張紅昌, 薛小軍, 徐 鋼, 趙長存

(1.華北電力大學 能源動力與機械工程學院,北京 102206;2.國網(wǎng)河北省電力有限公司電力科學研究院,石家莊 050035)

目前,我國燃煤發(fā)電仍是絕對主力,2020年火力發(fā)電量為53 302億kW·h,占比達69%,新能源發(fā)電占比不到10%,與歐美等發(fā)達國家仍有較大差距[1]。因此,推動能源轉型、調(diào)整能源結構、加快開發(fā)利用新能源已經(jīng)成為我國能源發(fā)展的重要戰(zhàn)略。此外,“碳達峰”、“碳中和”的提出也將進一步推動風電、太陽能發(fā)電等新能源的跨越式發(fā)展[2]。近年來,我國新能源并網(wǎng)裝機容量高速增長。2020年,全年風電、太陽能新增裝機分別為72.50 GW和49.38 GW,累計裝機容量分別達281.65 GW和253.56 GW,均位居世界第一[3]。

風、光等新能源出力具有間歇性、隨機性和波動性等特點,隨著其并網(wǎng)規(guī)模的逐年增大,電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行受到了巨大的挑戰(zhàn)[4]。我國局部地區(qū)風、光等新能源的發(fā)展與系統(tǒng)安全運行之間的矛盾愈發(fā)凸顯,棄風、棄光現(xiàn)象在冬季供熱期尤為嚴重。截至2020年底,我國并網(wǎng)風電和太陽能發(fā)電的總裝機比例達到24.31%,但二者的并網(wǎng)發(fā)電量占比僅9.35%,表明新能源的并網(wǎng)發(fā)電量與其裝機規(guī)模尚不匹配,這與棄風、棄光現(xiàn)象密切相關[1-3]。僅2020年,我國棄風、棄光電量分別為166億kW·h和47億kW·h,因此促進新能源消納已成為解決我國未來能源問題的關鍵[5]。在此背景下,增強火電機組尤其是大量熱電聯(lián)產(chǎn)機組的靈活調(diào)峰能力,對于促進新能源消納意義重大。一般而言,熱電聯(lián)產(chǎn)機組調(diào)峰能力的提升可以通過增設熱電解耦設備來實現(xiàn)[6-8],也可以通過機組自身供熱系統(tǒng)的改進來實現(xiàn)[9-11]。常用的熱電解耦設備包括儲熱罐、電鍋爐和吸收式熱泵等;普遍采用的供熱系統(tǒng)改進方案包括低壓缸靈活性切除改造和高低壓旁路供熱改造等。

目前,大部分研究僅限于一種改造方式,關于多種改造方式在統(tǒng)一基準下的比較相對較少,而對其能耗特性的綜合分析則更少。鑒于此,筆者選取低壓缸切缸、高低壓旁路改造、配置儲熱罐、增設電鍋爐和配置吸收式熱泵5種改造方案為研究對象,結合實際電廠數(shù)據(jù),對各方案進行對比,分析了其改造前后的熱電解耦能力及能耗情況。

1 熱電聯(lián)產(chǎn)機組熱電解耦改造方案

1.1 案例機組

北方某熱電廠1號機組為CZK330-16.7/0.45/537/537型亞臨界、一次中間再熱、兩缸兩排汽、抽汽凝汽式汽輪機。采暖供熱抽汽壓力為0.285±0.055 MPa,單機額定抽汽質(zhì)量流量為550 t/h;在最大采暖供熱工況下采暖供熱抽汽質(zhì)量流量為600 t/h。機組共設有7段回熱抽汽,分別供給3臺高壓加熱器、1臺除氧器和3臺低壓加熱器。

以該機組為例,計算分析在5種熱電解耦改造方案下熱電聯(lián)產(chǎn)機組運行靈活性的效果。采用EBSILON軟件求解能耗模型,以熱耗率驗收(THA)工況為基準工況建立變工況模型,常規(guī)供熱系統(tǒng)如圖1所示。模型中以中壓缸排汽作為供熱熱源,通過熱網(wǎng)加熱器加熱熱網(wǎng)回水,熱網(wǎng)加熱器將蒸汽溫度降到抽汽壓力下的飽和水溫度。熱網(wǎng)供水溫度一般在90 ℃左右,因此各方案的熱網(wǎng)供、回水溫度分別取為 90 ℃和60 ℃。

圖1 常規(guī)供熱系統(tǒng)圖

1.2 低壓缸切缸

在冬季供熱期常規(guī)熱電聯(lián)產(chǎn)機組通常以熱定電方式運行,在優(yōu)先滿足供熱需求的同時,低壓缸最小冷卻質(zhì)量流量也受到限制,在保證一定電負荷的情況下,調(diào)峰能力受限。

低壓缸切缸技術是在供熱機組不停機的狀態(tài)下,通過改造將絕大部分中壓缸排汽引入熱網(wǎng)加熱器對外供熱,并增設冷卻蒸汽旁路,將減溫減壓后的少量冷卻蒸汽通入低壓缸,并帶走低壓轉子的鼓風熱,從而在低負荷供熱工況下進一步降低機組的最低電負荷,從而在保證高負荷供熱的同時實現(xiàn)深度調(diào)峰[12-13]。低壓缸切缸改造方案如圖2所示。低壓缸切缸后,關閉回熱系統(tǒng)的低壓加熱器,設置冷卻蒸汽旁路質(zhì)量流量為10 t/h,將其通入低壓缸并帶走鼓風熱量。

圖2 低壓缸切缸改造方案示意圖

1.3 高低壓旁路改造

為回收機組啟停階段的蒸汽以及避免再熱器超溫,絕大多數(shù)機組設置了高、低壓蒸汽旁路系統(tǒng),部分機組配置有大旁路系統(tǒng)[14]。為增強機組的熱電解耦能力,避免旁路質(zhì)量流量增大時汽輪機軸向推力超出限值,采用高低壓兩級旁路改造方案。高低壓旁路經(jīng)改造后,部分主蒸汽經(jīng)高壓旁路繞過高壓缸,可降低機組出力;采用再熱蒸汽作為供熱的補充汽源時,再熱蒸汽經(jīng)減溫減壓后與供熱抽汽混合,被送入熱網(wǎng)加熱器加熱熱網(wǎng)回水,補償機組參與深度調(diào)峰時供熱抽汽不足的部分,以提高機組的供熱能力[15]。調(diào)整高、低壓旁路質(zhì)量流量既能平衡汽輪機的軸向推力,又能實現(xiàn)電熱負荷的靈活性調(diào)節(jié),達到熱電解耦的目的。高低壓旁路改造方案如圖3所示。

圖3 高低壓旁路改造方案示意圖

改造后機組供熱能力增強,為避免汽輪機軸向推力超限,低壓旁路蒸汽質(zhì)量流量取值為高壓旁路蒸汽質(zhì)量流量與高壓旁路減溫水質(zhì)量流量之和[14]。兩級旁路系統(tǒng)設計參數(shù)取值如表1所示。

表1 兩級旁路系統(tǒng)設計參數(shù)

1.4 儲熱罐

機組供熱能力與熱負荷在時間尺度上存在一定的差異[6]。儲熱罐利用此差異,在熱負荷需求較低或因機組電負荷過高、供熱能力存在富余時,將多余的熱量儲存;在熱負荷需求較高、電負荷需求降低導致無法滿足供熱需求甚至某小段時間機組停機時,啟動儲熱罐來補充機組供熱能力不足的部分,降低供熱強迫出力,且不影響對外供熱,達到移峰填谷的作用,實現(xiàn)熱電解耦[16]。解耦時間的長短取決于儲熱罐的儲熱能力。儲熱罐改造方案如圖4所示。儲熱罐的最大放熱功率取值為其高熱負荷與機組在最小功率點熱出力的差值[17]。將機組85%的額定抽汽量對應的供熱負荷(324.8 MW)定為高熱負荷,最小功率點的熱出力為101.2 MW,因此儲熱罐充放熱最大功率取值為223.6 MW,散熱損失為0.1%。

圖4 儲熱罐改造方案示意圖

1.5 電鍋爐

電鍋爐是采用電能直接加熱熱網(wǎng)水的設備,目前常用的是直熱式電鍋爐。如圖5所示,在棄風、棄光時段,可啟動電鍋爐以消耗熱電聯(lián)產(chǎn)機組的發(fā)電量,降低以熱定電導致的強迫出力,同時也可對外供熱,補充熱網(wǎng)所需熱量[18]。在此過程中,不僅熱用戶的用熱需求得到了滿足,還實現(xiàn)了熱電聯(lián)產(chǎn)機組的熱電解耦,為新能源騰出了上網(wǎng)空間,在保證供熱的情況下促進了新能源的消納[19]。從整個電力系統(tǒng)角度來看,該方案相當于利用棄風、棄光時段浪費的電力供熱,可以有效促進新能源的消納。電鍋爐改造方案如圖5所示。

圖5 電鍋爐改造方案示意圖

電鍋爐容量取值為保證在高熱負荷下整體電輸出為0 MW的容量[17]。取電熱轉換效率為98%,電鍋爐容量取130 MW。

1.6 吸收式熱泵

吸收式熱泵是一種采用高溫熱源驅(qū)動,從而實現(xiàn)熱量從低溫熱源向高溫熱源傳遞的裝置。吸收式熱泵可以有效利用供熱機組運行過程產(chǎn)生的冷卻水余熱,進而提高熱能利用率,同時可以在供熱量不變的情況下減小機組抽汽量,降低機組最低發(fā)電功率,從而提高機組的調(diào)峰深度,達到機組熱電解耦的目的[20]。筆者采用溴化鋰吸收式熱泵,以汽輪機中壓缸排汽為高溫驅(qū)動蒸汽,提取凝汽器循環(huán)冷卻水中的熱量。吸收式熱泵改造方案示意圖如圖6所示,循環(huán)冷卻水將低壓缸排汽冷凝后,其溫度略有升高,并作為低溫熱源進入蒸發(fā)器,高溫蒸汽進入發(fā)生器,溴化鋰稀溶液中的水分蒸發(fā),產(chǎn)生溴化鋰濃溶液和水蒸氣。濃溶液經(jīng)換熱器進入吸收器,與來自蒸發(fā)器的低溫水蒸氣混合稀釋放熱,對熱網(wǎng)水進行加熱;同時,稀溶液蒸發(fā)汽化出的水蒸氣進入冷凝器,對熱網(wǎng)水再次加熱;熱網(wǎng)水經(jīng)吸收式熱泵升溫后再進入熱網(wǎng)加熱器進一步進行升溫,其達到指定溫度后被送往熱用戶。

圖6 吸收式熱泵改造方案示意圖

吸收式熱泵容量需根據(jù)機組電功率、熱功率、熱泵性能和經(jīng)濟性等因素綜合選取[21]。在案例中,吸收式熱泵的最大制熱功率為320 MW,平均性能系數(shù)(COP)為1.68。

2 調(diào)峰特性

選擇機組電熱特性的可行域和熱電解耦性能2個指標來評價機組各改造方案的調(diào)峰特性。將機組安全運行可行域定義為熱電聯(lián)產(chǎn)機組電負荷與熱負荷之間的耦合關系,可行域范圍越大,機組的安全運行范圍越大,則機組的調(diào)節(jié)運行更加靈活。將熱電解耦性能定義為在機組發(fā)電負荷一定的情況下,供熱負荷的可調(diào)范圍代表機組的供熱解耦能力;在機組供熱負荷一定的情況下,發(fā)電負荷的可調(diào)范圍代表機組的發(fā)電解耦能力。

2.1 熱電聯(lián)產(chǎn)機組安全運行可行域

采用發(fā)電功率和對外供熱量來表征機組的運行可行域,為保證供熱機組安全穩(wěn)定運行,其運行可行域的計算要滿足以下條件:(1) 鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量和汽輪機最大進汽量不超過限定值;(2) 保證機組負荷不低于鍋爐最低穩(wěn)燃負荷;(3) 汽輪機低壓缸最小冷卻蒸汽質(zhì)量流量不低于限定值;(4) 供熱蒸汽參數(shù)達到供熱要求。

機組最大連續(xù)運行工況對應的發(fā)電功率為351.13 MW;低壓缸最小冷卻質(zhì)量流量取150 t/h;鍋爐最低穩(wěn)燃負荷系數(shù)隨煤種變化略有不同,取額定負荷的35%為鍋爐最低穩(wěn)燃負荷。機組改造前的安全運行可行域如圖7所示。其中,AB為鍋爐最大蒸發(fā)量負荷線,BC為滿足最大供熱量的負荷線,CD為低壓缸最小冷卻質(zhì)量流量負荷線,DE為鍋爐最低穩(wěn)燃負荷線。

圖7 熱電聯(lián)產(chǎn)機組安全運行可行域

熱電聯(lián)產(chǎn)機組經(jīng)熱電解耦改造后,安全運行可行域的變化如圖8所示。由圖8(b)可知,機組經(jīng)低壓缸切缸改造后,其可行域變?yōu)锳BCED和線段B1D1。區(qū)域ABCDE是機組未切缸狀態(tài)的可行域,與原機組范圍相同;線段B1D1為機組低壓缸切缸后以高背壓運行時的電熱負荷曲線。低壓缸切缸后,電熱負荷完全耦合,供熱能力增強,熱負荷變化范圍為167.9～553.7 MW;機組最低發(fā)電負荷降低,由93.3 MW降為78.6 MW。

(a) 原機組

機組經(jīng)兩級旁路改造后,安全運行可行域變?yōu)锳B2D2E。與傳統(tǒng)熱電聯(lián)產(chǎn)機組相比,安全運行可行域范圍變大,機組的最大供熱能力顯著增強,由431.1 MW增大為684.6 MW,最大供熱能力增幅達到253.5 MW;機組最低發(fā)電負荷由D點的93.3 MW降為D2點的49.8 MW,這是因為兩級旁路系統(tǒng)投入運行后,原用于發(fā)電的蒸汽經(jīng)減溫減壓被直接用于供熱。

供熱機組配置儲熱罐后,其安全運行可行域為AA3B3C3D3DE3,相比于原供熱機組,可行域增加。儲熱罐參與供熱后,其可行域右移,供熱能力明顯提高,機組最大供熱能力由431.1 MW增至652.8 MW;由于增加儲熱罐并未影響原機組的鍋爐最大蒸發(fā)量、汽輪機最大進汽量、鍋爐低負荷穩(wěn)燃工況以及低壓缸最小冷卻質(zhì)量流量,因此機組最低發(fā)電負荷不變。

機組增設電鍋爐后,其安全運行可行域變?yōu)锳BB4C4MNE。與傳統(tǒng)熱電聯(lián)產(chǎn)機組相比,改造后可行域范圍變大,供熱能力增強,機組最大供熱負荷由431.1 MW增大為558.5 MW;機組最低發(fā)電負荷顯著降低,當供熱負荷為93.1～395.2 MW時,最低發(fā)電負荷(上網(wǎng)電量)可降為0 MW,這是由于電鍋爐電力來自廠用電,相當于將機組產(chǎn)生的電能轉化為熱能。

機組增加吸收式熱泵后,安全運行可行域變?yōu)锳PB5C5QFDE。與傳統(tǒng)熱電聯(lián)產(chǎn)機組相比,改造后可行域范圍變大,與配置儲熱罐類似,其可行域也向右移動,供熱能力增強,機組最大供熱能力由431.1 MW增至561.4 MW;機組最低發(fā)電負荷保持不變,仍為93.3 MW。

2.2 熱電解耦性能

由熱電聯(lián)產(chǎn)機組各改造方案的安全運行可行域可得到機組熱電解耦能力的變化情況。圖9和圖10分別給出了供熱解耦能力和發(fā)電解耦能力的變化。

圖10 各方案下發(fā)電解耦負荷的變化

由圖9可知,各改造方案投入運行后,除低壓缸切缸改造方案外,其余方案的供熱解耦能力均顯著增強。在增設電鍋爐和兩級旁路的改造方案下,發(fā)電負荷低于256.3 MW時機組的供熱解耦能力增強。其中,在低發(fā)電負荷下,增設電鍋爐改造方案的供熱解耦能力最強。增加吸收式熱泵和配置儲熱罐的改造方案幾乎覆蓋機組正常運行的全負荷段,其供熱解耦能力均增強。其中,配置儲熱罐改造方案在供熱解耦能力方面優(yōu)于吸收式熱泵改造方案。由于低壓缸切缸改造方案投入運行后,電熱負荷完全耦合,因此其供熱解耦能力為0 MW;未投入切缸時,其供熱解耦能力與原機組相同。

由圖10可知,各改造方案投入運行后,除低壓缸切缸改造方案外,其余方案的發(fā)電解耦能力均提高。在機組運行的全供熱負荷段內(nèi),增設電鍋爐改造方案的發(fā)電解耦能力顯著提高;相較而言,兩級旁路、吸收式熱泵和儲熱罐改造方案的發(fā)電解耦能力僅在供熱負荷大于101.2 MW時明顯提高,其中兩級旁路和吸收式熱泵改造方案尤為明顯。低壓缸切缸改造方案投入運行后,電熱負荷完全耦合,其發(fā)電解耦能力為0 MW;未投入切缸時,其發(fā)電解耦能力與原供熱機組相同。

3 能耗特性

3.1 能耗分析方法

熱電聯(lián)產(chǎn)機組總供熱量包括中排抽汽供熱量和各改造方案投入運行時所提供的供熱量。

總供熱量為:

Qt=Qe+Qp,i

(1)

式中:Qt、Qe、Qp,i分別為供熱系統(tǒng)總供熱量、中排抽汽供熱量和改造方案投入運行提供的供熱量。

機組吸熱量為:

Qi=[(qm,0-qm,scw)·(h0-hfw)+qm,scw·

(h0-hscw)+(qm,hrh-qm,rcw)·(hhrh-hcrh)+

qm,rcw·(hhrh-hrcw)]/3.6

(2)

式中:Qi為機組吸熱量;qm,0、h0分別為主蒸汽的質(zhì)量流量和焓;hfw為給水焓;qm,scw、hscw分別為過熱器減溫水的質(zhì)量流量和焓;qm,hrh、hhrh分別為再熱蒸汽的質(zhì)量流量和焓;hcrh為冷再熱蒸汽的焓;qm,rcw、hrcw分別為再熱器減溫水的質(zhì)量流量和焓。

2013年 ，ONGAROD和OUSTERHOUT J在《In Search of An Understandable Consensus Algorithm》一文中提出了Raft共識算法[5]。作者基于Paxos進行了改進，使之更容易理解。它與Paxos相當，對構建實際系統(tǒng)起了促進作用。目前百度公開了Raft開源實現(xiàn)代碼。

標準煤耗量為:

(3)

式中:Bi為機組標準煤耗量;Qnet為煤的低位發(fā)熱量;ηb和ηp分別為鍋爐效率和管道效率,分別取92.0%和99.0%。

為比較各熱電解耦改造方案的能耗水平,選取相同的邊界條件進行計算,以保證熱電聯(lián)產(chǎn)機組發(fā)電功率、總供熱量及各改造方案投入運行時提供的供熱量均相同。根據(jù)各改造方案的安全運行可行域以及各方案所選容量確定能耗分析的邊界條件,所選能耗計算工況的電熱負荷如圖11中點A所示。在此工況下,機組的電、熱負荷分別為192.08 MW和458.96 MW,這是所有改造方案均可以達到的工況點。

圖11 能耗計算工況下的電熱負荷

能耗計算的工況參數(shù)如表2所示。從表2可以看出,各改造方案的總供熱量均為458.96 MW,其中331.56 MW的供熱量來自常規(guī)中排抽汽,而其余127.4 MW的供熱量則來自各改造方案所提供的額外供熱量。

表2 能耗計算的工況參數(shù)

3.2 標準煤耗量

熱電解耦改造方案下機組標準煤耗量如圖12所示。由圖12可知,供熱量和發(fā)電量均相同時,不同改造方案所對應的機組煤耗量有較大差距。機組標準煤耗量由高到低分別為電鍋爐、兩級旁路、低壓缸切缸、儲熱罐和吸收式熱泵,標準煤耗量分別為118.96 t/h、104.23 t/h、91.94 t/h、86.53 t/h和78.64 t/h。

圖12 熱電解耦改造方案下機組標準煤耗量

在低壓缸切缸改造方案中,低壓缸切缸運行時機組的最大供熱量比原機組增加127.4 MW,其供熱量增幅所對應的汽源與抽汽供熱汽源相同,均來自于中壓缸排汽。此時,中壓缸排汽質(zhì)量流量為628.05 t/h,其中冷卻蒸汽旁路質(zhì)量流量為10 t/h,其余質(zhì)量流量為618.05 t/h的中壓缸排汽被引入熱網(wǎng)加熱器,對應機組標準煤耗量為91.94 t/h。

在兩級旁路方案中,未做功的主蒸汽和高溫再熱蒸汽經(jīng)減溫減壓為熱用戶提供127.4 MW的供熱量,具體為135 t/h的高溫高壓主蒸汽與32.5 t/h的減溫水的混合水,形成質(zhì)量流量為167.5 t/h的再熱蒸汽,該部分蒸汽在再熱段與質(zhì)量流量為27.2 t/h的減溫水混合,形成質(zhì)量流量為194.7 t/h的供熱蒸汽,相應的機組標準煤耗量為104.23 t/h。兩級旁路方案本質(zhì)上是利用鍋爐空閑容量進行無發(fā)電直接供熱,其供熱能量損失較大。與之相比,低壓缸切缸方案中用于供熱的中壓缸排汽先經(jīng)過高、中壓缸做功后再用于供熱,因此其損更低,總能耗也更低。

電鍋爐供熱時,由電鍋爐提供的127.4 MW供熱量來自機組發(fā)電量再制熱,其能量轉化路徑最長、損失最大,并經(jīng)歷了煤燃燒、鍋爐內(nèi)煙氣與水傳熱生產(chǎn)蒸汽以及各種發(fā)電損失(包括40%左右的冷源損失),并將獲得的高品質(zhì)電能直接制成低溫熱供暖,故電鍋爐改造方案的能耗水平最差,對應的總標準煤耗量為118.96 t/h,在相同電熱功率下,其煤耗比切缸方案高29.4%。

吸收式熱泵方案采用中壓缸排汽驅(qū)動熱泵制熱,其COP達1.68,即供熱量為127.4 MW時僅消耗75.61 MW的中排蒸汽熱量,而從循環(huán)冷卻水中回收的熱量為51.79 MW,相應的機組標準煤耗量僅為78.64 t/h。該方案消耗的供熱蒸汽不僅品質(zhì)較低,且抽汽量明顯減少,因此機組能耗最低。

4 結 論

(1) 5種熱電解耦改造方案均可使熱電聯(lián)產(chǎn)機組的安全運行可行域范圍變大。相較于原供熱機組,兩級旁路改造方案下機組最大供熱能力增幅最大,達到253.5 MW;當機組供熱負荷為400 MW時,各改造方案下調(diào)峰能力由強到弱分別為電鍋爐>兩級旁路>儲熱罐>吸收式熱泵>低壓缸切缸。

(2) 除低壓缸切缸改造外,其余4種方案的熱電解耦能力均有不同程度的提高。在發(fā)電負荷較低時,增設電鍋爐改造方案的供熱解耦能力最強;在幾乎覆蓋機組正常運行的全負荷段內(nèi),增加吸收式熱泵和配置儲熱罐改造方案的供熱解耦能力均增強;在機組運行的全供熱負荷段內(nèi),增設電鍋爐改造方案的發(fā)電解耦能力顯著提高;兩級旁路、吸收式熱泵和儲熱罐改造方案的發(fā)電解耦能力僅在供熱負荷大于101.2 MW時明顯提高。

(3) 相同條件下各改造方案的機組標準煤耗量由高到低分別為電鍋爐、兩級旁路、低壓缸切缸、儲熱罐和吸收式熱泵。兩級旁路方案和電鍋爐方案的能耗明顯高于其他方案,尤其是電鍋爐方案,在相同電熱功率下,其煤耗比切缸方案高29.4%,能耗代價巨大。因此,在進行機組靈活性改造時,除了要考慮其熱電解耦性能,也應關注能耗性能。