增設煙氣-水換熱器提升火電機組靈活性研究

崔福興，游大寧，張緒輝，祝令凱，王海超

（1.山東電力研究院，山東 濟南 250003；2.國網山東省電力公司，山東 濟南 250001）

0 引言

當前山東省可再生能源比例日趨增多，截至2019 年底，山東光伏裝機容量15 991 MW，風電裝機容量13 540 MW，容量占比超過32%；且隨著外電入魯比例和核電機組順利投運，傳統火電機組不可避免地面臨可利用小時數下降的窘況［1］，同時可再生能源的反調峰特性、難預測性等不利因素［2］促使火電機組參與頻繁調峰、深度調峰，隨著山東電力現貨市場的開展及輔助服務市場的日益完善，火電機組將主動采取機組靈活性改造方式應對當前復雜外在環(huán)境。

針對熱電機組靈活性改造尤為重要。由于熱電機組目前執(zhí)行“以熱定電”運行模式優(yōu)先保證民生供熱，冬季可供調度的電負荷區(qū)間變窄，供熱量大時基本喪失負荷調整能力［3］，目前山東省直調火電機組中熱電機組占比超過76%，這對電網安全造成較大隱患，同時導致新能源消納能力下降。

熱電機組靈活性改造主要思路是熱電解耦，目前方法主要有低壓缸切除技術、低壓缸光軸技術、儲熱技術等［4］，其中儲熱技術又可分為電極鍋爐制熱、電阻鍋爐固體無機鹽儲熱等。低壓缸切除技術、低壓缸光軸技術限制了機組帶高負荷能力［5］，電鍋爐儲熱來自高品位電能，能源整體利用效率不佳［6］。

嘗試一種設計方案，在熱網循環(huán)水回路增設煙氣-水換熱器，提升機組整體供熱、供電靈活性，緩解目前冬季熱電機組熱電矛盾，同時有效利用低品位煙氣熱量。

1 設計方案及運行模式

1.1 方案設計

增設煙氣-水換熱器的供熱設計方案如圖1 所示。圖中：1 為爐膛；2 為煙氣-水換熱器；3 為熱力站；4 為高溫煙氣出口擋板；5 為低溫煙氣出口擋板；6 為經煙氣-水換熱器吸熱后的熱網循環(huán)水出口閥門，下游是熱力站；7為經煙氣-水換熱器吸熱后的熱網循環(huán)水出口閥門，下游是熱網用戶；8 為控制熱網循環(huán)水進入煙氣-水換熱器的閥門；9 為控制熱網循環(huán)水進入熱力站的閥門。

圖1 增設煙氣-水換熱器的供熱設計方案

1.2 運行模式

增設煙氣-水換熱器后熱電機組供熱供電有四種運行方式。

1.2.1 煙氣-水換熱器短路模式

9 號閥門全開，其他閥門關閉，升溫后熱網循環(huán)水從熱力站流經熱網用戶放熱，低溫水通過熱力管道和9 號閥門進入熱力站吸熱，這是目前熱電廠常規(guī)供熱運行模式，適用于熱負荷需求、電網調度需求均不緊張的情況，如供熱初期、末期或供熱需求大時，一般不能滿足調度電負荷要求。

1.2.2 熱力站短路模式

煙氣側4 號、5 號煙氣擋板打開，高溫煙氣和低溫煙氣混合成中溫煙氣進入煙氣-水換熱器放熱后排入原鍋爐尾部煙道，根據4 號、5 號擋板不同開度調節(jié)高低溫煙氣流量比例，同時按照供熱需求可調節(jié)進入煙氣-水換熱器的煙氣溫度；水側6 號、9 號閥門全關，7 號、8 號閥門全開，來自熱網的低溫循環(huán)水經8 號閥門進入煙氣-水換熱器吸熱升溫至合格參數后經7 號閥門流至熱網用戶。由于熱力站短路，不需要中壓缸抽汽，這部分蒸汽可參與做功，適用于電網發(fā)電需求高、熱負荷需求一般的情況，如供熱初期高負荷時。

1.2.3 換熱器與熱力站串聯模式

熱網低溫循環(huán)水先流經煙氣-水換熱器再流經熱力站后送入熱網用戶。煙氣側4 號、5 號煙氣擋板打開，混合煙氣進入煙氣-水換熱器放熱；6 號、8 號閥門全開，7 號、9 號閥門全關，適用于熱負荷、電負荷需求均高的情況，如供熱中期高負荷時。

1.2.4 換熱器與熱力站并聯模式

一部分熱網低溫循環(huán)水流經煙氣-水換熱器吸熱，另一部分熱網低溫循環(huán)水流經熱力站吸熱，兩部分匯合后進入熱網供熱。此時煙氣側4號、5號煙氣擋板打開；7號、8號、9號閥門全開，6號閥門全關，適用于熱負荷、電負荷需求均高的情況，如供熱中期高負荷時。

2 增設后熱電特性分析

熱電機組“熱電特性”指的是發(fā)電功率P 和對外供熱抽汽量G 之間的相互關聯耦合關系［7］。對外供熱抽汽量為G 時，發(fā)電功率P 需滿足式（1）約束，其中Pmax、Pmin分別表示當前抽汽量下機組最大和最小電功率，即省調控中心可以調度的機組出力區(qū)間。隨著外界供熱需求改變，G 隨之改變，機組最大電功率Pmax和最小電功率Pmin也隨之改變，將不同G 下對應的Pmax、Pmin連接成線，可以得到機組的熱電特性曲線，熱電機組安全運行工況點分布在特性曲線圍成的封閉區(qū)間內。

2.1 煙氣-水換熱器短路模式

該工況屬于常規(guī)熱電機組運行工況，如圖2 所示。某330 MW 熱電機組，其中低壓缸最小進汽量140 t/h，最大抽汽量為400 t/h，負荷區(qū)間為［233 MW，263 MW］，不帶供熱時負荷區(qū)間為［165 MW，346 MW］。圖2 號，AB 線為最大主蒸汽流量下抽汽量和電功率約束線，見式（2）；BC 線為最大抽汽量下電功率約束線；CD 線為低壓缸最小進汽量下抽汽量和電功率約束線，見式（3）；DE 線為最小主蒸汽流量下抽汽量和電功率約束線，斜率與AB 線一致，見式（4）；EA 線為抽汽量為0時電功率約束線，D點為最小主蒸汽流量下保證低壓缸最小進汽量時機組工作點，熱電機組運行狀態(tài)在封閉區(qū)間ABCDE內。

2.2 熱力站短路模式

利用增設煙氣-水換熱器對外供熱，此時熱力站被短路，中壓缸排汽全部進入低壓缸做功，圖2 中橫坐標變?yōu)槌槿煔饬髁浚瑸楸阌诒容^，假定煙氣-水換熱器與熱力站換熱器換熱效率一致，將抽取煙氣流量按照等效熱量原則轉化為抽汽量，如式（5）所示。

圖2 典型熱電機組（330 MW）熱電特性曲線

式中：Mg、Mw、Mcw分別為煙氣、中排抽汽、熱網循環(huán)水質量流量，kg/h；hg1、hw1、hcw1分別為換熱器煙氣、中排抽汽、熱網循環(huán)水進口焓值，kJ/kg；hg2、hw2、hcw2分別為換熱器煙氣、中排抽汽、熱網循環(huán)水出口焓值，kJ/kg。

相關計算見表1，一般熱網采用質調節(jié)，通過改變進水溫度調整整體供熱量，保持水流量不變。假定抽汽參數不變，進汽參數0.5 MPa，330 ℃；排汽參數55 ℃飽和水；高溫煙氣來自爐膛底部，取1 000 ℃；為避免過量抽取高溫煙氣導致爐膛換熱惡化，適量抽取部分低溫煙氣，低溫煙氣來自尾部煙道選擇性催化還原（Selective Catalytic Reduction，SCR）入口，取350 ℃；為避免煙氣排氣溫度過低導致腐蝕，取110 ℃。計算當抽汽量400 t/h 時，高溫煙氣流量1 170 t/h，已接近設計最大流量1 524 t/h，考慮到安全因素該工作狀態(tài)實際不能達到，測算僅為了對比的需要，考慮到煤的絕熱燃燒溫度接近2 000 ℃，折算后大約1/3 滿負荷下燃煤輸入熱量加熱熱網循環(huán)水，此時負荷約為232 MW。

表1 中等效100 t/h 抽汽量下煙氣熱量約占滿負荷下鍋爐總輸入熱10%，該機組制粉系統按照“五運一備”設計，6臺磨煤機全開時足夠增加輸入熱10%，可認為采用熱力站短路模式時等效100 t/h抽汽量下負荷均可維持滿負荷不變。

表1 等效抽汽量時煙氣量計算匯總

過量抽取煙氣會導致輻射換熱與對流換熱比例失調，考慮到不同鍋爐可承受的抽取煙氣量不一致，實際工況點現場試驗才可確定，約定等負荷下煙氣量的50%作為最大可抽取煙氣量，作為實際最大抽汽工況點。滿負荷的50%煙氣量對應的抽汽量為286 t/h，負荷約為285 MW，即B點（286 t/h，285 MW）。負荷降低煙氣量隨之降低，因此等效286 t/h 抽汽量下負荷固定為一個點B，即B、C兩點重合。

因汽輪機不再參與抽汽，原有受限因素如低壓缸最小進汽量、中排壓力均易滿足，鍋爐穩(wěn)燃［8］、水動力循環(huán)［9］成為受限因素。一般新建燃煤鍋爐投產時均可完成35% 鍋爐連續(xù)最大出力（Boiler Maximum Continue Rate，BMCR）最低穩(wěn)燃試驗，保守取值40%額定負荷作為最低負荷，即E 點變?yōu)椋?，132），此時煙氣量約620 t/h。等效100 t/h抽汽量時抽取高溫煙氣量290 t/h，此時電負荷約101 MW，占額定容量30.6%，對于直流鍋爐來說，接近干濕態(tài)轉換上限（26%～28%），即D 點變?yōu)椋?00，101）。連接CD 線為最大抽煙氣限制線，如圖3所示。

圖3 熱力站短路時機組熱電特性

2.3 串聯模式、并聯模式

串聯模式下，煙氣-水換熱器與熱力站可按照不同熱量比例自由分配，保證輸出合格熱網循環(huán)水；并聯模式下煙氣-水換熱器與熱力站可按照不同閥門開度自由調整各自進水流量，保證輸出合格熱網循環(huán)水。兩者基本熱力特性曲線相似。

以串聯模式為例，將尋求最大供熱量、最大負荷、最小負荷邊界作為規(guī)劃目標。綜合分析可知，0～100 t/h 抽汽時采用純煙氣供熱，負荷可維持最大346 MW；當汽輪機極限供熱工況下工作點為（400 t/h，263 MW），仍可由煙氣分擔供熱100 t/h，此時機組整體工作點為（500 t/h，263 MW）；當鍋爐極限供熱工況下工作點為（286 t/h，285 MW）時，將純凝285 MW按照圖2 中等主蒸汽流量線和低壓缸最小進汽線分解，可折算為汽機最大供熱量362 t/h，此時負荷變?yōu)?10 MW，機組整體工作點變?yōu)椋?48 t/h，210 MW）；圖3 中DE 線時負荷過低汽輪機僅能純凝狀態(tài)運行，仍為串聯模式下最小負荷線，最終如圖4 所示。

圖4 串聯模式下機組熱電特性

3 數據分析

3.1 最大供熱量分析

如圖5 所示，3 種供熱模式下煙氣供熱受限于抽煙氣量限制，最大可供暖能力最小為286 t/h，傳統熱力站供熱次之，混合供熱模式下供熱量最高可達648 t/h，這是因為該模式在鍋爐、汽機限制因素內更充分利用煙氣熱量、蒸汽熱量，有效提升了供熱能力。

圖5 最大供熱量對比

3.2 最大可調功率分析

在較低熱負荷時，煙氣供熱和混合供熱模式下最大可調電功率均超過傳統熱力站模式時帶電負荷能力，但煙氣供熱受限于可抽取煙氣總量，供熱能力低于傳統供熱模式；混合供熱模式兼顧雙方優(yōu)勢，在400 t/h 抽汽量范圍內最大電功率均高出傳統供熱模式21 MW，且超出400 t/h 設計最大供熱能力后仍可穩(wěn)定運行，最大工作點為（648 t/h，210 MW），如圖6所示。

圖6 等供熱量時不同模式下最大電功率

3.3 最小電功率分析

在現有“以熱定電”運行模式下，保證供暖的前提下機組最低出力越小，電網吸納可再生能源越強。不同模式下最低出力對比如圖7 所示。可以看出，當供熱負荷不太高時，煙氣供熱和混合供熱模式最低出力顯著低于傳統熱力站供熱，這是由于低負荷限制因素不同導致，鍋爐側低負荷主要考慮穩(wěn)燃因素，抽取煙氣供暖意味著爐內輸入熱量多于實際發(fā)電所需的熱量，穩(wěn)燃效果增強；汽機側低負荷主要考慮中排壓力因素，中排壓力低可能出現抽不出蒸汽的情況，因此傳統熱力站供熱模式最低出力不會太低。但隨著供暖需求的增加，穩(wěn)燃不再是鍋爐側主要限制因素，隨著煙氣抽取量的加大，輻射熱與對流熱比例容易失調帶來安全問題，鍋爐側低負荷線上升明顯，在約140 t/h 時最低出力會高于同供暖量下熱力站供暖模式。而混合供熱模式兼顧兩者優(yōu)勢，除小區(qū)間（約220 t/h附近）最低出力高于熱力站供熱模式，絕大部分供熱區(qū)間均最低。

圖7 等供熱量時不同模式下最小電功率

3.4 調峰區(qū)間分析

不同供熱模式下調峰區(qū)間對比如圖8 所示?？梢钥闯觯旌瞎崮Ｊ较驴烧{峰區(qū)間在任何供熱量下均高于其他兩種模式，煙氣供熱模式受限于可抽取煙氣總量，低負荷線快速增大，導致供熱需求大時調峰區(qū)間快速縮減，在常規(guī)中高熱負荷下調峰能力最差，但在小供熱量下調峰性能優(yōu)于熱力站供熱模式。

圖8 等供熱量時不同模式下調峰區(qū)間

4 結語

提出一種增設煙氣-水換熱器供熱模式，并分析了不同供熱模式下機組整體熱電特性變化，同時從等供熱量下最大電功率、最小電功率等維度進行數據比較，得出以下結論：

1）煙氣供熱模式在小供熱需求下最小電功率下降顯著，混合供熱模式下在全供熱區(qū)間范圍內最小電功率大幅低于傳統供熱模式，有效提升電網吸納可再生能源能力，同時促進了機組在電力市場模式下盈利水平。

2）相同供熱需求下混合供熱模式最大電功率可高出傳統供熱模式21 MW，適用于冬季晚間新能源發(fā)電少、熱負荷需求多的場景。

3）混合供熱模式最大供熱量顯著高于傳統熱力站供熱模式。

4）采用混合供熱模式可顯著提升機組靈活性，增強熱電解耦能力。