330 MW高背壓熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組運(yùn)行優(yōu)化分析

李 健， 丁維棟， 楊志平， 王寧玲， 戈志華

(1.華北電力大學(xué) 國家火力發(fā)電工程技術(shù)研究中心，北京 102206；2.內(nèi)蒙古京寧熱電有限公司，內(nèi)蒙古 烏蘭察布 012000)

0 引 言

2020年我國火力發(fā)電平均供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗為305.5 g/kW·h[1],在世界范圍內(nèi)居領(lǐng)先水平,但仍有進(jìn)步空間。熱電聯(lián)產(chǎn)集中供熱具有能源綜合利用效率高、節(jié)能環(huán)保等優(yōu)勢[2],可以顯著提高機(jī)組熱效率,在熱電比理想的情況下甚至可以使發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率降低到138.7 g/kW·h[3]。利用高背壓乏汽供熱可以有效減少冷源損失,改善熱源與熱網(wǎng)間的品位失衡,屬于綠色供熱范疇[4,5]。因此在我國碳中和大背景下,高背壓熱電聯(lián)產(chǎn)成為燃煤電廠的主要發(fā)展方向之一。

在高背壓供熱技術(shù)的發(fā)展過程中,已經(jīng)有較多文獻(xiàn)對高背壓供熱的應(yīng)用條件、技術(shù)路線、節(jié)能效果進(jìn)行研究。戈志華等分析了高背壓技術(shù)區(qū)域適用性和熱經(jīng)濟(jì)性,驗(yàn)證了高背壓技術(shù)在節(jié)能減排方面的優(yōu)勢,并揭示其應(yīng)用環(huán)節(jié)的限制[6-9]。楊志平等確定了高背壓運(yùn)行時的空冷島運(yùn)行模式,得到了供熱期不同時期內(nèi)機(jī)組發(fā)電功率隨供熱凝汽器熱負(fù)荷比例變化的規(guī)律,構(gòu)建了耦合噴射器的新型高背壓熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng),進(jìn)一步提高了乏汽利用率[10-13]。李巖等構(gòu)建了高背壓耦合熱泵的乏汽利用系統(tǒng),改善了機(jī)組經(jīng)濟(jì)性[14]。趙世飛探究了雙機(jī)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的熱電負(fù)荷運(yùn)行及經(jīng)濟(jì)分配特性,從節(jié)能和負(fù)荷靈活性的角度對熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組進(jìn)行優(yōu)化[15]。梁占偉等采用高背壓凝汽器供熱-新風(fēng)加熱方法,實(shí)現(xiàn)了供熱初末期熱電解耦[16]。

目前,我國北方已經(jīng)有多個電廠進(jìn)行高背壓供熱改造,改造技術(shù)趨于成熟。但在實(shí)際運(yùn)行中,高背壓供熱能力受外網(wǎng)條件影響很大[17-19],當(dāng)外網(wǎng)運(yùn)行條件較差時難以達(dá)到理想的節(jié)能減排效果。在與熱網(wǎng)結(jié)合方面,弓學(xué)敏等分析環(huán)境溫度變化對高背壓供熱機(jī)組性能的影響,確定了機(jī)組的最佳背壓運(yùn)行曲線[20]。楊志平等以汽輪機(jī)背壓為參數(shù),確定了外網(wǎng)采用質(zhì)調(diào)節(jié)和量調(diào)節(jié)時的運(yùn)行邊界和能耗情況[21]。戈志華等分析了一次網(wǎng)回水溫度變化對機(jī)組性能的影響,給出高背壓供熱的適用性條件[6]。綜合來看,當(dāng)前研究中結(jié)合外部熱網(wǎng)條件對高背壓機(jī)組經(jīng)濟(jì)性運(yùn)行進(jìn)行優(yōu)化的文獻(xiàn)較少。

鑒于以上背景,本文對某電廠330 MW直接空冷高背壓供熱改造機(jī)組進(jìn)行建模,結(jié)合熱網(wǎng)實(shí)際供回水溫度,對機(jī)組分別采用采用抽凝、抽背兩種運(yùn)行方式時的電熱特性進(jìn)行對比分析,確定高背壓的經(jīng)濟(jì)性運(yùn)行方式和投運(yùn)條件,以期為電廠實(shí)際運(yùn)行管理提供指導(dǎo)。

1 案例機(jī)組及供熱方案介紹

1.1 高背壓余熱梯級利用系統(tǒng)

汽輪機(jī)排汽的壓力和溫度雖然低,但是其汽化潛熱量很大。若能合理利用乏汽余熱進(jìn)行供熱,則可以減少大量高品位抽汽用量。

選取某地區(qū)330 MW高背壓供熱機(jī)組為案例,機(jī)組改造前采用傳統(tǒng)抽汽供熱方式進(jìn)行供熱,改造后的機(jī)組可同時利用抽汽和高背壓乏汽進(jìn)行供熱,運(yùn)行背壓為30 kPa,熱負(fù)荷變化時熱網(wǎng)循環(huán)水采用質(zhì)調(diào)節(jié)方式進(jìn)行調(diào)節(jié)。高背壓供熱系統(tǒng)如圖1所示。在非嚴(yán)寒期,熱網(wǎng)供回水溫度往往低于其設(shè)計(jì)條件,一次網(wǎng)回水首先經(jīng)過高背壓凝汽器進(jìn)行一次加熱至67.1 ℃(換熱端差為2 ℃),加熱汽源為低壓缸排出的高背壓乏汽;然后流經(jīng)熱網(wǎng)加熱器進(jìn)行尖峰加熱至所需溫度,加熱汽源為機(jī)組中壓缸排汽。機(jī)組和熱網(wǎng)基本參數(shù)如表1所示。

表1 330 MW供熱機(jī)組和熱網(wǎng)基本參數(shù)

圖1 高背壓余熱梯級供熱系統(tǒng)圖Fig.1 Diagram of high back pressure waste heat cascade heating system

1.2 案例機(jī)組計(jì)算模型

本文采用Ebsilon軟件進(jìn)行熱力學(xué)建模,根據(jù)案例機(jī)組的熱力系統(tǒng)和供熱改造資料,搭建的供熱工況下機(jī)組熱力系統(tǒng)模型如圖2所示。

圖2 330 MW供熱機(jī)組熱力系統(tǒng)模型Fig.2 Thermodynamic system model of 330 MW heating unit

為驗(yàn)證建模精度,本文分別對機(jī)組設(shè)計(jì)熱平衡圖中TMCR工況、THA 工況、75%THA工況、50%THA工況、30%THA工況及額定抽汽工況進(jìn)行模擬計(jì)算,并與熱平衡圖中的數(shù)據(jù)進(jìn)行對比,得到各工況模擬計(jì)算結(jié)果及誤差見表2。從表2可以看出,模型在變工況下計(jì)算的最大相對誤差不超過0.7%,滿足工程計(jì)算的實(shí)際要求,可用于實(shí)際供熱機(jī)組的變工況計(jì)算。

表2 不同工況計(jì)算誤差

1.3 熱網(wǎng)數(shù)學(xué)模型

供熱系統(tǒng)相對熱負(fù)荷:

(1)

式中:Qh和Q′h分別為實(shí)際熱負(fù)荷和設(shè)計(jì)熱負(fù)荷,MW;tn為設(shè)計(jì)室內(nèi)溫度,℃;tw為室外溫度,℃;t′w為室外計(jì)算溫度,℃。

二次網(wǎng)參數(shù)[5]:

(2)

(3)

式中:X=1-1/(1+α),Y=ln[(t′g-tn)/(t′h-tn)];α為散熱器性能系數(shù),取0.26[5];tg和th為二次網(wǎng)實(shí)際供回水溫度,℃;t′g和t′h為二次網(wǎng)設(shè)計(jì)供、回水溫度,℃。

一次網(wǎng)參數(shù)[5]:

(4)

(5)

(6)

式中:M=τ′g-τ′h,N=t′g-t′h;τg和τh為一次網(wǎng)實(shí)際供回水溫度,℃;τ′g和τ′h為一次網(wǎng)設(shè)計(jì)供回水溫度,℃;Δt′m為設(shè)計(jì)工況下熱力站換熱過程對數(shù)平均溫差,℃。

從圖3、圖4可以看出,當(dāng)熱網(wǎng)水采用質(zhì)調(diào)節(jié)模式時,隨著環(huán)境溫度升高,熱網(wǎng)供、回水溫度降低,供、回水溫差減小;熱負(fù)荷隨環(huán)境溫度升高而降低。

圖3 環(huán)境溫度與熱負(fù)荷的關(guān)系Fig.3 Relationship between ambient temperature and heat load

圖4 環(huán)境溫度與供回水溫度的關(guān)系Fig.4 Relationship between ambient temperature and temperature of supply and return water

2 熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組運(yùn)行條件

2.1 熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組運(yùn)行區(qū)間

熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的理論供熱能力和調(diào)峰特性可由其熱電負(fù)荷特性區(qū)間來表示[22]。假設(shè)最大發(fā)電功率對應(yīng)的最大允許主蒸汽流量為鍋爐BMCR工況對應(yīng)的流量,最小發(fā)電功率對應(yīng)鍋爐最小蒸發(fā)量,抽凝運(yùn)行時主要受鍋爐最小穩(wěn)燃負(fù)荷的影響,根據(jù)鍋爐特性書將最小主蒸汽流量定為BMCR工況下的30%,抽背運(yùn)行時主要受到低壓缸最小冷卻流量的影響,將最小主蒸汽流量定為BMCR工況下的50%。

汽輪機(jī)在低負(fù)荷運(yùn)行時,末級的工況變化最大。由于汽輪機(jī)末級葉片較長且一般處于濕蒸汽區(qū),在小容積流量工況下運(yùn)行時葉片下半部產(chǎn)生回流區(qū),且負(fù)荷越低回流區(qū)越大,回流的蒸汽攜帶水滴沖擊葉片造成汽蝕,對汽輪機(jī)的安全性造成影響。為保證汽輪機(jī)的安全運(yùn)行,一般為汽輪機(jī)末級設(shè)置最小容積流量,為一定值,在不同的背壓下,蒸汽密度發(fā)生改變,因此最小冷卻流量主要由機(jī)組的背壓決定,其關(guān)系如表3所示。

表3 汽輪機(jī)不同背壓下的低壓缸最小冷卻流量

若機(jī)組以抽凝方式運(yùn)行,設(shè)計(jì)運(yùn)行背壓為13.6 kPa,由已知數(shù)據(jù)可知其最小容積流量約為560 m3/s,對應(yīng)背壓下最小冷卻流量為183 t/h。其理論運(yùn)行區(qū)間為圖5中曲線ABCDA。其中,AB為最大主蒸汽流量線,CD為最小主蒸汽流量線,BC為最小冷卻流量線。對于任意主蒸汽流量,無熱負(fù)荷時其蒸汽全部用來發(fā)電,此時電負(fù)荷最高,隨著熱負(fù)荷的增加,抽汽量不斷增加,因此電負(fù)荷逐漸減小,低壓缸冷卻流量也不斷減少,當(dāng)達(dá)到最小冷卻流量時抽汽量達(dá)到最大,此時對應(yīng)的熱負(fù)荷即為該主蒸汽流量下對應(yīng)的最大熱負(fù)荷。由于抽汽的能量品質(zhì)較高,因此一般情況下可將抽汽的供熱量全部視作有效供熱,其理論運(yùn)行區(qū)間即為實(shí)際運(yùn)行區(qū)間。

圖5 熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組熱電負(fù)荷特性區(qū)間Fig.5 Thermoelectric load characteristic range of cogeneration unit

若機(jī)組以抽背方式運(yùn)行,設(shè)計(jì)運(yùn)行背壓為30 kPa,對應(yīng)的最小冷卻流量為385 t/h。其理論運(yùn)行區(qū)間為圖5中曲線PMNOQP,其中PMN為最大主蒸汽流量線,OQ為最小主蒸汽流量線,OM為最大乏汽供熱線,ON為最小冷卻流量線。對于任意主蒸汽流量曲線L,與PQ、OM、ON的交點(diǎn)分別為L1、L2、L3,隨著進(jìn)入高背壓凝汽器的乏汽量增多,其熱負(fù)荷增大,電負(fù)荷保持不變,若乏汽全部進(jìn)入高背壓凝汽器,其熱量完全被熱網(wǎng)水吸收,則達(dá)到乏汽最大供熱點(diǎn)L2。

但是由于乏汽的能量品質(zhì)較低,其實(shí)際熱負(fù)荷往往會受到外部熱網(wǎng)條件的嚴(yán)格限制,難以獲得有效利用。其中一部分乏汽被排至空冷島放熱,由于這部分乏汽的熱量并未得到利用,因此為無效熱負(fù)荷;另一部分乏汽則進(jìn)入高背壓凝汽器放熱加熱熱網(wǎng)水,為有效熱負(fù)荷。隨著高背壓凝汽器內(nèi)熱網(wǎng)水溫升的變化,其有效熱負(fù)荷也會發(fā)生相應(yīng)變化。對于任意熱網(wǎng)水溫升Δτ1,其有效負(fù)荷曲線為S,其與OQ、PM、L1L2的交點(diǎn)分別為S1、SL、S2,曲線L1SL為無效熱負(fù)荷,曲線L2SL為有效熱負(fù)荷。若高背壓凝汽器內(nèi)熱網(wǎng)水溫升增大,則S線向左平移,有效熱負(fù)荷增大,乏汽利用率ε為

(7)

當(dāng)繼續(xù)利用抽汽供熱時,雖然抽汽供熱會相應(yīng)的減少乏汽供熱,但是由于抽汽凝結(jié)放熱量要高于乏汽,因此隨著抽汽量的增加熱負(fù)荷緩慢增大,電負(fù)荷則會迅速減小。對于任意抽汽曲線K,與L1L2、L2L3的交點(diǎn)分別為K1和K2,其中K1即對應(yīng)主蒸汽流量和對應(yīng)抽汽量時的最大乏汽熱負(fù)荷,K2即對應(yīng)條件下的最大熱負(fù)荷。隨著抽汽量的增加,K1沿L1L2向左移動,相當(dāng)于最大乏汽供熱線OM繞O點(diǎn)逆時針旋轉(zhuǎn),最大乏汽供熱減少,達(dá)到該主蒸汽流量所對應(yīng)的最大抽汽量時旋轉(zhuǎn)至OM’,K1平移至L2’。在相同的熱網(wǎng)水溫升條件下,有效熱負(fù)荷不變,因此曲線S繞S1逆時針旋轉(zhuǎn)相同的角度,無效熱負(fù)荷減小,乏汽利用率提高。隨著抽汽量的增加,K2則沿L2L3向下移動,最大熱負(fù)荷增加,電負(fù)荷減小。達(dá)到最小冷卻流量時抽汽量達(dá)到最大,此時對應(yīng)的熱負(fù)荷即為該主蒸汽流量對應(yīng)的最大熱負(fù)荷,其最大乏汽供熱線轉(zhuǎn)至OM’。當(dāng)以最小主蒸汽流量運(yùn)行時,無任何抽汽時汽輪機(jī)排汽即已經(jīng)達(dá)到最小冷卻流量,此時無法進(jìn)行抽汽供熱。

在高背壓熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組整個運(yùn)行區(qū)間內(nèi),明確各負(fù)荷條件下的乏汽最大供熱及有效供熱,設(shè)置合理的熱網(wǎng)水溫升、對熱網(wǎng)進(jìn)行改造,如提高換熱站的換熱能力,降低熱網(wǎng)回水溫度以及增大熱網(wǎng)循環(huán)水流量都有助于乏汽利用率的進(jìn)一步提高。

2.2 供熱系統(tǒng)熱負(fù)荷分配

一次網(wǎng)回水依次經(jīng)過高背壓凝汽器和熱網(wǎng)加熱器,因此高背壓梯級供熱機(jī)組總供熱熱負(fù)荷Q包括兩部分:

(8)

式中:Q為總供熱熱負(fù)荷,MW;Q1為乏汽供熱負(fù)荷,MW;Q2為抽汽供熱負(fù)荷,MW;mh為一次網(wǎng)循環(huán)水流量,t/h;cp為水的定壓比熱,kJ/(kg·℃)。

熱網(wǎng)水在高背壓凝汽器內(nèi)的吸熱量Q1為

(9)

式中:mc為高背壓凝汽器消耗的乏汽量,t/h;hc和h′c分別為乏汽焓和乏汽凝結(jié)水焓,kJ/kg,Δτ1為熱網(wǎng)水在高背壓凝汽器中的溫升,℃。

熱網(wǎng)加熱器的熱負(fù)荷由抽汽承擔(dān),因此熱網(wǎng)水在熱網(wǎng)加熱器內(nèi)的吸熱量Q2為

(10)

式中:Q21和Q22為抽汽承擔(dān)的熱負(fù)荷,MW;me為熱網(wǎng)加熱器消耗的抽汽量,t/h;he和h′e分別為抽汽焓和抽汽凝結(jié)水焓,kJ/kg,Δτ2為熱網(wǎng)水在熱網(wǎng)加熱器中的溫升,℃。

乏汽供熱和抽汽供熱的熱負(fù)荷分配情況和隨環(huán)境溫度的變化情況如圖6、圖7所示。

圖6 乏汽供熱和抽汽供熱的熱負(fù)荷分配Fig.6 Heat load distribution of exhaust steam heating and extraction steam heating

圖7 乏汽供熱和抽汽供熱的熱負(fù)荷隨環(huán)境溫度的變化情況Fig.7 Variation of heat load of exhaust steam heating and extraction steam heating with ambient temperature

隨著環(huán)境溫度的降低,熱負(fù)荷逐漸增大,熱網(wǎng)供回水溫度也相應(yīng)升高。電廠實(shí)際采用的凝汽器設(shè)計(jì)工況下?lián)Q熱端差為2 ℃,則乏汽最高可將熱網(wǎng)回水加熱到67.1 ℃。當(dāng)環(huán)境溫度高于2.2 ℃時,完全由乏汽供熱,隨著環(huán)境溫度的降低,乏汽提供的熱負(fù)荷不斷增大,最大熱負(fù)荷為213 MW,對應(yīng)供回水溫度為67.1/45 ℃。當(dāng)環(huán)境溫度低于2.2 ℃時,僅憑乏汽無法將熱網(wǎng)水加熱到所需溫度,此時需利用抽汽將熱網(wǎng)水進(jìn)一步加熱,隨著環(huán)境溫度的降低,乏汽承擔(dān)的熱負(fù)荷逐漸降低,抽汽承擔(dān)的熱負(fù)荷不斷升高。當(dāng)環(huán)境溫度低于-14 ℃時,此時回水溫度已超過67.1 ℃,乏汽無法承擔(dān)熱負(fù)荷,熱負(fù)荷完全由抽汽承擔(dān),此時對應(yīng)最大熱負(fù)荷為472.5 MW。

2.3 環(huán)境溫度與所需蒸汽量的關(guān)系

在供暖季不同的環(huán)境溫度下,熱負(fù)荷和供回水溫度均不相同,因此機(jī)組采用抽凝方式或抽背方式進(jìn)行供熱時所需要的蒸汽量也會相應(yīng)變化。圖8展示了不同環(huán)境溫度下分別采用抽凝機(jī)組和抽背機(jī)組進(jìn)行供熱時需要用到的蒸汽量。如果機(jī)組采用抽凝方式進(jìn)行供熱,隨著環(huán)境溫度的降低,所需抽汽量不斷增加。當(dāng)環(huán)境溫度降低到-15 ℃時,對應(yīng)的供回水溫度為114.6/68.4 ℃,熱負(fù)荷為445.5 MW,此時所需要的抽凝機(jī)組的抽汽量已經(jīng)達(dá)到最大抽汽量,環(huán)境溫度更低時機(jī)組采用抽凝方式無法滿足供熱要求,需要其他機(jī)組進(jìn)行補(bǔ)充供熱。

圖8 環(huán)境溫度與所需蒸汽量的關(guān)系Fig.8 Relationship between ambient temperature and required steam

如果機(jī)組采用抽背方式進(jìn)行供熱,環(huán)境溫度為2.2 ℃時,對應(yīng)的供回水溫度為67.1/45 ℃,熱負(fù)荷為213 MW;當(dāng)環(huán)境溫度高于2.2 ℃時,只采用高背壓乏汽即可滿足供熱要求,所需乏汽量隨環(huán)境溫度降低而增加,并且不需要額外使用抽汽;當(dāng)環(huán)境溫度低于2.2 ℃時,此時只使用乏汽已無法滿足供熱要求,需要使用抽汽補(bǔ)充供熱;隨著環(huán)境溫度的降低,供回水溫度升高,因此所需乏汽量不斷減少,所需抽汽量不斷增加;環(huán)境溫度為-8.4 ℃時,對應(yīng)供回水溫度為96.7/59.7 ℃,熱負(fù)荷為356.5 MW,此時抽背機(jī)組已經(jīng)達(dá)到最大抽汽量400 t/h,低于-8.4 ℃時應(yīng)當(dāng)利用其他機(jī)組進(jìn)行補(bǔ)充供熱;當(dāng)環(huán)境溫度為-14 ℃時,對應(yīng)供回水溫度為111.9/67.1 ℃,熱負(fù)荷為432 MW,低于-14 ℃時乏汽無法承擔(dān)熱負(fù)荷,完全由抽汽進(jìn)行供熱,所需抽汽量與采用抽凝機(jī)組供熱的抽汽量大致相同。

由于乏汽利用量與熱網(wǎng)回水溫度具有強(qiáng)烈的耦合關(guān)系,再加上低壓缸最小冷卻流量的限制,采用抽凝方式運(yùn)行的環(huán)境溫度條件適用性比抽背方式更廣。機(jī)組采用抽背方式運(yùn)行可以滿足環(huán)境溫度-8.4 ℃以上的任意熱負(fù)荷,而采用抽凝方式運(yùn)行由于可抽汽量更多,可以滿足環(huán)境溫度-15 ℃以上的任意熱負(fù)荷。

3 機(jī)組供熱運(yùn)行優(yōu)化分析

在整個供熱期的不同環(huán)境溫度下,由于供水溫度的變化,機(jī)組的背壓運(yùn)行方式會對其經(jīng)濟(jì)性產(chǎn)生極大影響,尤其是在初末寒期和嚴(yán)寒期。因此本文確定了機(jī)組背壓的運(yùn)行方式,并對機(jī)組采用抽凝或抽背兩種供熱方式的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行對比,以確定機(jī)組在供熱期不同階段的優(yōu)化方式。

3.1 機(jī)組背壓運(yùn)行方式

機(jī)組背壓運(yùn)行的高低會直接影響發(fā)電功率,當(dāng)機(jī)組背壓升高時,蒸汽焓降減小,熱效率降低。當(dāng)環(huán)境溫度較高于2.2 ℃時,熱負(fù)荷較小,只用乏汽即可滿足供熱要求,因此機(jī)組可以通過調(diào)整背壓來適應(yīng)供水溫度的變化,并且同時可以提高機(jī)組的熱效率。而當(dāng)環(huán)境溫度低于2.2 ℃時,機(jī)組運(yùn)行背壓已經(jīng)達(dá)到其安全背壓,因此需要維持其背壓不變使乏汽繼續(xù)供熱。根據(jù)供水溫度計(jì)算相應(yīng)壓力,可得出不同環(huán)境溫度下機(jī)組的背壓運(yùn)行方式如圖9所示。

圖9 不同環(huán)境溫度下的最優(yōu)運(yùn)行背壓Fig.9 Optimal operating back pressure under different environment temperatures

當(dāng)環(huán)境溫度高于2.2 ℃時,供水溫度低于67.1 ℃,機(jī)組可逐漸降低背壓至13.9 kPa,既能滿足供熱要求,又可以提高機(jī)組的熱效率。

3.2 機(jī)組調(diào)峰范圍

在不同的環(huán)境溫度下,機(jī)組的背壓和抽汽量會發(fā)生相應(yīng)變化,導(dǎo)致機(jī)組采用兩種方式供熱時的調(diào)峰范圍也會相應(yīng)變化。為了確定實(shí)際供熱情況下機(jī)組的電負(fù)荷范圍,則首先需要明確機(jī)組的最大和最小主蒸汽流量。在保證各不同環(huán)境溫度熱負(fù)荷的條件下進(jìn)行變工況計(jì)算,同時保證低壓缸排汽流量達(dá)到最小冷卻流量或主蒸汽流量達(dá)到鍋爐最小蒸發(fā)量,則可以得出各環(huán)境溫度下的機(jī)組最小主蒸汽流量,其結(jié)果如圖10所示。

圖10 不同環(huán)境溫度下的機(jī)組最小主蒸汽流量Fig.10 Minimum main steam flow rate of unit at different ambient temperatures

當(dāng)機(jī)組采用抽凝方式運(yùn)行時,隨著環(huán)境溫度的升高,抽汽量不斷減少,因此其對應(yīng)的最小主蒸汽流量也相應(yīng)減少。而當(dāng)機(jī)組采用抽背方式運(yùn)行時,當(dāng)環(huán)境溫度低于2.2 ℃時,由于抽汽量的減少,其最小主蒸汽流量隨環(huán)境溫度的升高而減少,當(dāng)環(huán)境溫度高于2.2 ℃時,由于背壓的降低,最小冷卻流量也相應(yīng)減少,對應(yīng)的主蒸汽流量可以進(jìn)一步減少,當(dāng)環(huán)境溫度高于5 ℃時,已經(jīng)達(dá)到鍋爐最小蒸發(fā)量,因此其最小主蒸汽流量保持不變。

在對應(yīng)的運(yùn)行方式下分別對機(jī)組最大主蒸汽流量和最小主蒸汽流量進(jìn)行變工況計(jì)算,可求得機(jī)組在各環(huán)境溫度條件下的電負(fù)荷范圍如圖11所示。

圖11 不同環(huán)境溫度下的機(jī)組電負(fù)荷范圍Fig.11 Unit electric load range under different ambient temperatures

從圖11中可以看出,若機(jī)組采用抽凝運(yùn)行方式,環(huán)境溫度為-15 ℃時,主蒸汽流量已經(jīng)達(dá)到最大,熱電耦合嚴(yán)重,其電負(fù)荷無法改變。隨著環(huán)境溫度的升高,熱電耦合減弱,其電負(fù)荷可調(diào)節(jié)范圍逐漸增大,且與環(huán)境溫度近似呈線性關(guān)系。若機(jī)組采用抽背運(yùn)行方式,當(dāng)環(huán)境溫度較低時其熱電耦合更加嚴(yán)重,當(dāng)環(huán)境溫度為-8.4 ℃時已經(jīng)達(dá)到最大主蒸汽流量,此時無法改變其電負(fù)荷。當(dāng)環(huán)境溫度高于-8.4 ℃低于2.2 ℃時,熱電耦合減弱,電負(fù)荷的可調(diào)節(jié)范圍隨環(huán)境溫度升高而擴(kuò)大,且變化速率高于抽凝機(jī)組。當(dāng)環(huán)境溫度高于2.2 ℃時,由于只利用乏汽供熱,其熱電基本解耦,由于滿足熱負(fù)荷所需最小主蒸汽流量的減少,其電負(fù)荷下限甚至低于抽凝機(jī)組。總的來看,機(jī)組采用抽凝運(yùn)行時的環(huán)境溫度適應(yīng)性更廣,抽背運(yùn)行時在較高環(huán)境溫度下電負(fù)荷可調(diào)節(jié)范圍更廣。

電廠實(shí)際供熱時可以靈活的調(diào)整機(jī)組背壓來改變其供熱方式,對任意環(huán)境溫度線t,與圖中4條曲線的交點(diǎn)分別為T1、T2、T3、T4,機(jī)組電負(fù)荷的可調(diào)節(jié)范圍為[min(T1, T2, T3, T4), max(T1, T2, T3, T4)]。在當(dāng)前背景下,由于新能源大量并網(wǎng),對傳統(tǒng)火電機(jī)組調(diào)峰提出了更高的要求,因此根據(jù)環(huán)境溫度的變化,提前預(yù)測機(jī)組的調(diào)峰范圍,積極地參與調(diào)峰將有助于電廠效益的提升。

3.3 高背壓供熱對發(fā)電功率的影響

當(dāng)環(huán)境溫度較高時,機(jī)組采用高背壓乏汽供熱可以有效減少機(jī)組抽汽的用量,高品位的抽汽可以返回汽輪機(jī)進(jìn)一步做功,增大機(jī)組出力。當(dāng)主蒸汽流量不變時,進(jìn)行變工況計(jì)算可得出機(jī)組通過抽凝或抽背兩種方式運(yùn)行時的發(fā)電功率如圖12所示。

圖12 機(jī)組采用不同方式運(yùn)行的發(fā)電功率Fig.12 Generating power of units operating in different modes

從圖12可以看出,在定主蒸汽流量條件下,機(jī)組采用抽凝方式運(yùn)行時,由于抽汽量隨環(huán)境溫度的降低而遞增,導(dǎo)致發(fā)電功率隨環(huán)境溫度的降低遞減。環(huán)境溫度高于2.2 ℃時,抽背機(jī)組由于不需要抽汽供熱,僅利用乏汽就可滿足供熱要求,因此其發(fā)電功率保持不變,若根據(jù)供水溫度變化對背壓進(jìn)行相應(yīng)調(diào)整,則發(fā)電功率可進(jìn)一步增大,最高可提高約17 MW。在抽背運(yùn)行的可運(yùn)行范圍內(nèi),抽背機(jī)組的發(fā)電功率一直大于抽凝機(jī)組,最高可提高約31 MW。隨著環(huán)境溫度的逐漸降低,乏汽利用量越來越少,兩種方式運(yùn)行的抽汽量差別逐漸變小。

3.4 高背壓供熱熱經(jīng)濟(jì)性分析

為比較兩種供熱方式的經(jīng)濟(jì)性,本文采用熱量分配法[23]進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析。根據(jù)電廠供熱期機(jī)組的實(shí)際運(yùn)行情況,當(dāng)機(jī)組電負(fù)荷為85%(280 MW)時,隨環(huán)境溫度變化機(jī)組采用兩種方式供熱時的能耗情況如圖13所示。

圖13 不同環(huán)境溫度下發(fā)電機(jī)組的發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗和熱效率Fig.13 Standard coal consumption and thermal efficiency of generating units under different ambient temperatures

隨著環(huán)境溫度的升高,熱負(fù)荷減小,由于電負(fù)荷不變,熱電比降低,兩種方式運(yùn)行時的發(fā)電熱效率均降低,且發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗增加。當(dāng)環(huán)境溫度較高時,采用抽背方式供熱可以明顯提高發(fā)電熱效率,降低發(fā)電煤耗,環(huán)境溫度為2.2 ℃時優(yōu)勢最為明顯,最多可節(jié)煤約34 g/kW·h,隨著環(huán)境溫度的降低,優(yōu)勢逐漸減小,但在可運(yùn)行范圍內(nèi)仍優(yōu)于抽凝方式。

3.5 回水溫度變化時高背壓投運(yùn)條件

當(dāng)環(huán)境溫度較低時,兩種方式運(yùn)行的煤耗和熱效率已經(jīng)差別很小,此時其優(yōu)劣性對外部條件的變化也更加敏感。因此需明確外部條件的變化對機(jī)組經(jīng)濟(jì)性的影響,才能在較高熱負(fù)荷下選擇合適的運(yùn)行方式。由于熱網(wǎng)回水受外網(wǎng)條件影響較大,并且具有一定的延時性,因此熱網(wǎng)回水溫度很難達(dá)到理想的條件,而回水溫度的高低會嚴(yán)重影響機(jī)組高背壓運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。因此本節(jié)對熱網(wǎng)實(shí)際回水溫度偏離理想值時的機(jī)組經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行研究,確定較高熱負(fù)荷下回水溫度變化時高背壓的投運(yùn)條件。

該地區(qū)供暖季平均溫度為-5 ℃,因此選取-5 ℃對應(yīng)的供水溫度87.3 ℃為供熱條件,當(dāng)實(shí)際回水溫度變化時,機(jī)組在定主蒸汽流量條件下采用兩種方式運(yùn)行的發(fā)電功率如圖14所示。

圖14 實(shí)際回水溫度變化與機(jī)組發(fā)電功率的關(guān)系Fig.14 Relationship between actual return water temperature change and generator power

當(dāng)機(jī)組采用抽背方式運(yùn)行時,由于乏汽可直接將回水加熱至67.1 ℃,因此回水溫度變化時不需額外抽汽或改變背壓,機(jī)組發(fā)電功率保持不變。采用抽凝方式運(yùn)行時,機(jī)組抽汽量隨回水溫度的升高而減少,發(fā)電功率相應(yīng)增大。當(dāng)回水溫度高于61.5 ℃時,機(jī)組抽凝運(yùn)行時的發(fā)電功率開始高于抽背運(yùn)行,這是因?yàn)榛厮疁囟容^高,抽凝運(yùn)行的抽汽量不斷減少,而抽背運(yùn)行的抽汽量幾乎不發(fā)生變化,導(dǎo)致抽背運(yùn)行的發(fā)電功率反而不如抽凝運(yùn)行。

回水溫度變化時的機(jī)組發(fā)電煤耗和發(fā)電熱效率如圖15所示。當(dāng)供水溫度不變時,隨著回水溫度的升高,熱電比減小,機(jī)組采用兩種供熱方式的發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗均增加,發(fā)電熱效率均下降?；厮疁囟容^低時,機(jī)組采用抽凝方式運(yùn)行的發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗高于抽背方式運(yùn)行,隨著回水溫度的升高,兩種方式的發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗差別逐漸減小,回水溫度達(dá)到61.5 ℃時兩者相等,此時采用兩種方式運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性相同,當(dāng)回水溫度進(jìn)一步升高時,機(jī)組采用抽凝方式運(yùn)行的發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗低于抽背方式。

圖15 不同回水溫度下機(jī)組發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗與發(fā)電熱效率Fig.15 Standard coal consumption and thermal efficiency of power generation under different backwater temperatures

當(dāng)供水溫度為87.3 ℃時,可以把回水溫度61.5 ℃作為高背壓運(yùn)行的投運(yùn)條件,回水溫度高于61.5 ℃時采用抽凝方式供熱,低于61.5 ℃時則采用抽背方式供熱。

對機(jī)組采用兩種供熱方式時的發(fā)電功率進(jìn)行全工況計(jì)算,得到不同供水溫度下高背壓投運(yùn)對應(yīng)的回水溫度,結(jié)果如圖16所示。

圖16 不同供水溫度對應(yīng)的高背壓投運(yùn)溫度條件Fig.16 High back pressure operation temperature conditions corresponding to different water supply temperatures

從圖16可以看出,當(dāng)供水溫度從75 ℃增大至96.7 ℃時,對應(yīng)高背壓投運(yùn)的回水溫度從60.8 ℃增大至62.35 ℃。在實(shí)際供熱過程中,電廠運(yùn)行人員應(yīng)當(dāng)根據(jù)實(shí)際供水溫度和回水溫度,靈活地調(diào)整機(jī)組背壓,若回水溫度高于投運(yùn)溫度,則應(yīng)當(dāng)降低機(jī)組背壓,采用純抽汽進(jìn)行供熱,而當(dāng)回水溫度低于投運(yùn)溫度時,則應(yīng)當(dāng)將機(jī)組背壓提升至30 kPa,采用抽背方式供熱。

4 結(jié) 論

(1)機(jī)組進(jìn)行高背壓改造后可顯著提高供熱能力,采用抽背方式運(yùn)行的最大供熱量比采用純凝方式增大約80 MW。

(2)供熱機(jī)組的電負(fù)荷范圍隨環(huán)境溫度的升高逐漸擴(kuò)大,采用抽凝方式運(yùn)行時,溫度適用性更廣,可滿足環(huán)境溫度在-15 ℃以上的任意熱負(fù)荷,采用抽背方式運(yùn)行時可滿足環(huán)境溫度在-8.4 ℃以上的熱負(fù)荷,在環(huán)境溫度較高時的調(diào)峰范圍更大。

(3)當(dāng)環(huán)境溫度高于2.2 ℃時,熱負(fù)荷較低,根據(jù)供水溫度變化,采用調(diào)整背壓方式進(jìn)行供熱可以有效提升機(jī)組經(jīng)濟(jì)性,最多可節(jié)煤約34 g/kW·h,隨著環(huán)境溫度的降低,采用高背壓方式的優(yōu)勢逐漸減小,但在其可運(yùn)行范圍內(nèi)仍優(yōu)于抽凝方式。

(4)在較高熱負(fù)荷下,兩種方式的經(jīng)濟(jì)性對比對熱網(wǎng)條件更加敏感,實(shí)際熱網(wǎng)回水溫度的高低嚴(yán)重影響高背壓運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性,隨著供水溫度的升高,對應(yīng)高背壓投運(yùn)的回水溫度也相應(yīng)增大。