水電聯(lián)產(chǎn)機組低負荷工況海水淡化系統(tǒng)供汽方案研究

霍麗新，王日成

（1. 河北國華滄東發(fā)電有限責任公司，河北省 滄州市 061113；2. 華北電力大學能源動力與機械工程學院，北京市 昌平區(qū) 102206）

0 引言

近年來，隨著我國社會經(jīng)濟的迅速發(fā)展，以太陽能、風能為首的可再生能源發(fā)電技術(shù)發(fā)展迅猛，社會對火電機組的環(huán)保、節(jié)能要求日益提高。2020年，我國提出要努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和[1-4]。一方面，火電機組將面臨著新能源發(fā)電的巨大沖擊；另一方面，由于淡水需求量的增加，海水淡化(以下簡稱“海淡”)裝置的體量在不斷增加。因此，實現(xiàn)火電機組與海水淡化耦合系統(tǒng)的綜合優(yōu)化，提高整體的經(jīng)濟性與運行靈活性十分必要。

與此同時，為適應我國電力行業(yè)發(fā)展的新形勢，大型火力發(fā)電機組亟待通過運行靈活性改造提高其生存能力。目前，我國眾多大型火力發(fā)電機組已成為常態(tài)化調(diào)峰機組，負荷變動較大，經(jīng)常處于中低負荷運行狀態(tài)，這對電廠的安全生產(chǎn)和經(jīng)濟性保障提出了新的挑戰(zhàn)[5-7]。在當前形勢下，隨著深度調(diào)峰要求的日益提高，部分電廠的抽汽受到嚴重影響，低負荷運行條件下機組的抽汽能力及抽汽參數(shù)穩(wěn)定性無法得到有效保證，直接影響到電廠的供汽安全。因此，如何深度挖掘水電聯(lián)產(chǎn)機組供汽潛力及供熱經(jīng)濟性，在低負荷條件下實現(xiàn)高效、穩(wěn)定供汽，是現(xiàn)在火力發(fā)電廠面臨的主要難題[8-12]。

針對以上問題，眾多學者在低負荷供汽方面做了相應研究。余小兵等人[8]提出再熱熱段抽汽方案來增加熱電聯(lián)產(chǎn)機組低負荷工業(yè)供汽可靠性；付懷仁等人[13]主張利用旁路系統(tǒng)抽汽進行低負荷供熱；薛朝囡等人[14]采用高低旁路聯(lián)合抽汽方案實現(xiàn)機組參與深度調(diào)峰的同時保證供熱需求；陳健等人[15]提出再熱冷、熱段協(xié)同抽汽供熱，以提高單機供熱能力、保證機組供熱安全裕量；馮知正等人[16]利用主蒸汽進入背壓機做功發(fā)電，發(fā)電量并入廠用電，背壓機排汽對外供汽，實現(xiàn)了能量的梯級利用；劉永林等人[17]給出一段抽汽+壓力匹配器方案進行低負荷小流量供汽。

目前低負荷供汽研究主要圍繞工業(yè)供汽和供熱展開，鮮有對海水淡化系統(tǒng)供汽方面的研究，本文以某水、熱、電三聯(lián)產(chǎn)電廠全廠機組為研究對象，在非供熱期可將機組視為水電聯(lián)產(chǎn)機組，進行低負荷運行條件下的機組海水淡化系統(tǒng)穩(wěn)定供汽技術(shù)研究，充分考慮邊界條件限定、供汽可靠性，提出科學、合理的改造方案，并分析各方案機組供汽能力與供汽經(jīng)濟性，結(jié)合案例電廠實際運行情況與電力行業(yè)未來前景，提出了相應的優(yōu)化運行建議。

1 案例機組

本文案例電廠共4 臺機組，分別為一期機組和二期機組。其中一期機組包含2臺630 MW亞臨界機組，并命名為#1、#2 機組，機組型號為N630-16.7/0.75/538/538； 二期機組包含2 臺660 MW 超臨界機組，并命名為#3、#4 機組，機組型號為CLN660-24.2/566/566。4 臺機組均是一次中間再熱、四缸四排汽、單軸、抽汽、凝汽式汽輪機，回熱系統(tǒng)為“三高、四低、一除氧”結(jié)構(gòu)。4 臺機組均從中低壓連通管抽汽對外供汽，抽汽在母管中混合后再分別供給海淡和供熱。亞臨界機組的抽汽壓力在0.35~0.55 MPa，超臨界機組的抽汽壓力一般在0.70~1 MPa。兩期機組主要技術(shù)參數(shù)如表1所示。

表1 兩期機組額定工況的設(shè)計參數(shù)Tab.1 Design parameters of rated working conditions of two stage units

案例電廠為水、熱、電三聯(lián)產(chǎn)，在生產(chǎn)電力的同時對外進行供熱和海水淡化制水。案例機組抽汽系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1 所示，4 臺發(fā)電機組處于電廠的中間位置，由東到西順序排列，分別為#1、#2、#3、#4 機組；海水淡化系統(tǒng)處于電廠的最東邊，與一期機組毗鄰；供熱站與二期機組毗鄰。電廠的抽汽采用母管制，各機抽汽聯(lián)通2根母管，直徑分別為630 mm 和1 100 mm，2 根母管之間裝有電動聯(lián)絡門，可以互通。4 臺機組均從中低壓連通管抽汽對外供汽，抽汽在母管中混合后再分別供給海淡和供熱，1、2、3 號海淡裝置及一期供熱裝置與630 mm 管徑相連；4號海淡裝置、二期供熱裝置與1 100 mm 管徑相連。一期亞臨界機組#1、#2 汽輪抽汽壓力在0.35~0.55 MPa，二期超臨界機組#3、#4 的抽汽壓力較高，一般在0.70~1 MPa，供熱蒸汽壓力在0.10 MPa 左右，海淡系統(tǒng)TVC 閥前的進汽壓力在0.35 MPa 左右。

圖1 案例機組抽汽系統(tǒng)結(jié)構(gòu)圖Fig. 1 Diagram of steam extraction system structure of case unit

案例機組近年來經(jīng)常出現(xiàn)40%熱耗率驗收(turbine heat acceptance，THA)負荷的深度調(diào)峰。當機組處于深度調(diào)峰時，各級抽汽壓力快速下降，極有可能造成海淡系統(tǒng)供汽壓力不足，導致海淡系統(tǒng)只能降負荷運行，甚至無法穩(wěn)定運行。以一期機組為例，當機組負荷降到40%時，供應海淡系統(tǒng)的中壓缸排汽壓力僅有0.33 MPa，再經(jīng)過供汽管網(wǎng)，到達海淡系統(tǒng)時蒸汽壓力將低于0.3 MPa，導致海淡入口的工作蒸汽壓力過低，進而導致海淡設(shè)備制水能力大幅降低甚至無法正常運行。

為此，本文以40%THA 負荷為研究的邊界條件，40%THA 低負荷抽汽邊界條件參數(shù)如下：海水淡化系統(tǒng)供汽流量為200 t/h；最小抽汽壓力為0.35 MPa；亞臨界、超臨界機組最小低壓缸進汽流量(低壓缸安全運行流量)分別為403、393 t/h；海水淡化系統(tǒng)供汽溫度為320 ℃左右。

2 熱力建模

2.1 建模方法

在變負荷工況下建模，模型在多工況間變動時，其變工況壓力使用弗留格爾公式進行計算。弗留格爾公式為

式中：D1,D0分別為變工況和基準工況下的蒸汽流量；p11，p12分別為變工況級前、級后的壓力；p01，p02分別為基準工況級前、級后的壓力；T01,T11分別為基準工況和變工況級前蒸汽的熱力學溫度。

在實際運用公式計算時，當工況變動時，若級組前后溫度變化不大，可忽略溫度變化的影響，近似認為溫度不變；當級組內(nèi)有一級達到臨界時，此級后壓力對流量沒有影響，可忽略級后壓力，即流量與級前壓力成正比，與級后壓力無關(guān)。除此以外，當級后壓力遠遠小于級前壓力時，由級后壓力引起的誤差很小，可以忽略不計。這時，流量與級前壓力成正比，使計算簡化。

2.2 模型搭建與驗證

本文案例機組熱力系統(tǒng)建模使用的是EBSILON 軟件。EBSILON 軟件由德國Steag 公司開發(fā)，軟件模擬運行過程中始終遵循質(zhì)量守恒原則和能量守恒原則，而且其元件參數(shù)輸入、參數(shù)計算方法與電廠設(shè)備保持高度一致，這樣確保模擬運行與實際運行切合度高，能為電廠實際運行提供指導作用[18-19]。

以案例機組設(shè)計數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)進行EBSILON模型搭建，一期和二期機組結(jié)構(gòu)相似，參數(shù)不同，所以在此僅以一期機組為例展示模型，一期機組模型如圖2所示。

圖2 一期機組EBSILON模型Fig. 2 EBSILON model of the first-stage unit

為了能夠使模型在寬負荷區(qū)間都具有較高的精度，對模型進行仿真計算，并基于發(fā)電功率和熱耗率2 個指標進行評估，各工況設(shè)計數(shù)據(jù)與模型仿真數(shù)據(jù)對比結(jié)果如表2—5所示。

表2 一期機組模型發(fā)電功率精度驗證Tab. 2 Verification of model generation power accuracy of the first-stage unit

表3 一期機組模型熱耗率精度驗證Tab. 3 Verification of model heat consumption rate accuracy of the first-stage unit

表4 二期機組模型發(fā)電功率精度驗證Tab. 4 Verification of model generation power accuracy of the second-stage unit

表5 二期機組模型熱耗率精度驗證Tab. 5 Verification of model heat consumption rate accuracy of the second-stage unit

從表2—5可知，一期機組各設(shè)計工況發(fā)電功率相對誤差絕對值最大值為0.26%，熱耗率相對誤差絕對值最大值為0.11%；二期機組各設(shè)計工況發(fā)電功率相對誤差絕對值最大值為0.15%，熱耗率相對誤差絕對值最大值為0.09%。

綜上所述，一二期機組模型在所有設(shè)計工況下發(fā)電功率和熱耗率相對誤差絕對值都在0.3%以內(nèi)，由此表明模型仿真計算結(jié)果可靠，模型精度滿足本文研究所需，可作為后文分析計算模型。

3 低負荷供汽方案

3.1 供汽方案

當前電廠頻繁出現(xiàn)40%THA 負荷深度調(diào)峰的情況，導致中壓缸排汽的壓力遠低于設(shè)計值，如表6 所示，在40%負荷下，一期機組的中壓缸排汽壓力僅有0.32 MPa，再考慮抽汽管道和供汽母管的壓損，已無法滿足海水淡化設(shè)備的供汽壓力要求。

表6 案例機組低負荷純凝工況參數(shù)Tab. 6 Parameters of low load coagulation working condition of case unit

為了保證機組在低負荷運行時發(fā)電和對外抽汽需求，以及具備一定的運行經(jīng)濟性，應尋找合適的更高壓力的汽源。綜合考慮機組特性、運行安全性與經(jīng)濟性，本文提出3 種可能的低負荷供汽方案。

方案1：直接在每個機組的再熱熱段管道后加裝減溫減壓設(shè)備，將參數(shù)較高的再熱熱段蒸汽經(jīng)過減溫減壓達到所需的供汽要求，供汽流程如圖3所示。

圖3 方案1流程圖Fig. 3 Flowchart of scheme 1

方案2：通過使用壓力匹配器，利用一期機組少量的高參數(shù)再熱熱段蒸汽，抽引一期機組中低壓缸連通管的低參數(shù)蒸汽，形成滿足對外供汽參數(shù)需求的混合蒸汽，供汽流程如圖4所示。

方案3：采用蒸汽參數(shù)較高的二期機組四抽抽汽進行供汽，供汽流程如圖5所示。

圖5 方案3流程圖Fig. 5 Flowchart of scheme 3

3.2 供汽方案經(jīng)濟性分析

為了比較所提出的3 種供汽方案的經(jīng)濟性優(yōu)劣，選出滿足機組低負荷供汽海淡制水時的最優(yōu)供汽方式。本文利用精確度滿足要求的案例機組模型和40%THA 低負荷抽汽邊界條件，對3 種供汽方案進行了仿真模擬研究，并計算每種供汽方案下的全廠煤耗量。此時，全廠煤耗量的定義為：機組的負荷為40%負荷，總對外抽汽量一定(200 t/h)，4 臺機組在對應的抽汽量下的機組煤耗量之和。

單臺機組煤耗量計算公式為

式中：B為標準煤消耗量，t/h；ηb為鍋爐效率，%；ηp為管道效率，%；Q0為循環(huán)吸熱量，kJ/h。其中一期鍋爐效率取0.938 2，二期鍋爐效率取0.936 4，管道效率取0.99。

1）方案1經(jīng)濟性分析

由于單臺機組再熱熱段抽汽過大會對高壓缸產(chǎn)生不利影響，因此，40%THA 低負荷時，單臺機組的再熱熱段抽汽流量最大為50 t/h。同時，在200 t/h 的總供熱量需求的前提下，每臺機組所分配的再熱熱段抽汽量各為50 t/h。此時通過模型仿真計算，方案1煤耗量如表7所示。

表7 方案1煤耗量Tab. 7 Coal consumption of scheme 1

由表7 可知，方案1 的煤耗量為330.90 t/h，同時一期再熱熱段抽汽溫度為523.30 ℃，再熱熱段抽汽壓力為1.32 MPa；二期再熱熱段抽汽溫度為545.40 ℃，再熱熱段抽汽壓力為1.50 MPa。而經(jīng)過減溫減壓之后抽汽壓力變?yōu)?.55 MPa，溫度變?yōu)?20 ℃，可以看出2 股蒸汽之間的能量品位差距大，經(jīng)減溫減壓后能量損失較大。

2）方案2經(jīng)濟性分析

熱段蒸汽經(jīng)過壓力匹配器抽吸隔離閥門前的中壓缸排汽，之后經(jīng)過隔離閥門通到供汽管道母管。

經(jīng)過計算，抽汽參數(shù)如表8 所示，其中抽引器抽引比為2.798。工作蒸汽取自再熱段抽汽，再熱段可以提供的最大抽汽量為50 t/h；抽引蒸汽取自中壓缸排汽，可抽引出的流量為139.90 t/h；混合蒸汽壓力為0.35 MPa，溫度為385.00 ℃，一臺機組可提供最大混合蒸汽量189.90 t/h。

表8 壓力匹配器參數(shù)Tab. 8 Parameters of pressure matcher

為研究方案2一期2臺機組不同抽汽方案對全廠煤耗量的影響，尋求本供汽方案最小煤耗量，首先將供汽量平均分配到2 臺機組抽汽，即每臺機組抽汽100 t/h；然后增加#1 機組抽汽量直至達到其最大抽汽量189.90 t/h，#2機組抽汽量隨之減少；利用EBSILON模型仿真模擬并計算對應的全廠煤耗量，制成點線圖如圖6所示。

圖6 方案2抽汽量-全廠煤耗量特性Fig. 6 Extraction steam volume - coal consumption characteristics of the whole plant of scheme 2

由圖6 可見，當#1、#2 機組同時抽汽100 t/h時，最大全廠煤耗量為325.70 t/h；隨著#1機組抽汽量增加，全廠煤耗量逐漸降低，當#1機組最大抽汽量為189.90 t/h 時，全廠煤耗量到達最低點324.98 t/h，此時#2機組抽汽量為10.10 t/h。

3）方案3經(jīng)濟性分析

以二期機組40%純凝工況為基準工況，四抽壓力0.35 MPa 為邊界條件，逐漸增加模型二期機組四抽抽汽量，直到四抽壓力降低至0.35 MPa，經(jīng)EBSILON模型仿真計算得出，40%負荷下二期機組四抽最大抽汽量為160 t/h，所以本方案二期2臺機組最大供汽量為320 t/h。

為研究方案3二期2臺機組不同抽汽方案對全廠煤耗量的影響，尋求本供汽方案最小煤耗量，首先將供汽量平均分配到2 臺機組抽汽，即每臺機組抽汽100 t/h；然后增加#3 機組抽汽量直至達到其最大抽汽量160 t/h，#2 機組抽汽量隨之減少；利用EBSILON模型仿真模擬并計算對應的全廠煤耗量，制成點線圖如圖7所示。

圖7 方案3抽汽量-全廠煤耗量特性Fig. 7 Extraction steam volume - coal consumption characteristics of the whole plant of scheme 3

由圖7 可知，當#3、#4 機組同時抽汽100 t/h時，最大全廠煤耗量為324.17 t/h；隨著#3機組抽汽量增加，全廠煤耗量逐漸降低，當#3機組最大抽汽量為160 t/h 時，全廠煤耗量到達最低點323.83 t/h，此時#4機組抽汽量為40 t/h。

綜上所述，3 種供汽方案最小全廠煤耗量如表9所示。由表9可知，方案3二期四抽蒸汽供汽經(jīng)濟性最優(yōu)，全廠煤耗量最低，為323.83 t/h。

表9 供汽方案及相應煤耗Tab. 9 Steam supply scheme and the corresponding coal consumption

3.3 方案應用情景分析

本文案例電廠為水、熱、電三聯(lián)產(chǎn)電廠，本文主要研究了案例電廠在非供熱期和低負荷工況下海水淡化系統(tǒng)的供汽方案。實際電廠在供熱期運行中還有供熱用汽需求，下面綜合考慮供熱期供熱用汽，對各方案實際應用情景進行分析。

方案1 采用再熱熱段蒸汽減溫減壓后供汽，采用這種供汽方式需對再熱熱段蒸汽進行大幅度減溫減壓，浪費了一部分高品質(zhì)能量，而且在低負荷工況供汽量不大，僅為200 t/h，甚至無法滿足海淡供汽額定用汽量229 t/h 的需求，不適合作為主要供汽手段。但是本方案系統(tǒng)結(jié)構(gòu)簡單、改造成本較低，可以在供汽需求比較大時作為備用的輔助供汽方案。

方案2 采用一期機組再熱熱段蒸汽抽引四抽蒸汽混合摻混蒸汽供汽，摻混蒸汽壓力可調(diào)、系統(tǒng)整體能量利用率高，且抽汽量上限較大，為379.8 t/h，能在滿足海淡額定用汽229 t/h 需求的同時在供熱期提供一部分供熱用汽，缺點是新增設(shè)備和管道較多，系統(tǒng)結(jié)構(gòu)復雜，成本高，適用于未來火力發(fā)電機組深度調(diào)峰要求和外部用汽需求日益提高的大趨勢。

方案3 二期機組四抽蒸汽在中低負荷工況下參數(shù)與供汽需求參數(shù)非常接近，不用減溫減壓可直接用于海淡供汽，沒有多余能量損失，而且無需增設(shè)管道和設(shè)備，在原有的管網(wǎng)閥門邏輯中進行調(diào)整就能實現(xiàn)，抽汽量最大為320 t/h，也能滿足日常海淡額定用汽需求，但是面臨供熱期海淡和供熱同時供汽的情景可能會稍顯吃力。

綜上所述，建議案例電廠首先采用方案3 作為主要手段進行非供熱期低負荷海淡供汽，之后隨著調(diào)峰深度和外部用汽需求的增加，當方案3供汽能力逐漸無法滿足用汽需求時，再考慮按照方案1或者方案2對機組進行改造，作為輔助供汽手段，方案1和方案2的選擇根據(jù)后續(xù)的供汽量缺口來確定，供汽量缺口較大選擇方案2，供汽量缺口較小選擇方案1。

4 結(jié)論

通過對某水、熱、電三聯(lián)產(chǎn)電廠全廠4 臺機組進行低負荷工況海水淡化系統(tǒng)供汽方案研究，旨在提出能夠保證機組在低負荷工況下的供汽能力和供汽穩(wěn)定性的供汽方案。為此，首先基于機組設(shè)計參數(shù)和EBSILON軟件建立了仿真模型，驗證模型精度滿足要求后，利用模型進行3 種方案的設(shè)計和仿真計算。綜合供汽能力、供汽經(jīng)濟性和改造成本3個方面分析討論了3種方案的具體應用情景，對電廠節(jié)能減排、提高電廠運行經(jīng)濟效益具有一定指導意義。具體結(jié)論如下：

1）利用機組模型對3 種方案進行仿真計算，得到了3 種典型的低負荷工況下各方案的煤耗量，經(jīng)過比較得出了方案3 二期機組四抽供汽是全廠煤耗量最低的理論低負荷供汽的最佳方案。

2）結(jié)合案例機組實際運行情況，對3種方案的應用情景進行了具體分析，建議案例電廠現(xiàn)階段以方案3 作為低負荷供汽的主要手段，未來再根據(jù)實際低負荷供汽量需求考慮對機組進行方案1或方案2的改造。