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(jì)南 250003；2.國網(wǎng)山東省電力公司，山東 濟(jì)南 250001）

0 引言

當(dāng)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(jī)容量15 991 MW，風(fēng)電裝機(jī)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(jī)組順利投運(yùn)，傳統(tǒng)火電機(jī)組不可避免地面臨可利用小時(shí)數(shù)下降的窘?jīng)r［1］，同時(shí)可再生能源的反調(diào)峰特性、難預(yù)測(cè)性等不利因素［2］促使火電機(jī)組參與頻繁調(diào)峰、深度調(diào)峰，隨著山東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的開展及輔助服務(wù)市場(chǎng)的日益完善，火電機(jī)組將主動(dòng)采取機(jī)組靈活性改造方式應(yīng)對(duì)當(dāng)前復(fù)雜外在環(huán)境。

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

熱電機(jī)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(shù)、低壓缸光軸技術(shù)、儲(chǔ)熱技術(shù)等［4］，其中儲(chǔ)熱技術(shù)又可分為電極鍋爐制熱、電阻鍋爐固體無機(jī)鹽儲(chǔ)熱等。低壓缸切除技術(shù)、低壓缸光軸技術(shù)限制了機(jī)組帶高負(fù)荷能力［5］，電鍋爐儲(chǔ)熱來自高品位電能，能源整體利用效率不佳［6］。

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

1 設(shè)計(jì)方案及運(yùn)行模式

1.1 方案設(shè)計(jì)

增設(shè)煙氣-水換熱器的供熱設(shè)計(jì)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?zé)煔獬隹趽醢澹? 為低溫?zé)煔獬隹趽醢澹? 為經(jīng)煙氣-水換熱器吸熱后的熱網(wǎng)循環(huán)水出口閥門，下游是熱力站；7為經(jīng)煙氣-水換熱器吸熱后的熱網(wǎng)循環(huán)水出口閥門，下游是熱網(wǎng)用戶；8 為控制熱網(wǎng)循環(huán)水進(jìn)入煙氣-水換熱器的閥門；9 為控制熱網(wǎng)循環(huán)水進(jìn)入熱力站的閥門。

圖1 增設(shè)煙氣-水換熱器的供熱設(shè)計(jì)方案

1.2 運(yùn)行模式

增設(shè)煙氣-水換熱器后熱電機(jī)組供熱供電有四種運(yùn)行方式。

1.2.1 煙氣-水換熱器短路模式

9 號(hào)閥門全開，其他閥門關(guān)閉，升溫后熱網(wǎng)循環(huán)水從熱力站流經(jīng)熱網(wǎng)用戶放熱，低溫水通過熱力管道和9 號(hào)閥門進(jìn)入熱力站吸熱，這是目前熱電廠常規(guī)供熱運(yùn)行模式，適用于熱負(fù)荷需求、電網(wǎng)調(diào)度需求均不緊張的情況，如供熱初期、末期或供熱需求大時(shí)，一般不能滿足調(diào)度電負(fù)荷要求。

1.2.2 熱力站短路模式

煙氣側(cè)4 號(hào)、5 號(hào)煙氣擋板打開，高溫?zé)煔夂偷蜏責(zé)煔饣旌铣芍袦責(zé)煔膺M(jìn)入煙氣-水換熱器放熱后排入原鍋爐尾部煙道，根據(jù)4 號(hào)、5 號(hào)擋板不同開度調(diào)節(jié)高低溫?zé)煔饬髁勘壤瑫r(shí)按照供熱需求可調(diào)節(jié)進(jìn)入煙氣-水換熱器的煙氣溫度；水側(cè)6 號(hào)、9 號(hào)閥門全關(guān)，7 號(hào)、8 號(hào)閥門全開，來自熱網(wǎng)的低溫循環(huán)水經(jīng)8 號(hào)閥門進(jìn)入煙氣-水換熱器吸熱升溫至合格參數(shù)后經(jīng)7 號(hào)閥門流至熱網(wǎng)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(wǎng)發(fā)電需求高、熱負(fù)荷需求一般的情況，如供熱初期高負(fù)荷時(shí)。

1.2.3 換熱器與熱力站串聯(lián)模式

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

1.2.4 換熱器與熱力站并聯(lián)模式

一部分熱網(wǎng)低溫循環(huán)水流經(jīng)煙氣-水換熱器吸熱，另一部分熱網(wǎng)低溫循環(huán)水流經(jīng)熱力站吸熱，兩部分匯合后進(jìn)入熱網(wǎng)供熱。此時(shí)煙氣側(cè)4號(hào)、5號(hào)煙氣擋板打開；7號(hào)、8號(hào)、9號(hào)閥門全開，6號(hào)閥門全關(guān)，適用于熱負(fù)荷、電負(fù)荷需求均高的情況，如供熱中期高負(fù)荷時(shí)。

2 增設(shè)后熱電特性分析

熱電機(jī)組“熱電特性”指的是發(fā)電功率P 和對(duì)外供熱抽汽量G 之間的相互關(guān)聯(lián)耦合關(guān)系［7］。對(duì)外供熱抽汽量為G 時(shí)，發(fā)電功率P 需滿足式（1）約束，其中Pmax、Pmin分別表示當(dāng)前抽汽量下機(jī)組最大和最小電功率，即省調(diào)控中心可以調(diào)度的機(jī)組出力區(qū)間。隨著外界供熱需求改變，G 隨之改變，機(jī)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(duì)應(yīng)的Pmax、Pmin連接成線，可以得到機(jī)組的熱電特性曲線，熱電機(jī)組安全運(yùn)行工況點(diǎn)分布在特性曲線圍成的封閉區(qū)間內(nèi)。

2.1 煙氣-水換熱器短路模式

該工況屬于常規(guī)熱電機(jī)組運(yùn)行工況，如圖2 所示。某330 MW 熱電機(jī)組，其中低壓缸最小進(jìn)汽量140 t/h，最大抽汽量為400 t/h，負(fù)荷區(qū)間為［233 MW，263 MW］，不帶供熱時(shí)負(fù)荷區(qū)間為［165 MW，346 MW］。圖2 號(hào)，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(jìn)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(shí)電功率約束線，D點(diǎn)為最小主蒸汽流量下保證低壓缸最小進(jìn)汽量時(shí)機(jī)組工作點(diǎn)，熱電機(jī)組運(yùn)行狀態(tài)在封閉區(qū)間ABCDE內(nèi)。

2.2 熱力站短路模式

利用增設(shè)煙氣-水換熱器對(duì)外供熱，此時(shí)熱力站被短路，中壓缸排汽全部進(jìn)入低壓缸做功，圖2 中橫坐標(biāo)變?yōu)槌槿煔饬髁?，為便于比較，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(zhuǎn)化為抽汽量，如式（5）所示。

圖2 典型熱電機(jī)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(wǎng)循環(huán)水質(zhì)量流量，kg/h；hg1、hw1、hcw1分別為換熱器煙氣、中排抽汽、熱網(wǎng)循環(huán)水進(jìn)口焓值，kJ/kg；hg2、hw2、hcw2分別為換熱器煙氣、中排抽汽、熱網(wǎng)循環(huán)水出口焓值，kJ/kg。

相關(guān)計(jì)算見表1，一般熱網(wǎng)采用質(zhì)調(diào)節(jié)，通過改變進(jìn)水溫度調(diào)整整體供熱量，保持水流量不變。假定抽汽參數(shù)不變，進(jìn)汽參數(shù)0.5 MPa，330 ℃；排汽參數(shù)55 ℃飽和水；高溫?zé)煔鈦碜誀t膛底部，取1 000 ℃；為避免過量抽取高溫?zé)煔鈱?dǎo)致爐膛換熱惡化，適量抽取部分低溫?zé)煔猓蜏責(zé)煔鈦碜晕膊繜煹肋x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(dǎo)致腐蝕，取110 ℃。計(jì)算當(dāng)抽汽量400 t/h 時(shí)，高溫?zé)煔饬髁? 170 t/h，已接近設(shè)計(jì)最大流量1 524 t/h，考慮到安全因素該工作狀態(tài)實(shí)際不能達(dá)到，測(cè)算僅為了對(duì)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(fù)荷下燃煤輸入熱量加熱熱網(wǎng)循環(huán)水，此時(shí)負(fù)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(fù)荷下鍋爐總輸入熱10%，該機(jī)組制粉系統(tǒng)按照“五運(yùn)一備”設(shè)計(jì)，6臺(tái)磨煤機(jī)全開時(shí)足夠增加輸入熱10%，可認(rèn)為采用熱力站短路模式時(shí)等效100 t/h抽汽量下負(fù)荷均可維持滿負(fù)荷不變。

表1 等效抽汽量時(shí)煙氣量計(jì)算匯總

過量抽取煙氣會(huì)導(dǎo)致輻射換熱與對(duì)流換熱比例失調(diào)，考慮到不同鍋爐可承受的抽取煙氣量不一致，實(shí)際工況點(diǎn)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)才可確定，約定等負(fù)荷下煙氣量的50%作為最大可抽取煙氣量，作為實(shí)際最大抽汽工況點(diǎn)。滿負(fù)荷的50%煙氣量對(duì)應(yīng)的抽汽量為286 t/h，負(fù)荷約為285 MW，即B點(diǎn)（286 t/h，285 MW）。負(fù)荷降低煙氣量隨之降低，因此等效286 t/h 抽汽量下負(fù)荷固定為一個(gè)點(diǎn)B，即B、C兩點(diǎn)重合。

因汽輪機(jī)不再參與抽汽，原有受限因素如低壓缸最小進(jìn)汽量、中排壓力均易滿足，鍋爐穩(wěn)燃［8］、水動(dòng)力循環(huán)［9］成為受限因素。一般新建燃煤鍋爐投產(chǎn)時(shí)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(yàn)，保守取值40%額定負(fù)荷作為最低負(fù)荷，即E 點(diǎn)變?yōu)椋?，132），此時(shí)煙氣量約620 t/h。等效100 t/h抽汽量時(shí)抽取高溫?zé)煔饬?90 t/h，此時(shí)電負(fù)荷約101 MW，占額定容量30.6%，對(duì)于直流鍋爐來說，接近干濕態(tài)轉(zhuǎn)換上限（26%～28%），即D 點(diǎn)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(shí)機(jī)組熱電特性

2.3 串聯(lián)模式、并聯(lián)模式

串聯(lián)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(wǎng)循環(huán)水；并聯(lián)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(diào)整各自進(jìn)水流量，保證輸出合格熱網(wǎng)循環(huán)水。兩者基本熱力特性曲線相似。

以串聯(lián)模式為例，將尋求最大供熱量、最大負(fù)荷、最小負(fù)荷邊界作為規(guī)劃目標(biāo)。綜合分析可知，0～100 t/h 抽汽時(shí)采用純煙氣供熱，負(fù)荷可維持最大346 MW；當(dāng)汽輪機(jī)極限供熱工況下工作點(diǎn)為（400 t/h，263 MW），仍可由煙氣分擔(dān)供熱100 t/h，此時(shí)機(jī)組整體工作點(diǎn)為（500 t/h，263 MW）；當(dāng)鍋爐極限供熱工況下工作點(diǎn)為（286 t/h，285 MW）時(shí)，將純凝285 MW按照?qǐng)D2 中等主蒸汽流量線和低壓缸最小進(jìn)汽線分解，可折算為汽機(jī)最大供熱量362 t/h，此時(shí)負(fù)荷變?yōu)?10 MW，機(jī)組整體工作點(diǎn)變?yōu)椋?48 t/h，210 MW）；圖3 中DE 線時(shí)負(fù)荷過低汽輪機(jī)僅能純凝狀態(tài)運(yùn)行，仍為串聯(lián)模式下最小負(fù)荷線，最終如圖4 所示。

圖4 串聯(lián)模式下機(jī)組熱電特性

3 數(shù)據(jù)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(tǒng)熱力站供熱次之，混合供熱模式下供熱量最高可達(dá)648 t/h，這是因?yàn)樵撃Ｊ皆阱仩t、汽機(jī)限制因素內(nèi)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(duì)比

3.2 最大可調(diào)功率分析

在較低熱負(fù)荷時(shí)，煙氣供熱和混合供熱模式下最大可調(diào)電功率均超過傳統(tǒng)熱力站模式時(shí)帶電負(fù)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(tǒng)供熱模式；混合供熱模式兼顧雙方優(yōu)勢(shì)，在400 t/h 抽汽量范圍內(nèi)最大電功率均高出傳統(tǒng)供熱模式21 MW，且超出400 t/h 設(shè)計(jì)最大供熱能力后仍可穩(wěn)定運(yùn)行，最大工作點(diǎn)為（648 t/h，210 MW），如圖6所示。

圖6 等供熱量時(shí)不同模式下最大電功率

3.3 最小電功率分析

在現(xiàn)有“以熱定電”運(yùn)行模式下，保證供暖的前提下機(jī)組最低出力越小，電網(wǎng)吸納可再生能源越強(qiáng)。不同模式下最低出力對(duì)比如圖7 所示?？梢钥闯?，當(dāng)供熱負(fù)荷不太高時(shí)，煙氣供熱和混合供熱模式最低出力顯著低于傳統(tǒng)熱力站供熱，這是由于低負(fù)荷限制因素不同導(dǎo)致，鍋爐側(cè)低負(fù)荷主要考慮穩(wěn)燃因素，抽取煙氣供暖意味著爐內(nèi)輸入熱量多于實(shí)際發(fā)電所需的熱量，穩(wěn)燃效果增強(qiáng)；汽機(jī)側(cè)低負(fù)荷主要考慮中排壓力因素，中排壓力低可能出現(xiàn)抽不出蒸汽的情況，因此傳統(tǒng)熱力站供熱模式最低出力不會(huì)太低。但隨著供暖需求的增加，穩(wěn)燃不再是鍋爐側(cè)主要限制因素，隨著煙氣抽取量的加大，輻射熱與對(duì)流熱比例容易失調(diào)帶來安全問題，鍋爐側(cè)低負(fù)荷線上升明顯，在約140 t/h 時(shí)最低出力會(huì)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(shì)，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(shí)不同模式下最小電功率

3.4 調(diào)峰區(qū)間分析

不同供熱模式下調(diào)峰區(qū)間對(duì)比如圖8 所示。可以看出，混合供熱模式下可調(diào)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(fù)荷線快速增大，導(dǎo)致供熱需求大時(shí)調(diào)峰區(qū)間快速縮減，在常規(guī)中高熱負(fù)荷下調(diào)峰能力最差，但在小供熱量下調(diào)峰性能優(yōu)于熱力站供熱模式。

圖8 等供熱量時(shí)不同模式下調(diào)峰區(qū)間

4 結(jié)語

提出一種增設(shè)煙氣-水換熱器供熱模式，并分析了不同供熱模式下機(jī)組整體熱電特性變化，同時(shí)從等供熱量下最大電功率、最小電功率等維度進(jìn)行數(shù)據(jù)比較，得出以下結(jié)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(nèi)最小電功率大幅低于傳統(tǒng)供熱模式，有效提升電網(wǎng)吸納可再生能源能力，同時(shí)促進(jìn)了機(jī)組在電力市場(chǎng)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(tǒng)供熱模式21 MW，適用于冬季晚間新能源發(fā)電少、熱負(fù)荷需求多的場(chǎng)景。

3）混合供熱模式最大供熱量顯著高于傳統(tǒng)熱力站供熱模式。

4）采用混合供熱模式可顯著提升機(jī)組靈活性，增強(qiáng)熱電解耦能力。