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(tǒng)火電機組不可避免地面臨可利用小時數(shù)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(xiàn)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(shù)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(lián)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(lián)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(lián)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?，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(shù)不變，進汽參數(shù)0.5 MPa，330 ℃；排汽參數(shù)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(tǒng)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(xiàn)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(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(lián)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(lián)模式下最小負荷線，最終如圖4 所示。

圖4 串聯(lián)模式下機組熱電特性

3 數(shù)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(tǒng)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(tǒng)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(tǒng)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(tǒng)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(xiàn)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(tǒng)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(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?，混合供熱模式下可調峰區(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(shù)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(tǒng)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(tǒng)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(tǒng)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。