童家麟,吳瑞康,李 劍,呂洪坤

(國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014)

隨著國民經(jīng)濟(jì)的持續(xù)快速增長，石油、化工、紡織、造紙等行業(yè)大型用熱企業(yè)用熱量也隨之大幅增加。國家節(jié)能減排政策的推行使得小型供熱鍋爐逐步關(guān)停，取而代之的是大型電站進(jìn)行供熱。這些大容量供熱發(fā)電機(jī)組具有較高的供熱蒸汽參數(shù)和較低的單位能耗，不僅可以滿足各類熱用戶用熱參數(shù)的需求，而且可以節(jié)能降耗、減少污染，在現(xiàn)階段已成為主要熱力來源。

近年來，在經(jīng)濟(jì)的快速增長和發(fā)電裝機(jī)容量不斷增加的同時(shí)，用電結(jié)構(gòu)也不斷發(fā)生變化，連續(xù)生產(chǎn)的工業(yè)用電比例逐年下降，而城鄉(xiāng)居民用電、市政商業(yè)等用電的比例逐步上升，本地電力系統(tǒng)日常運(yùn)行峰谷差值必然加大，這一點(diǎn)在夜間和節(jié)假日體現(xiàn)得最為明顯。火電機(jī)組進(jìn)行深度低負(fù)荷調(diào)峰運(yùn)行已成為常態(tài)，而機(jī)組在低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)常出現(xiàn)供熱壓力低、熱源品質(zhì)差等問題[1-4]。因此，有效改善機(jī)組在深度調(diào)峰運(yùn)行情況下的供熱能力迫在眉睫。筆者以某亞臨界600 MW機(jī)組為研究對象，對該機(jī)組深度調(diào)峰期間的供熱抽汽改造做了優(yōu)化分析，并對不同抽汽點(diǎn)的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行了研究，以期為解決同類型機(jī)組深度調(diào)峰期間的供熱問題提供參考。

1 機(jī)組概況

某電廠2號機(jī)組鍋爐為亞臨界壓力、單爐膛、一次再熱、自然循環(huán)、平行煙道、單汽包型箱式，配用帶中速磨煤機(jī)的直吹式制粉系統(tǒng)，采用前后墻對沖燃燒方式、平衡通風(fēng)、全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)，固態(tài)排渣的2 000 t/h煤粉爐，配單軸四缸、四排汽、沖動(dòng)、雙背壓凝汽式汽輪機(jī)。原設(shè)計(jì)供熱汽源為再熱冷段抽汽，50%THA(熱耗率驗(yàn)收)工況下再熱冷段蒸汽壓力為1.8 MPa、溫度為337 ℃，可滿足供熱蒸汽壓力為1.5 MPa、溫度為250 ℃的要求。但在目前火電機(jī)組進(jìn)行深度低負(fù)荷調(diào)峰運(yùn)行已成為常態(tài)的背景下，深度調(diào)峰至30%THA工況時(shí)，再熱冷段蒸汽壓力下降至1.2 MPa，已不能滿足熱用戶的要求。因此，有必要對供熱汽源進(jìn)行改造。

2 改造方案

目前2號機(jī)組采用的供熱系統(tǒng)見圖1。

圖1 機(jī)組供熱系統(tǒng)示意圖

該系統(tǒng)由供熱母管、減溫減壓器、熱網(wǎng)加熱器單元、熱網(wǎng)熱量傳輸單元和熱網(wǎng)熱用戶單位等部分組成。1號機(jī)組和2號機(jī)組的抽汽經(jīng)過供熱母管后通過減溫減壓器在熱網(wǎng)加熱器中釋放熱量，將供熱介質(zhì)從進(jìn)口溫度加熱到出口溫度；在熱量傳輸單元，將熱量傳遞到熱用戶的進(jìn)口；在熱用戶單元，將供熱介質(zhì)攜帶的熱量傳遞給熱用戶，滿足熱用戶所需的熱量。2號機(jī)組是深度調(diào)峰試點(diǎn)機(jī)組，深度調(diào)峰至40%THA負(fù)荷以下已成為常態(tài)。由于熱用戶用熱品質(zhì)的需要，需要將供熱母管壓力維持在1.5 MPa以上，因此2號機(jī)組深度調(diào)峰期間出現(xiàn)了無法對外供熱的問題，而僅靠1號機(jī)組供熱，供汽量又無法完全滿足熱用戶的要求。綜上，需要對2號機(jī)組原供熱系統(tǒng)進(jìn)行改造，以滿足深度調(diào)峰期間供熱需求。

考慮到機(jī)組實(shí)際供熱蒸汽質(zhì)量流量較大，約為50 t/h，而除了主蒸汽、冷段再熱蒸汽和熱段再熱蒸汽管道這三個(gè)抽汽點(diǎn)，其他位于汽輪機(jī)中、低壓缸的各級抽汽點(diǎn)由于受原有抽汽口大小的制約，無法提供足夠的抽汽。因此，筆者主要研究從主蒸汽、冷段再熱蒸汽和熱段再熱蒸汽這三處連接鍋爐和汽輪機(jī)之間的管道上進(jìn)行抽汽。

2.1 從主蒸汽管道上進(jìn)行抽汽

40%THA負(fù)荷和30%THA負(fù)荷下，主蒸汽壓力分別為8.1 MPa和7.5 MPa，可滿足供熱所需壓力1.5 MPa，在現(xiàn)場布置時(shí)通過三通管路和閥門，并設(shè)置減溫減壓器后供熱。

2.2 從冷段再熱管道上進(jìn)行抽汽

40%THA負(fù)荷和30%THA負(fù)荷下，冷段再熱蒸汽壓力分別為1.61 MPa和1.21 MPa，冷段再熱蒸汽溫度可維持在約320 ℃。因此，冷段再熱蒸汽溫度可滿足供熱要求，但30%THA負(fù)荷下壓力低于供熱要求。圖2為改造的供熱示意圖，在冷段再熱管道供熱抽汽口后加裝節(jié)流閥，低負(fù)荷時(shí)關(guān)小節(jié)流閥，使得閥前蒸汽壓力高于1.5 MPa，抽汽管道上設(shè)置減溫減壓器后供熱。

圖2 冷段再熱蒸汽供熱改造示意圖

2.3 從熱段再熱管道上進(jìn)行抽汽

40%THA負(fù)荷和30%THA負(fù)荷下，熱段再熱蒸汽壓力分別為1.47 MPa和1.15 MPa，熱段再熱蒸汽溫度可維持在約520 ℃。與冷段再熱蒸汽情況相同，熱段再熱蒸汽溫度可滿足供熱要求，但壓力低于供熱要求。圖3為改造的供熱示意圖，在熱段再熱管道供熱抽汽口后加裝節(jié)流閥，低負(fù)荷時(shí)關(guān)小節(jié)流閥，使得閥前蒸汽壓力高于1.5 MPa，抽汽管道上設(shè)置減溫減壓器后供熱。

圖3 熱段再熱蒸汽供熱改造示意圖

2.4 方案比較

綜上，3種可行的改造方案均可使供熱抽汽壓力提高至1.5 MPa，尤其是目前供熱經(jīng)濟(jì)高于發(fā)電經(jīng)濟(jì)的背景下，低負(fù)荷的供熱可行性顯得更為重要。但3種方案帶來的經(jīng)濟(jì)性損失不同：從主蒸汽管道上進(jìn)行抽汽的方案由于抽取的是主蒸汽，參數(shù)與供熱蒸汽參數(shù)相比明顯偏高，減溫減壓的損失較大；從冷段再熱管道上進(jìn)行抽汽的方案靠節(jié)流閥憋壓，存在很大的節(jié)流損失；從熱段再熱管道上進(jìn)行抽汽的方案同時(shí)存在著減溫減壓的損失和節(jié)流閥憋壓的節(jié)流損失。

3 經(jīng)濟(jì)性分析

3.1 計(jì)算方法

等效焓降法是以蒸汽初、終參數(shù)和蒸汽流量不變，回?zé)嵯到y(tǒng)特征量為常數(shù)，且滿足小擾動(dòng)理論為前提的回?zé)嵯到y(tǒng)的局部定量求解方法[5]。30%THA負(fù)荷下主蒸汽質(zhì)量流量約為590 t/h，再熱蒸汽質(zhì)量流量約為538 t/h，該負(fù)荷下各段抽汽的抽汽質(zhì)量流量低于42 t/h，僅占主蒸汽和再熱蒸汽質(zhì)量流量的7.1%和7.8%，影響較小。因此，等效焓降法可以滿足該機(jī)組供熱經(jīng)濟(jì)性的計(jì)算要求。

主蒸汽、冷段再熱蒸汽和熱段再熱蒸汽中的這部分抽汽量，未在汽輪機(jī)內(nèi)做功，從而降低了機(jī)組的熱效率。在計(jì)算中，不考慮減溫水、吹灰等對蒸汽流量變化的影響，但需考慮節(jié)流閥憋壓帶來的節(jié)流損失，節(jié)流閥對再熱蒸汽管道阻力的影響由數(shù)值模擬的方法計(jì)算得出，通常認(rèn)為再熱蒸汽管道每增加0.1 MPa阻力，降低機(jī)組循環(huán)熱效率約0.3%。為了能夠有效比較抽汽量增加和節(jié)流閥憋壓對機(jī)組絕對熱效率和發(fā)電煤耗的影響，筆者在分析中未將供熱收益計(jì)算在內(nèi)，將供熱抽汽量簡化為機(jī)組損失的蒸汽量。

主蒸汽的等效焓降為：

H=Q×η

(1)

式中：Q為給水在鍋爐中的吸熱量，kJ/kg；η為機(jī)組的循環(huán)效率。

由于冷段再熱蒸汽或者熱段再熱蒸汽抽汽量的增加導(dǎo)致主蒸汽等效焓降的減少值分別為：

ΔH2冷=α2冷(h2冷-hn)

(2)

ΔH2熱=α2熱(h2熱-hn)

(3)

式中：α2冷和α2熱分別為冷段再熱蒸汽和熱段再熱蒸汽的增加值占主蒸汽量的份額；h2冷和h2熱分別為冷段再熱蒸汽或者熱段再熱蒸汽的比焓，kJ/kg；hn為排汽比焓，kJ/kg。

主蒸汽抽汽量增加導(dǎo)致機(jī)組絕對熱效率的減少值Δη為：

Δη=ΔH/(H-ΔH)

(4)

式中：ΔH為由于主蒸汽抽汽量的增加導(dǎo)致主蒸汽等效焓降的減少值，kJ/kg。

冷段再熱蒸汽抽汽量增加導(dǎo)致機(jī)組絕對熱效率的減少值Δη2冷為：

Δη2冷=ΔH2冷/(H-ΔH2冷)

(5)

熱段再熱蒸汽抽汽量增加導(dǎo)致機(jī)組絕對熱效率的減少值Δη2熱為：

Δη2熱=ΔH2熱/(H-ΔH2熱)

(6)

3.2 計(jì)算結(jié)果

機(jī)組40%THA負(fù)荷和30%THA負(fù)荷下的主要參數(shù)和計(jì)算結(jié)果見表1。

表1(續(xù))

由表1可知：40%THA負(fù)荷下各段抽汽壓力均高于1.5 MPa，因而機(jī)組絕對熱效率下降值中不存在節(jié)流閥憋壓造成的損失，主要是由供熱抽汽量引起的，其中冷段再熱蒸汽參數(shù)與供熱所需參數(shù)接近，因此在該負(fù)荷下用冷段再熱蒸汽供熱經(jīng)濟(jì)性最佳。主蒸汽和熱段再熱抽汽的供熱經(jīng)濟(jì)性接近。30%THA負(fù)荷下若用冷段再熱蒸汽和熱段再熱蒸汽供熱，機(jī)組絕對熱效率下降值中不僅存在著由供熱抽汽量引起的絕對熱效率下降，并且存在著不可忽略的節(jié)流閥憋壓引起的節(jié)流損失，因此30%THA負(fù)荷下用冷段再熱蒸汽供熱經(jīng)濟(jì)性大幅下降，而用熱段再熱蒸汽經(jīng)濟(jì)性最差。

圖4為不同供熱量下機(jī)組負(fù)荷變化對發(fā)電煤耗的影響。從圖4中可以看出：熱段再熱蒸汽供熱的經(jīng)濟(jì)性始終是最差的，因?yàn)闊岫卧贌嵴羝麉?shù)較供熱蒸汽參數(shù)相對較高，需要減溫減壓后進(jìn)行供熱，存在著不可逆損失；同時(shí)30%THA負(fù)荷下，熱段再熱蒸汽壓力最低，節(jié)流閥憋壓導(dǎo)致的節(jié)流損失也最大，兩方面的綜合作用使得深度調(diào)峰下使用熱段再熱蒸汽供熱的經(jīng)濟(jì)性最差。主蒸汽和冷段再熱蒸汽供熱的經(jīng)濟(jì)性在不同負(fù)荷和供熱量下則存在著差異：40%THA負(fù)荷下，冷段再熱蒸汽供熱的經(jīng)濟(jì)性好于主蒸汽供熱，隨著供熱質(zhì)量流量從25 t/h增加到50 t/h，發(fā)電煤耗的增加值從2.39 g/(kW·h)增加到5.04 g/(kW·h)，隨著供熱量的進(jìn)一步增加，冷段再熱蒸汽供熱的優(yōu)勢會(huì)進(jìn)一步加強(qiáng)；30%THA負(fù)荷下，隨著供熱質(zhì)量流量從25 t/h增加到50 t/h，冷段再熱蒸汽供熱與主蒸汽供熱的發(fā)電煤耗增加值差異則從1.56 g/(kW·h)降低至-2.18 g/(kW·h)，若供熱量進(jìn)一步增加，主蒸汽供熱的經(jīng)濟(jì)性則會(huì)更好，對于該機(jī)組而言，臨界點(diǎn)約為32 t/h。由圖4可知：若機(jī)組負(fù)荷進(jìn)一步降低，主蒸汽供熱更有優(yōu)勢，因?yàn)槔涠卧贌嵴羝蜔岫卧贌嵴羝麎毫﹄S著負(fù)荷降低更不足以滿足供熱的需要，節(jié)流閥憋壓產(chǎn)生的節(jié)流損失加大，而主蒸汽供熱不會(huì)帶來節(jié)流損失。而超低負(fù)荷下主蒸汽大流量供熱對鍋爐壁溫、減溫水和汽輪機(jī)低壓缸低流量下安全運(yùn)行等帶來的影響[6]，則須要進(jìn)一步核算。

圖4 不同供熱抽汽點(diǎn)對發(fā)電煤耗的變化值

4 結(jié)語

(1)由供熱改造方案可行性分析可知，低負(fù)荷下用主蒸汽、冷段再熱蒸汽和熱段再熱蒸汽供熱3種供熱改造方案均可滿足供熱蒸汽參數(shù)要求，這3種改造方案都是可行的。

(2)40%THA負(fù)荷下，冷段再熱蒸汽供熱的經(jīng)濟(jì)性最好，其優(yōu)勢隨著供熱量的增加而更為明顯；30%THA負(fù)荷下，主蒸汽供熱和冷段再熱蒸汽供熱的經(jīng)濟(jì)性在不同供熱量下有所不同，供熱蒸汽質(zhì)量流量為25 t/h工況下，冷段再熱蒸汽供熱的經(jīng)濟(jì)性相對較佳，隨著供熱量的增加，主蒸汽供熱更具優(yōu)勢，對于該機(jī)組而言，臨界點(diǎn)約為32 t/h；若負(fù)荷進(jìn)一步降低，主蒸汽供熱優(yōu)勢更為明顯；而熱段再熱蒸汽供熱由于高參數(shù)帶來的減溫減壓損失和節(jié)流閥憋壓導(dǎo)致的節(jié)流損失兩方面的綜合影響，經(jīng)濟(jì)性較差。

(3)不同機(jī)組的運(yùn)行情況、參數(shù)和供熱參數(shù)不相同，若要在超低負(fù)荷下進(jìn)行大流量供熱，還須要對鍋爐壁溫、減溫水和汽輪機(jī)低壓缸低流量下安全運(yùn)行等帶來的影響進(jìn)行進(jìn)一步核算。