含兩級旁路供熱機組安全區(qū)計算

高耀巋， 曾德良， 平博宇， 張麗霞

(華北電力大學(xué) 新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室，北京 102206)

0 引 言

火電機組一旦實施供熱，就需要保證供熱品質(zhì)，同時面臨主要問題是熱電耦合矛盾。背壓式機組沒有冷源損失，效率較高，但需要嚴格按照“以熱定電”的方式運行；抽汽式機組的供熱功率和發(fā)電功率可在一定范圍內(nèi)自由調(diào)節(jié)，但在采暖期也要嚴格按照“以熱定電”方式運行?！耙詿岫姟狈绞较拢釞C組要優(yōu)先滿足熱負荷需求，而后決定電負荷輸出，導(dǎo)致機組采暖期需要運行在70%額定負荷左右，電負荷調(diào)節(jié)能力嚴重不足。本體及輔助設(shè)備的靈活性改造能夠改變機組的熱電特性，實現(xiàn)供熱機組的熱電解耦，從根本上解決供熱機組采暖季電負荷調(diào)節(jié)能力不足的問題。

目前，可實現(xiàn)供熱機組熱電解耦的主流方法有旁路補償供熱法[1-3]、電加熱補償供熱法[2,4,5]、儲熱補償供熱法[6-8]、低壓缸切除補償供熱法[9,10]等。其中，旁路補償供熱法是通過高、低壓兩級減溫減壓器將部分主、再蒸汽減溫減壓后直接送入供熱蒸汽母管加熱熱網(wǎng)回水，來補償機組參與深度調(diào)峰時供熱抽汽能力不足的部分；對于現(xiàn)有的供熱機組，兩級旁路一次性改造成本較低，但運行方式不符合機組設(shè)計工況，長期運行可能會增加零部件損耗，影響機組使用壽命。電加熱補償供熱法是通過電鍋爐、熱泵等將機組生產(chǎn)的部分電能直接用于加熱熱網(wǎng)回水，來補償機組參與深度調(diào)峰時供熱抽汽能力不足的部分；從電網(wǎng)的宏觀角度來看，這種運行方式相當(dāng)于利用過剩風(fēng)電代替熱電聯(lián)產(chǎn)機組進行供熱，因此具有明顯的節(jié)煤效益，但電鍋爐改造的一次性投資成本較高。儲熱補償供熱法是利用熱用戶熱負荷需求的晝夜差異平移熱負荷，在白天，當(dāng)供熱抽汽的供熱能力能夠滿足熱網(wǎng)熱負荷需求且有富裕時，對儲熱罐進行儲熱，在夜晚，當(dāng)供熱抽汽量不足以滿足熱網(wǎng)熱負荷需求時，啟動儲熱罐對外放熱來補償機組參與深度調(diào)峰時供熱抽汽能力不足的部分；由于這種運行方式不存在高品位能量向低品位能量的轉(zhuǎn)換過程，因此其節(jié)煤效益最明顯，但儲熱罐改造的一次性投資成本較高。低壓缸切除技術(shù)是在保證低壓缸最小冷卻流量的條件下，盡可能的將中壓缸排汽壓入熱網(wǎng)加熱器，降低低壓缸的做功量，從而提高供熱機組的調(diào)峰能力，相比較而言，低壓缸切除技術(shù)具有經(jīng)濟效益高、成本低等諸多優(yōu)勢。無論是上述那種輔助供熱方法，都是通過改變供熱機組的熱電特性來提高供熱機組的熱電解耦能力，而熱電特性又與供熱安全區(qū)一一對應(yīng)，因此研究供熱安全區(qū)計算具有非常重要的意義。

本文重點研究含兩級旁路供熱機組的安全區(qū)計算。文獻[11]針對抽汽式汽輪機，依據(jù)工況圖對其熱電負荷特性進行了分析，得出了調(diào)節(jié)抽汽式汽輪機在滿足外界熱負荷的情況下的電負荷特性，為抽汽式供熱機組參與深度調(diào)峰提供了理論依據(jù)，但該方法需要借助汽輪機運行工況圖，且查閱圖表的過程中容易產(chǎn)生誤差。文獻[12]研發(fā)了一種供熱機組“以熱定電”的在線監(jiān)測系統(tǒng)，核定了供熱機組調(diào)峰負荷的邊界條件，通過汽輪機變工況計算，確定了不同抽汽量下電負荷調(diào)峰范圍的數(shù)學(xué)模型，同時利用汽輪機效率及初終參數(shù)變化進行修正，驗證表明該方法能夠適應(yīng)機組實際運行工況，對電網(wǎng)公司安排交易計劃、調(diào)峰及最大限度地吸納風(fēng)電起到指導(dǎo)性作用。文獻[13]在Aspen Plus模擬平臺上，搭建了供熱機組仿真模型和儲熱模型，對配置儲熱罐裝置的供熱機組調(diào)峰范圍進行研究，研究結(jié)果表明，配置30 MW儲熱裝置供熱機組的調(diào)峰容量能夠從16.9%提高至23%，但該方法不適用于含兩級旁路供熱機組安全區(qū)的計算。文獻[14]考慮吸收式熱泵對熱電聯(lián)產(chǎn)機組供熱特性影響的基礎(chǔ)上，繪制具有吸收式熱泵供熱的熱電聯(lián)產(chǎn)機組的調(diào)峰運行工況圖。文獻[15]采用圖解法分析了儲熱罐與供熱機組的熱力學(xué)特性，以及配備儲熱罐供熱機組的運行特性，并以某電廠330 MW機組為研究對象，計算和分析了配備儲熱罐供熱機組的調(diào)峰區(qū)間，能夠為供熱機組的安全、穩(wěn)定、靈活運行技術(shù)支撐，但該方法未能進一步推廣至含兩級旁路供熱機組安全區(qū)的計算。文獻[16]提出了一種基于均勻設(shè)計的供熱機組安全運行區(qū)計算方法，誤差分析表明，該方法擬合精度接近熱平衡方法。

本文在文獻[15]的基礎(chǔ)上，首先基于抽汽式供熱機組的設(shè)計參數(shù)，計算了抽汽式供熱機組的安全區(qū)；其次考慮兩級旁路補償供熱對供熱安全區(qū)的影響，基于旁路系統(tǒng)的設(shè)計參數(shù)，計算了含兩級旁路供熱機組的安全區(qū)，經(jīng)對比分析：揭示了兩級旁路改造提升供熱機組供熱解耦能力、發(fā)電解耦能力以及深度調(diào)峰能力的內(nèi)在機理。

本文安排：第1節(jié)介紹旁路供熱原理及特性；第2節(jié)計算供熱機組安全區(qū)；第3節(jié)計算和對比分析含兩級旁路供熱機組安全區(qū)；第4節(jié)總結(jié)。

1 兩級旁路補償供熱的原理及特性

圖1給出了含兩級旁路供熱機組原理圖。由圖可見，在常規(guī)抽汽式供熱的基礎(chǔ)上，兩級旁路補償供熱增加了高低壓兩級減溫減壓旁路：(1)在主蒸汽管道增設(shè)了高壓減溫減壓旁路，將部分主蒸汽減溫減壓后送入再熱冷段蒸汽母管，與高排蒸汽混合后進入再熱器；(2)在再熱熱段蒸汽母管上增設(shè)了低壓減溫減壓旁路，將部分再熱蒸汽減溫減壓后送入熱網(wǎng)供熱母管，與供熱抽汽混合后送至熱網(wǎng)加熱器。在供熱季，當(dāng)供熱機組由于參與熱電解耦深度調(diào)峰造成供熱抽汽的供熱能力不足時，啟動高低壓兩級減溫減壓旁路系統(tǒng)將部分主蒸汽直接減溫減壓送入供熱蒸汽母管，與供熱抽汽混合后對外供熱，從而解除了供熱機組“以熱定電”的約束。

圖1 兩級旁路補償供熱原理圖Fig.1 Schematic diagram of two-stage bypass compensation heating

在兩級旁路補償供熱運行方式下，隨著高壓旁路閥的開啟，進入再熱冷段的蒸汽流量增加，而再熱器系統(tǒng)阻力不變，同等阻力的再熱器流經(jīng)更多的再熱蒸汽流量，導(dǎo)致再熱器兩端的壓差增大，若低壓旁路閥未及時開啟，將引起再熱冷段蒸汽壓力迅速升高，即高壓缸排汽壓力升高，蒸汽的壓縮效應(yīng)也將使得高壓缸排汽溫度升高[17]。過高的高壓缸排汽壓力和排汽溫度將引起汽輪機高壓缸內(nèi)通流特性發(fā)生變化，原有軸向推力的平衡態(tài)被破壞，汽輪機高壓缸末級葉片強度也將受到影響。因此，當(dāng)供熱機組處于兩級旁路補償供熱運行方式時，應(yīng)根據(jù)汽輪機調(diào)節(jié)級壓力結(jié)合高排壓比推算高壓缸排汽壓力的保護上限，及時開啟低壓旁路閥，保證汽輪機的安全穩(wěn)定運行。同理，高低壓旁路系統(tǒng)的失調(diào)還會影響中排壓比，過低的中排壓比可能引起中壓缸出現(xiàn)“悶缸”現(xiàn)象。

2 抽汽式供熱機組的安全區(qū)計算

與純凝機組的一維安全區(qū)不同，抽汽式供熱機組的安全區(qū)除了要考慮鍋爐最大蒸發(fā)量、汽輪機最大進汽量、鍋爐最低穩(wěn)燃負荷之外，還需要考慮抽汽流量對低壓缸安全運行的影響，在這種情況下，抽汽式供熱機組的安全區(qū)實際上是一個基于抽汽流量和電負荷的二維安全區(qū)[12]，為了便于衡量兩級旁路補償供熱引入時對供熱安全區(qū)的影響，本文兩級旁路輔助供熱提供的同品質(zhì)蒸汽涵蓋進來，定義了 “供熱標(biāo)準抽汽流量”的概念。以下是某電廠330 MW汽包爐抽汽式供熱機組的安全區(qū)計算流程圖，見圖2所示。

圖2 抽汽式供熱機組安全區(qū)計算流程示意圖Fig.2 Calculation process of safe operation area for a CHP unit

計算步驟包括：

(1)確定鍋爐最大蒸發(fā)量負荷線AB和鍋爐最低穩(wěn)燃負荷線ED。通過查閱機組熱平衡圖，可得最大發(fā)電負荷工作點A的坐標(biāo)為(0 t/h，356.481 MW)，最大抽汽供熱負荷工作點B的坐標(biāo)為(550 t/h，262.75 MW)。擬合可得

AB:Ne=-0.107 4Dh+356.48

(1)

式中：Ne為機組功率，MW；Dh為供熱標(biāo)準抽汽流量，t/h。

在圖 2中繪制的最大蒸發(fā)量負荷線AB(圖中紅線)。取48%額定負荷為鍋爐最低穩(wěn)燃負荷，相同斜率下繪制鍋爐最低穩(wěn)燃負荷線ED(圖中綠線)，表達為

ED：Ne=-0.107 4Dh+158.4

(2)

(2)確定低壓缸最小冷卻流量負荷線CD。當(dāng)機組對外供熱時，機組的最小發(fā)電負荷受低壓缸最小冷卻流量限制。本文所研究機組的最大供熱抽汽流量為550 t/h，低壓缸最小冷卻流量為140 t/h，總計690 t/h。表 1給出了不同工況下機組主蒸汽流量、中壓缸排汽量、低壓缸進汽量、供熱抽汽流量以及機組負荷的對應(yīng)關(guān)系。由表可見，主蒸汽流量與中壓缸排汽量呈線性相關(guān)，擬合可得中壓缸排汽量的關(guān)系為

表 1 不同負荷工況下機組運行參數(shù)的統(tǒng)計Tab.1 Statistics of unit parameters under different load conditions

(3)

將中壓缸排汽量690 t/h帶入式(3)得主蒸汽流量為989.97 t/h。通過表 1中機組負荷與主蒸汽流量的對應(yīng)關(guān)系擬合可得

Ne=0.327 5Dm+2.366 2

(4)

將Dm=989.79 t/h帶入式(4)可得其對應(yīng)負荷Ne=326.58 MW，即圖2中b點坐標(biāo)為(0 t/h，326.58 MW)。由于bC等負荷線與AB等負荷線平行，可得bC等負荷線表達式為

bC：Ne=-0.170 4Dh+326.58

(5)

代入550 t/h最大供熱抽汽流量可得該抽汽流量下最小發(fā)電負荷點C點坐標(biāo)為(550 t/h，232.86 MW)。

根據(jù)式(4)，鍋爐最低穩(wěn)燃負荷線ED線對應(yīng)的主蒸汽流量為476.44 t/h，將其代入式(3)，可得對應(yīng)的中壓缸排汽量為348.61 t/h，考慮低壓缸最小冷卻流量的情況下，實際最大供熱抽汽流量為208.61 t/h，將其代入式(2)，可得對應(yīng)的機組負荷為122.85 MW，則獲得鍋爐最低穩(wěn)燃負荷工況下最大供熱工作點D的坐標(biāo)(208.61 t/h，122.85 MW)。擬合可得

CD：Ne=0.322 2Dm+55.627

(6)

綜上所述，圖 3中陰影部分即為原機組抽汽模式下供熱安全區(qū)。其邊界表達為如公式(7)所示。

(7)

3 含兩級旁路供熱機組安全區(qū)計算

兩級旁路輔助供熱改造后，供熱機組的供熱安全區(qū)也隨之變化，但旁路系統(tǒng)不影響鍋爐最大蒸發(fā)量、汽輪機最大進汽量、鍋爐低負荷穩(wěn)燃工況以及低壓缸最小冷卻流量，因此，只需要計算旁路系統(tǒng)增加的供熱量，將供熱安全區(qū)的相應(yīng)工作點進行平移即可。本文所研究電廠的兩級旁路系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)如表 2所示，含兩級旁路供熱機組供熱安全區(qū)的計算過程如圖 4所示。

表 2 兩級旁路系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)Tab.2 Design parameters of two-stage bypass system

圖4 含兩級旁路供熱機組安全區(qū)計算流程示意圖Fig.4 Calculation process of safe operation area for a CHP unit with two-stage bypass

(1)確定最大鍋爐出力負荷線AB’和最小鍋爐出力負荷線ED’。由于增加兩級旁路輔助供熱既不會改變鍋爐最大蒸發(fā)量，也不會改變鍋爐最小出力負荷(48%額定負荷)，因此，增設(shè)兩級旁路后，機組的最大鍋爐出力負荷線AB’與原最大鍋爐出力負荷線AB重合，最小鍋爐出力負荷線ED’與原最小鍋爐出力負荷線ED’重合。則AB’線和ED’線分別為

AB’：Ne=-0.107 4Dh+356.48

(8)

ED’：Ne=-0.107 4Dh+158.4

(9)

(2)確定B’點坐標(biāo)。當(dāng)兩級旁路啟動后，175 t/h的高溫高壓蒸汽在33.5 t/h的減溫水的混合下，形成208.5 t/h的再熱蒸汽，這部分蒸汽在再熱熱段被37.21 t/h的減溫水繼續(xù)混合，形成245.71 t/h的供熱蒸汽。基于上述運行過程分析，在兩級旁路開啟后，實際進入高壓缸的最大蒸汽流量為1 100 t/h-175 t/h=925 t/h，根據(jù)式(3)計算的中壓缸排汽流量為646.81 t/h，扣除低壓缸最小進汽流量140 t/h，則進入熱網(wǎng)加熱器的蒸汽流量為506.81 t/h，加上兩級旁路產(chǎn)生的供熱蒸汽流量245.71 t/h，供熱標(biāo)準抽汽流量為752.52 t/h，將其代入式(8)，得最大抽汽工況下對應(yīng)的機組負荷為228.25 MW，則B’點坐標(biāo)為(752.52 t/h，228.25 MW)，由此可見，增設(shè)兩級旁路后，使得機組在相同電負荷情況下，供熱能力得到了提升。

(3)確定C’點坐標(biāo)。根據(jù)步驟(2)計算可知，旁路的開啟已經(jīng)使得最大抽汽供熱量發(fā)生變化(從550 t/h降低至506.81 t/h)，若降低機組負荷，其供熱能力將繼續(xù)降低，因此，對于本機組而言，C’點已與B’點重合，本文采用B’表示重合后的工作點。

(4)確定最大供熱工況下發(fā)電負荷線B’D’。兩級旁路理論上不會改變低壓缸最小冷卻流量，即B’D’線與CD線具有相同的斜率，將B’點坐標(biāo)為(752.52 t/h，228.25 MW)代入與CD線具有相同斜率的方程中，得相應(yīng)的截距為-14.212，則B’D’線的表達式為

B’D’：Ne=0.322 2Dh-14.212

(10)

D’點實際上是ED’線和B’D’的交叉點，聯(lián)立式(9)和(10)得對應(yīng)的D’點坐標(biāo)為(350.41 t/h，98.69 MW)，由此可見兩級旁路系統(tǒng)補償供熱能夠降低機組最低發(fā)電負荷。

綜上所述，圖 5中灰色陰影部分為原機組的供熱安全區(qū)，紅色陰影部分為配置兩級旁路供熱機組安全區(qū)新增的部分。其邊界表達為如公式(11)所示。

圖5 含兩級旁路供熱機組安全區(qū)Fig.5 Safe operation area of a CHP unit with two-stage bypass

(11)

為了進一步分析兩級旁路補償供熱對供熱機組熱電解耦能力的影響特性，本文定義：機組負荷一定的情況下，供熱標(biāo)準抽汽流量的可調(diào)范圍為供熱解耦能力，供熱標(biāo)準抽汽流量一定的情況下，機組電負荷的可調(diào)范圍為發(fā)電解耦能力，則由供熱安全區(qū)獲得的抽汽式供熱機組熱電解耦能力的變化情況如圖 6所示。

圖6 含兩級旁路供熱機組的熱電解耦能力Fig.6 Thermal electrocoupling capability of a CHP unit with two-stage bypass

由圖 6可見，相比于抽汽式供熱機組，兩級旁路補償供熱在中低負荷段提高了供熱機組的供熱解耦能力，在相同的供熱解耦能力下，含兩級旁路供熱機組的調(diào)峰能力更強，最重要的是兩級旁路補償供熱能夠進一步降低供熱機組最低發(fā)電負荷，一定程度上能夠提高供熱機組的深度調(diào)峰能力。在高負荷段，由于受鍋爐最大蒸發(fā)量限制，含兩級旁路供熱機組的熱電解耦能力未有提升。相比于抽汽式供熱機組，含兩級旁路供熱機組的發(fā)電解耦能力的提升量僅在供熱標(biāo)準抽汽流量大于208.61 t/h時較明顯，在相同發(fā)電解耦能力下，含兩級旁路供熱機組的供熱標(biāo)準抽汽流量更多，對應(yīng)的供熱能力則更強。綜上所述，兩級旁路補償供熱的引入能夠使得原機組的發(fā)電解耦能力和供熱解耦能力有所提升。

為了進一步分析兩級旁路補償供熱對供熱機組深度調(diào)峰能力的影響特性，本文在最小負荷率[18,19]的基礎(chǔ)上定義：供熱標(biāo)準抽汽流量一定的情況下，機組電負荷可達到的最低值為機組的最低技術(shù)出力，(1-最低技術(shù)出力/銘牌容量)×100%為機組的深度調(diào)峰能力。并參照圖 3和圖 5中供熱安全區(qū)，計算了供熱機組的深度調(diào)峰能力如表 3所示。

表 3 含兩級旁路供熱機組的深度調(diào)峰能力Tab.3 Deep peaking capability of a CHP unit with two-stage bypass

由表可見，兩級旁路改造本身不會影響到鍋爐最低穩(wěn)燃負荷，因此當(dāng)供熱標(biāo)準抽汽流量在0至200 t/h時，含兩級旁路供熱機組的深度調(diào)峰能力未有變化；但當(dāng)機組供熱標(biāo)準抽汽流量在300 t/h至700 t/h時，相比于抽汽式供熱機組，含兩級旁路供熱機組的深度調(diào)峰能力顯著升高，尤其當(dāng)機組供熱標(biāo)準抽汽流量達到600 t/h時，含兩級旁路供熱機組的深度調(diào)峰能力從0提升至45.7%，這是由于當(dāng)供熱標(biāo)準抽汽流量較大時，其中包含的兩級旁路提供的同品質(zhì)蒸汽流量也較多，實際從中壓缸抽出的蒸汽流量減少，低壓缸最小冷卻流量也就容易得到滿足，從而提升了機組的深度調(diào)峰能力。

4 結(jié) 論

“以熱定電”的剛性耦合特性是限制供熱機組深度調(diào)峰能力的主要原因，“熱電解耦”是解決這一問題的重要途徑。兩級旁路補償供熱是實現(xiàn)供熱機組熱電解耦的方法之一，為了確保旁路補償供熱的安全穩(wěn)定運行，本文以某330 MW抽汽式供熱機組為研究對象，在深入分析旁路補償供熱原理及特性的基礎(chǔ)上，提出一種含兩級旁路供熱機組的安全區(qū)計算方法，并利用機組及旁路系統(tǒng)的設(shè)計參數(shù)進行計算和對比驗證，結(jié)果表明：兩級旁路補償供熱的引入能夠大幅提升供熱機組的供熱解耦能力、發(fā)電解耦能力和深度調(diào)峰能力，尤其當(dāng)機組供熱標(biāo)準抽汽流量達到600 t/h時，含兩級旁路供熱機組的深度調(diào)峰能力從0%提升至45.7%；更重要的是兩級旁路補償供熱能夠降低機組最低發(fā)電負荷，最低可至98.69 MW，相當(dāng)于30%額定負荷。注意：本文提出的含兩級旁路供熱機組安全區(qū)計算方法是基于機組熱平衡圖及旁路系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)進行的，實際應(yīng)用中需要根據(jù)機組及旁路系統(tǒng)的實際特性進行校正。