pd=Qdη。

(4)

其中，Pd为等效电量，MW；Qd为机组供热量，MW；η为等效电转换系数,具体为：

(5)

式中，T0为环境温度；T1、T2分别为加热前、加热后的循环水温度。

发电标准煤耗的计算方法为

(6)

式中，Bf为发电标准煤耗，g/kWh；B为标准燃煤量，kg；Pe为机组发电量，MW。

3 热电解耦模式

3.1 低压缸空载供热(背压3 kPa)模式

低压缸空载供热模型如图3所示。低压缸最小冷却流量是限制供热机组运行灵活性的主要因素，并且会随低压缸末级排汽压力的降低而减小。在供热期间，使机组低压缸保持在高真空(3 kPa)条件下运行，并满足低压缸最小冷却流量以及抽汽回热，能够大幅减少低压缸进汽，从而增加中压缸供热抽汽量，减少发电量，提高机组的调峰能力和供热能力。

图3 低压缸空载供热模型

低压缸最小冷却流量计算方法如下：

(7)

(8)

式中，Vmin为末级最小容积流量，m3/kg；Dc0为THA工况低压缸排汽流量，t/h；Vc0为低压缸额定背压下排汽比容，m3/kg；Gvmin为末级相对最小容积流量，取0.4；Gcmin为低压缸末级最小流量，t/h；Vc为低压缸不同背压下排汽比容，m3/kg。

空冷机组末级动叶片长度为680 mm，以该长度叶片为基准，通过机组变工况计算得出低压缸最小冷却流量和末级压力的关系曲线，如图4所示。

图4 末级压力和冷却流量的关系曲线

3.2 高低旁路联合供热模式

高低旁路联合供热模型如图5所示。部分主蒸汽经高参数膨胀机绕过高压缸，减少了高压缸做功。高参数膨胀机排汽和高压缸排汽经再热器后，部分再热蒸汽经低压旁路绕过中压缸，减少了中压缸做功。低压旁路蒸汽经减温、减压后达到0.7 MPa、298 ℃，在此基础上实现供热抽汽和工业抽汽。进入旁路的抽汽量越多，机组的供热能力越强，发电量越少，进而更大程度实现热电解耦。

图5 高低旁路联合供热模型

4 结果与讨论

4.1 电热特性分析

抽汽凝汽供热模式及低压缸空载供热模式的电热特性模拟计算结果见表5、6。

由表5、6可知，机组采用低压缸空载供热模式时，相同主蒸汽流量下的机组总抽汽量(工业抽汽量+供热抽汽量)相比抽汽凝汽供热模式提高了约185 t/h；相同抽汽量条件下，机组发电量降低约80 MW以上，相当于机组调峰能力提高26.7%，这部分发电量的降低为风能、太阳能等新能源发电提供了上网空间，消纳了新能源，防止弃风、弃光现象发生。最大热电比由0.584升至1.338。这是因为低压缸排汽压力降低，所需的最小冷却流量大幅减少。此外，在满足低压缸最小冷却流量、抽汽回热以及工业抽汽量为239.1 t/h的基础上，该模式下临界负荷的主蒸汽流量为403.37 t/h。

表5 抽汽凝汽供热模式的电热特性

表6 低压缸空载供热模式的电热特性

机组低压缸空载供热和抽汽凝汽供热模式供热特性和调峰特性对比如图6所示。

图6 低压缸空载供热和抽汽凝汽供热模式调峰特性对比

机组采用高低旁路联合供热模式时，不同进汽比下的电热特性模拟计算结果如表7和图7所示。

表7 高低旁路联合供热模式下不同进汽比的电热特性

图7 高低旁路联合供热模式下不同进汽比的电热特性

由表7可知，在主蒸汽流量保持额定且工业抽汽量为239.1 t/h的基础上，进汽比为1∶9时，机组发电量为208.82 MW，供热量为306.79 MW，此时的发电负荷为69.6%，热电比为1.469；进汽比为4∶6时，机组发电量为146.65 MW，供热量为376.21 MW，发电负荷为48.9%，降低了20.7%，热电比为2.565，相对提高了1.096。此外，在满足低压缸最小冷却流量、抽汽回热、工业抽汽量为239.1 t/h且进汽比为4∶6的基础上，该模式下临界负荷的主蒸汽量为417.30 t/h。

由图7可知，随着高参数膨胀机进汽和汽轮机进汽量比值的增加，机组发电量减少，供热量增加，且大致呈线性关系。原因有2方面：① 部分主蒸汽、再热蒸汽进入高、低压旁路，绕过汽轮机高、中压缸，导致机组做功减少；② 直接将高品质蒸汽减温、减压后用于工业抽汽及供热抽汽，在供热量增加的同时导致机组的热经济性较差。

综上所述，当主蒸汽流量保持额定时，高低旁路联合供热模式相比抽汽凝汽供热模式，供热抽汽量最大可提升约312.51 t/h，折合供热量增加约240.17 MW，发电量最大减少约86.15 MW；相比于低压缸空载供热模式，供热抽汽量最大可提升约124.11 t/h，折合供热量约95.91 MW，发电量最大减少约62.73 MW。由此可知，机组采用高低旁路联合供热模式能最大程度实现热电解耦，一方面可以在供热期间提供足够多的热负荷，另一方面减少发电量可以为风能、太阳能等新能源发电提供了上网空间，消纳了新能源。

4.2 热力学性能分析

通过火积效率可定量描述不同热电解耦模式下抽汽加热器传热效率。抽汽加热器火积效率见表8。

表8 不同工况下火积效率变化情况

低压缸空载供热模式时，保证低压缸最小冷却流量，得到TRL工况、滑压85%、滑压75%、滑压50%、滑压40%工况下的抽汽加热器火积效率。由表9可知，随着主蒸汽流量以及供热量增加，火积效率降低，主要是因为主蒸汽流量增加的同时，进入抽汽加热器的高温蒸汽流量增加，引起初态火积增大，进而导致火积效率降低。

高低旁路联合供热模式时，保持主蒸汽流量不变，随着进汽比增加，H8抽汽加热器的火积效率降低。主要是因为随着旁路进汽量的增加，在优先供应工业抽汽的情况下，进入H8抽汽加热器的高温蒸汽量不断增加；H9抽汽加热器的火积效率增加，且变化幅度较小，集中在62.898%～64.961%。其主要原因是进汽比增加的同时，中压缸排汽流量逐渐减少，导致进入H9抽汽加热器的高温蒸汽减少，进而引起火积效率的变化。

主蒸汽流量均为1 017.98 t/h时，高低旁路联合供热模式中H8抽汽加热器的火积效率在不同进汽比条件下均大于低压缸空载供热模式中H8抽汽加热器的火积效率，但H9抽汽加热器的火积效率与H8相近。主要原因是H9抽汽加热器的冷进口、热进口温度与低压缸空载供热模式中H8抽汽加热器相似，均属于第1级加热；而高低旁路联合供热模式中H8抽汽加热器属于第2级加热。

4.3 发电标准煤耗分析

为定量比较不同热电解耦模式的发电标准煤耗，以主蒸汽参数以及低压缸排汽参数不变为前提，对机组发电标准煤耗进行计算。结果表明：在主蒸汽流量均为1 017.98 t/h时，采用等效电法将机组供热量转换后，抽汽凝汽供热、低压缸空载供热以及高低旁路联合供热模式的发电标准煤耗分别为311.64、262.32、258.22 g/kWh。

5 结 论

1)机组采用高低旁路联合供热模式能最大限度实现热电解耦，其最大热电比会随进汽比升高而升高，从1.469升高至2.565，较于抽汽凝汽供热、低压缸空载供热模式，最大热电比分别提高了1.981倍和1.227倍。但由于直接将高品质蒸汽通过减温、减压用于供热，导致其热经济性较差。

2)在保证机组发电量相同，且满足低压缸最小冷却流量、回热抽汽的条件下，机组采用低压缸空载供热模式时，相比于抽汽凝汽供热模式，机组总抽汽量提升了185 t/h左右；保证机组总抽汽量不变的情况下，发电功率约降低80 MW，相当于调峰能力提高26.7%。

3)低压缸空载供热模式时，抽汽加热器火积效率随主蒸汽流量增加而降低，变化范围较大，从99.754% 降至63.656%；高低旁路联合供热模式时，在保证额定主蒸汽流量的情况下，随着进汽比的增加，两抽汽加热器火积效率变化趋势相反。