顧煜炯，劉浩晨，耿 直

600~699 MW級集中式高背壓型空冷機組熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)仿真與性能分析

顧煜炯，劉浩晨，耿 直

（華北電力大學(xué)能源動力與機械工程學(xué)院，北京 102206）

以我國最具代表性的600~699 MW級空冷發(fā)電機組為例，采用Ebsilon軟件建立集中式高背壓型空冷機組熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)模型，分析不同工況下機組發(fā)電量隨高背壓熱負(fù)荷占比變化的規(guī)律，獲得機組整體收益隨電熱價比變化的結(jié)果。結(jié)果表明：當(dāng)外界熱負(fù)荷一定時，可以通過調(diào)整高背壓熱負(fù)荷占比得到實際最大發(fā)電量并通過算例得到這一具體數(shù)值，且其要小于理想最大發(fā)電量；當(dāng)外界熱負(fù)荷與電熱價比變化時，本文確定了采用何種運行策略可使機組整體性收益最大。研究結(jié)果可為空冷熱電聯(lián)產(chǎn)機組提供可參考的運行策略。

空冷熱電聯(lián)產(chǎn)；Ebsilon仿真；能量梯級利用；經(jīng)濟優(yōu)化建議；電熱價比；熱負(fù)荷占比

2017年我國電力消費增速提高。截至2017年年底，全國發(fā)電裝機容量達(dá)17.8億kW，其中火電裝機11.0億kW，占61.8%。在2013—2017年4年時間里，600~699 MW級火力發(fā)電機組臺數(shù)持續(xù)增長，但其運行系數(shù)、等效強迫停運率卻持續(xù)走低，非計劃停運次數(shù)持續(xù)增長[1]。近年來，隨著大型燃煤機組的建成，分析研究600~699 MW級空冷熱電聯(lián)產(chǎn)機組，特別是我國北方地區(qū)由于貧水富煤的現(xiàn)狀而普遍采用的SCAL型間接空冷熱力發(fā)電機組，顯得十分必要；同時，如何調(diào)整運行策略以使熱電聯(lián)產(chǎn)機組獲得最大效益也成為研究熱點。

本文基于Ebsilon熱力仿真軟件[2]對空冷熱電聯(lián)產(chǎn)機組進(jìn)行了建模與仿真，并對機組熱力學(xué)性能和整體經(jīng)濟性進(jìn)行了分析，為我國北方600~ 699 MW級SCAL型間接空冷熱力發(fā)電機組進(jìn)行熱電聯(lián)產(chǎn)改造的系統(tǒng)方案設(shè)計及運行策略提供參考。

1 系統(tǒng)概述

目前，600~699 MW級SCAL型間接空冷熱力發(fā)電機組已成為空冷機組中集中供熱系統(tǒng)的主力熱源。由于空冷機組本身汽輪機末級排汽壓力較高，所以有足夠的余熱資源尚未被充分利用。對于大容量高參數(shù)空冷機組，可采取抽凝-背壓熱電聯(lián)產(chǎn)方案實現(xiàn)熱電聯(lián)產(chǎn)。這種方案工程改造成本低，且能夠在犧牲少量發(fā)電量的情況下深度回收電廠循環(huán)冷卻水的余熱、提高機組熱效率[3]、擴大供熱面積、適應(yīng)外界熱負(fù)荷的需求。集中式高背壓型空冷機組熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)工藝流程如圖1所示。全系統(tǒng)分為電廠側(cè)與熱網(wǎng)水側(cè)。首先在熱網(wǎng)的熱力站處，采用表面式水-水換熱器實現(xiàn)二次熱網(wǎng)供回水的溫升，使一次熱網(wǎng)回水[4]降至55~65 ℃，同時為基本熱負(fù)荷熱源處余熱的回收創(chuàng)造有利條件，考慮到一次熱網(wǎng)回水沿程損耗等，一次熱網(wǎng)回水在進(jìn)入電廠后按設(shè)計工況會在47~53 ℃；其次，抽取進(jìn)入空冷島之前的部分汽輪機低壓缸末級排汽，與表面式汽水換熱器構(gòu)成基本負(fù)荷熱源，實現(xiàn)一次熱網(wǎng)回水的初步溫升；最后，中壓缸末級部分排汽進(jìn)入調(diào)峰汽水表面式加熱器與熱網(wǎng)水再次換熱，在此處構(gòu)成調(diào)峰熱源并將熱網(wǎng)給水加熱到滿足外界要求后送出。熱網(wǎng)水在熱源處的具體流程為：一次熱網(wǎng)回水先在熱電廠內(nèi)通過表面式汽水換熱器與排汽換熱，熱網(wǎng)水被初步加熱后經(jīng)調(diào)峰汽水表面式加熱器再次提溫后送出。在該流程中，熱網(wǎng)水被基本負(fù)荷熱源加熱器和調(diào)峰加熱器依次逐級加熱，能夠?qū)崿F(xiàn)對外兆瓦級采暖的需求，克服了大型空冷電廠的熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)供熱能力不足的問題。

2 系統(tǒng)建模

為了研究系統(tǒng)在約120天的[5]采暖季中相關(guān)性能的變化情況，需要建立已經(jīng)進(jìn)行了高背壓供熱改造的空冷熱電聯(lián)產(chǎn)機組系統(tǒng)模型。系統(tǒng)中基本負(fù)荷熱源加熱器和調(diào)峰熱源加熱器為新型設(shè)備；其余的鍋爐、發(fā)電機、汽輪機、回?zé)嵯到y(tǒng)、空冷島和熱力站等設(shè)備參考文獻(xiàn)[6-10]，本文不再贅述。此處僅對電廠內(nèi)兩熱源處的汽水換熱器、熱網(wǎng)供回水流程和外界熱負(fù)荷進(jìn)行建模分析。

2.1 汽水換熱器模型

基本負(fù)荷熱源加熱器以空冷機組末級汽輪機排汽為熱源，通過表面式汽水換熱器與熱網(wǎng)回水換熱；蒸汽釋放熱量后凝結(jié)并回凝結(jié)水泵前回注鍋爐給水系統(tǒng)，熱網(wǎng)水獲得蒸汽釋放的熱量升溫。在供暖高峰期或者供熱面積擴增等情況下，外界熱負(fù)荷增高，需要引入調(diào)峰熱源以滿足熱用戶側(cè)需求。調(diào)峰負(fù)荷熱源加熱器以空冷機組中壓缸排汽為熱源，通過利用表面式汽水換熱器與熱網(wǎng)水實現(xiàn)調(diào)峰加熱，蒸汽釋放熱量后凝結(jié)并回鍋爐給水泵前回注鍋爐給水系統(tǒng)。在此過程中，能量守恒方程為：

汽水換熱器模型模型如圖2所示。

2.2 熱網(wǎng)供回水模型

熱網(wǎng)供回水模型如圖3所示。具體工藝流程為：熱網(wǎng)回水首先在基本負(fù)荷熱源處被初次提溫，經(jīng)電廠工質(zhì)泵根據(jù)實際輸送距離的要求而增壓后在調(diào)峰熱源處被加熱到熱網(wǎng)需求溫度，隨后排出電廠匯入市政熱網(wǎng)。

在此過程中，主要能量方程式為：

2.3 外界熱負(fù)荷模型

由熱平衡可知，熱用戶所在的建筑向環(huán)境的散熱量1、所有的熱用戶房間向熱用戶建筑的散熱量2和二次熱網(wǎng)水在所有熱用戶處放出的熱量3相等（圖4），即

又由熱傳導(dǎo)平衡方程[11]有

在計算供熱面積時，認(rèn)為建筑采暖平均熱負(fù)荷0=50 W/m2，從而得到

式中S為采暖面積，m2。

2.4 系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)

根據(jù)上述各設(shè)備模型對供熱系統(tǒng)參數(shù)進(jìn)行配置。設(shè)計工況下一次網(wǎng)供回水溫度為110 ℃/50 ℃，供熱距離為20 km，通過各平衡方程進(jìn)行各節(jié)點熱力學(xué)參數(shù)選擇以及換熱設(shè)備選型等。

通常情況下，熱力管網(wǎng)、熱力站、各個增壓泵、基本負(fù)荷熱源換熱器和調(diào)峰熱源換熱器等會存在一定熱量損失，但是這些數(shù)據(jù)差別不大。該差異會對機組的能耗、環(huán)保性和經(jīng)濟性分析引入一定的誤差，但是在上述假設(shè)下得到的結(jié)果對空冷熱電聯(lián)產(chǎn)機組的仿真與建模分析仍然具有一定的參考價值。可以選擇我國北方某一例最具代表性的城市采暖季需求，在Ebsilon中進(jìn)行建模、仿真和分析。系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)見表1。設(shè)計工況下，系統(tǒng)熱網(wǎng)回水溫度為50 ℃，供水溫度為110 ℃，流量為10 762 t/h，共計對外界供熱負(fù)荷750 MW；取熱用戶耗熱指標(biāo) 為50 W/m2，則供熱面積為1 500萬m2。定義機 組抽凝比為在額定工況下抽汽熱量與低壓缸排 汽凝汽余熱的比例，在此處得到抽凝比為1.640。在系統(tǒng)總熱負(fù)荷構(gòu)成中，低壓缸末級的235.4 t/h 排汽在30.5 kPa下發(fā)生相變換熱，共回收排汽余 熱150 MW，利用抽汽熱量600 MW，高背壓熱 負(fù)荷占比為0.2。

表1 某熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)設(shè)計參數(shù)

Tab.1 The design parameters of a cogeneration system

3 系統(tǒng)仿真及結(jié)果分析

系統(tǒng)運行調(diào)節(jié)方式：在北方城市采暖季供熱過程中，隨著環(huán)境溫度的變化，熱力站處換熱負(fù)荷增加，熱網(wǎng)系統(tǒng)通過提高一次熱網(wǎng)供水溫度、同時微調(diào)熱網(wǎng)水流量來滿足熱用戶的需求。系統(tǒng)在實際運行調(diào)節(jié)過程中保證電廠內(nèi)主蒸汽溫度、壓力、流量等參數(shù)不變，熱網(wǎng)采用以質(zhì)調(diào)節(jié)為主、量調(diào)節(jié)為輔的供暖方式。

對空冷機組而言，汽輪機的背壓反映空冷機組運行的優(yōu)劣情況，是冷端系統(tǒng)的重要綜合考核指標(biāo)，而冷端系統(tǒng)性能的良好與否將直接關(guān)系到整個空冷機組的經(jīng)濟性，這一點對高背壓熱電聯(lián)產(chǎn)方式影響更大。本文選取某660 MW間接空冷熱電聯(lián)產(chǎn)機組為算例，在Ebsilon軟件中進(jìn)行模塊化搭建，并對系統(tǒng)進(jìn)行模擬和仿真。

3.1 熱負(fù)荷與高背壓熱負(fù)荷占比的變化

本文定義在發(fā)電廠側(cè)，高背壓熱負(fù)荷占比為基本負(fù)荷熱源提供的熱量與熱負(fù)荷之比。在熱負(fù)荷一定的情況下，無量綱參數(shù)的選取會決定基本負(fù)荷熱源中供熱量的大小與機組背壓，進(jìn)一步影響機組的?效率、熱耗率、調(diào)節(jié)發(fā)電負(fù)荷的能力[12]與經(jīng)濟性。以表1中的設(shè)計參數(shù)為例，在Ebsilon軟件中，維持設(shè)計工況下各項的參數(shù)不變，僅調(diào)節(jié)，得出機組發(fā)電量、汽輪機低壓缸排汽參數(shù)與的關(guān)系，結(jié)果如圖5、圖6所示。由圖5、圖6可見，當(dāng)從1%增加到45%的過程中，汽輪機背壓從13 kPa升高到81 kPa，排汽溫度從51 ℃升高到126 ℃，但系統(tǒng)發(fā)電量先從522.12 MW升至562.82 MW，隨后降至562.55 MW，其中當(dāng)發(fā)電量最大時為42%。這是因為當(dāng)從1%（此時基本熱負(fù)荷為75 MW）開始增加時，熱網(wǎng)水回收了汽輪機低壓缸部分排汽的余熱，在總熱負(fù)荷不變的情況下，調(diào)峰熱源換熱量一直減小，抽取用于加熱熱網(wǎng)水的中壓缸排汽量減小，從而汽輪機低壓缸進(jìn)汽量升高，所以系統(tǒng)發(fā)電量增加；但是當(dāng)持續(xù)增高時，為了滿足基本熱源換熱需求，低壓缸排汽壓力與溫度一直升高，導(dǎo)致汽輪機低壓缸雖然進(jìn)汽量大，但其內(nèi)部的有效焓降降低，進(jìn)而導(dǎo)致汽輪機低壓缸發(fā)電功率減小，當(dāng)進(jìn)汽量帶來的發(fā)電量收益小于效率低帶來的發(fā)電量虧損時，機組整體表現(xiàn)為發(fā)電量下降。

此外，結(jié)合圖5、圖6可見，空冷熱電聯(lián)產(chǎn)機組獲得最大發(fā)電量時對應(yīng)的汽輪機背壓為72.692 kPa，這遠(yuǎn)超安全連續(xù)運行最高允許背壓（65 kPa），并且逼近汽輪機跳閘背壓（80 kPa）。為了讓本文結(jié)論在實際中具有指導(dǎo)意義，選取45 kPa為汽輪機低壓缸背壓的可接受值。同時，定義設(shè)計工況下當(dāng)=42%時得到的562.82 MW為“理想最大發(fā)電量”；定義設(shè)計工況下當(dāng)=29%時得到的558.35 MW為“實際最大發(fā)電量”，此時空冷熱電聯(lián)產(chǎn)機組汽輪機背壓為44.171 kPa，溫度為78.260 ℃，數(shù)據(jù)完全在空冷熱電聯(lián)產(chǎn)機組末級汽輪機運行可接受的范圍內(nèi)，而且也可以滿足相關(guān)設(shè)計參數(shù)的要求。機組整體收益的變化在整個供暖季中，隨著外界氣溫變化，供熱機組的熱負(fù)荷也會隨之波動；與此同時，為了能夠滿足供熱距離的需求，市政熱力運輸公司要求熱網(wǎng)供回水溫度基本不變。

根據(jù)上述需求，本文以750 MW外界設(shè)計熱負(fù)荷為基準(zhǔn)，調(diào)節(jié)熱網(wǎng)水流量，得到發(fā)電量與高背壓熱負(fù)荷占比在外界熱負(fù)荷分別為700、710、720、730、740、750、760、770、780、790、800 MW時的關(guān)系，結(jié)果如圖7所示。由圖7可見：當(dāng)集中分布在0.39~0.45時，機組獲得“理想最大發(fā)電量”，結(jié)果為555.30~570.53 MW；當(dāng)集中分布在0.28~0.30時，機組獲得“實際最大發(fā)電量”，結(jié)果為547.01~568.73 MW；機組發(fā)電量隨增加先增后減，相同時，外界熱負(fù)荷越大，機組發(fā)電量越小。當(dāng)較大時，汽輪機背壓與溫度參數(shù)會過高，得到的數(shù)據(jù)不符合工程實際，故未在圖7中展示。

熱電聯(lián)產(chǎn)機組的收益由發(fā)電收益與供熱收益共同構(gòu)成。針對不同熱電聯(lián)產(chǎn)機組，其上網(wǎng)電價會因熱電廠所在地不同、時間變化而有所差異，而在采暖季熱電廠對熱網(wǎng)公司熱價基本不變。在相同外界熱負(fù)荷情況下，機組發(fā)電量雖然會隨著高背壓熱負(fù)荷占比的變化而波動，但仍然會屬于某一區(qū)間（圖5）。本文利用熱電聯(lián)產(chǎn)機組的這一特點，建立數(shù)學(xué)規(guī)劃模型，引出無量綱參數(shù)電熱價比/。其中，為電價，為熱價。由于當(dāng)機組對外供熱量一定時，機組收益與機組發(fā)電量成正比（式(10)），故記為此時機組的實際最大發(fā)電量，在這種情況下探究機組相對收益隨的變化情況（式(11)），所得結(jié)果如圖8所示。由于熱價基本不變，所以機組收益與機組相對收益為同一性關(guān)系，從而得出具有一般性的結(jié)論，相關(guān)負(fù)荷參數(shù)配置的機組可根據(jù)實際需求采取優(yōu)化后的運行策略。

(11)

由圖8可見：當(dāng)熱負(fù)荷增加時，其對應(yīng)各條直線的斜率（物理意義代表機組實際最大發(fā)電量）下降，在圖中形成一簇彼此相交的直線；當(dāng)電熱價比趨于無窮，即電價遠(yuǎn)高于熱價時，機組對外的 供熱量最小，此時經(jīng)濟性最高。以參考上網(wǎng)電 價[13]0.349 7元/(kW·h)、熱價[14]20元/GJ得到電熱價比為4.857，此時機組相對收益會隨著熱負(fù)荷的升高而變大。為了使數(shù)據(jù)更具有說明性，此處選取具有代表性的外界熱負(fù)荷為700、800 MW時的工況，計算得知當(dāng)電熱價比為4.603時，2種工況下機組相對收益相等，這意味著當(dāng)電熱價比高于上述值時多供熱反倒會降低機組的收益。

3.2 熱力學(xué)性能與經(jīng)濟性

我國近年來出臺相關(guān)政策要求新建燃煤機組供電煤耗低于300 g/(kW·h)[15]，所以有必要利用有限燃料，通過調(diào)整熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)產(chǎn)出的電力與熱量的分配比，從而使各項指標(biāo)符合要求。

由于高背壓采暖在大容量高參數(shù)時效率較好，故本文選取600 MW機組進(jìn)行建模仿真。為了得到準(zhǔn)確的數(shù)據(jù)結(jié)論，消除誤差，本文利用高背壓熱負(fù)荷占比和電熱價比2個無量綱參數(shù)以達(dá)到要求。

3.2.1熱力學(xué)性能

為了更好地突顯高背壓供熱方法對空冷機組熱電聯(lián)產(chǎn)在熱力學(xué)性能方面的優(yōu)越性，本文另搭建了對比案例：只采用中壓缸排汽的方式來加熱供熱回水的Ebsilon模型。保證此模型與2.4節(jié)中其余各項參數(shù)一致：當(dāng)外界熱負(fù)荷為750 MW時，得到機組發(fā)電量僅為448.22 MW，且中壓缸有75%的排汽充當(dāng)熱源加熱熱網(wǎng)水；而高背壓方案時實際最大發(fā)電量558.35 MW，系統(tǒng)?效率顯著提高。

3.2.2經(jīng)濟性

目前，我國北方多數(shù)電廠實行供熱改造，利用本文提出的計算方法可以準(zhǔn)確地計算出當(dāng)電價和熱價變化時，機組該如何選擇發(fā)電量與供熱負(fù)荷來達(dá)到經(jīng)濟最大化。以當(dāng)前市場上的電熱價比4.857為例，隨著供熱負(fù)荷增高，機組整體經(jīng)濟性效益會增加；隨著電熱價比的增高，機組承擔(dān)較低的熱負(fù)荷反會收獲更大收益；當(dāng)外界熱負(fù)荷為700 MW和800 MW、電熱價比大于4.602 5時選擇700 MW熱負(fù)荷機組整體收益將最高；其中，當(dāng)電熱價比大于或等于7.669 8時，純發(fā)電機組效益達(dá)到最高。與此同時為了更好地體現(xiàn)供熱改造后的經(jīng)濟性，在圖8中加入了對外供熱功率為0時機組相對收益與電熱價比的變化情況，此時機組處于VWO工況，發(fā)電量為660 MW；其對應(yīng)關(guān)系在圖8上表現(xiàn)為一條經(jīng)過原點的直線，說明當(dāng)電熱價比小于8時純發(fā)電機組的效益會低于熱電聯(lián)產(chǎn)機組的效益。

4 結(jié)論與建議

針對國內(nèi)典型600~699 MW級熱電聯(lián)產(chǎn)機組進(jìn)行了仿真與模擬分析，得到如下結(jié)論。

1）采用高背壓供熱方法，汽輪機低壓缸的排汽溫度、壓力會隨著高背壓熱負(fù)荷占比的增大而升高。仿真結(jié)果表明：在設(shè)計工況下，外界熱負(fù)荷為750 MW；當(dāng)高背壓熱負(fù)荷占比為0.29時，機組會獲得實際最大發(fā)電量為558.35 MW。

2）600~699 MW級空冷熱電聯(lián)產(chǎn)機組對外供熱時，機組最大發(fā)電量會隨著熱負(fù)荷的增大而減小。當(dāng)外界熱負(fù)荷一定時，科學(xué)地調(diào)整高背壓熱負(fù)荷占比會使得機組發(fā)電量達(dá)到最大值。

3）本文針對當(dāng)前相關(guān)參數(shù)配置的火電廠提出了優(yōu)化運行的建議方案。在電熱價比確定的情況下，根據(jù)本文的算法仿真可得出機組應(yīng)承擔(dān)多少熱負(fù)荷而使得整體效益最大，并且論證了“實際最大發(fā)電量”無法達(dá)到“理想最大發(fā)電量”。

4）本文提出應(yīng)當(dāng)選取最優(yōu)的高背壓熱負(fù)荷占比以提高熱力學(xué)性能和經(jīng)濟性效益，得出機組整體收益隨電熱價比的變化情況，給出機組隨著電價、熱價變化時的最佳運行策略，同時為熱電聯(lián)產(chǎn)機組提供了應(yīng)對未來電熱價市場的可靠量化管理方法。

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Simulation and performance analysis of cogeneration system for 600~699 MW level centralized high back pressure air cooling units

GU Yujiong, LIU Haochen, GENG Zhi

(School of Energy, Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Beijing 102206, China)

Taking the most representative 600~699 MW level air-cooling generator set in China as the example, the Ebsilon software was applied to establish the cogeneration system model for the centralized high back pressure air cooling unit, and the change rule of proportion of generating capacity with the high back pressure heat load under different working conditions was analyzed. The variation of the unit’s overall income with the ratio of electric heat to heat price is obtained. The results show that, when the external heat load is constant, the actual maximum power generation can be obtained by adjusting the proportion of high back pressure heat load and the specific value is obtained by an example, and it is smaller than the ideal maximum power generation. When the external heat load and ratio of electric heat to heat price changes, this paper determines which operating strategy can be used to maximize the unit's overall revenue. The research results provide a reference operational strategy for air-cooled cogeneration units.

air-cooling cogeneration, Ebsilon simulation, energy cascade utilization, economic optimization recommendation, ratio of electric heat to heat price, thermal load ratio

TK123；TK11+5

A

10.19666/j.rlfd.201902033

2019-02-24

北京市自然科學(xué)基金項目(3172031)；中央高?；究蒲袠I(yè)務(wù)費專項資金(2016XS24, 2017MS017)

Supported by：Natural Science Foundation of Beijing (3172031); Fundamental Research Funds for the Central Universities (2016XS24, 2017MS017)

顧煜炯(1968)，男，教授，博士生導(dǎo)師，主要研究方向為電站設(shè)備狀態(tài)維修理論與技術(shù)、可再生能源的利用與開發(fā)，gyj@ncepu.edu.cn。

劉浩晨(1996)，男，碩士研究生，主要研究方向為余熱利用技術(shù)，lhcdocument@163.com。

顧煜炯, 劉浩晨, 耿直. 600~699 MW級集中式高背壓型空冷機組熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)仿真與性能分析[J]. 熱力發(fā)電, 2019, 48(10): 51-56. GU Yujiong, LIU Haochen, GENG Zhi. Simulation and performance analysis of cogeneration system for 600~699 MW level centralized high back pressure air cooling units[J]. Thermal Power Generation, 2019, 48(10): 51-56.

（責(zé)任編輯 劉永強）