尉清源, 鄭莆燕, 朱群志, 鄒思宇, 白天宇, 程云瑞, 封 康

(上海電力大學 能源與機械工程學院, 上海 200090)

隨著可再生能源裝機規(guī)模的不斷擴大,為配合可再生能源發(fā)電上網(wǎng)的需求,電網(wǎng)要求火電廠提高調(diào)峰能力[1]。對于熱電聯(lián)產(chǎn)機組,傳統(tǒng)的“以熱定電”運行方式在一定程度上限制了機組的調(diào)峰能力[2]。已有許多研究人員提出對熱電聯(lián)產(chǎn)機組進行熱電解耦改造,能夠提高機組的深度調(diào)峰能力[3]。

旁路蒸汽供熱、蓄熱供熱是目前常用的熱電解耦技術[4-7]。旁路蒸汽供熱是從機組旁路系統(tǒng)中抽取高參數(shù)蒸汽減溫減壓后對外供熱[8-10]。旁路蒸汽參與供熱,熱電解耦能力較強,可以大幅提升熱電聯(lián)產(chǎn)機組的調(diào)峰能力[11],改造投資較小,但是將高參數(shù)的蒸汽直接減溫減壓用于供熱的方法,熱經(jīng)濟性較差[12]。蓄熱裝置與熱電聯(lián)產(chǎn)機組配合,對于提高機組的調(diào)峰能力有很好的效果[13],且已有多種方案[14-15]。

上述研究都是針對單一過程的調(diào)峰方法,將旁路供熱與蓄熱供熱相結(jié)合的研究較少[16-18]。本文針對一個單級工業(yè)供熱的熱電聯(lián)產(chǎn)機組,將旁路供熱與蓄熱裝置相結(jié)合,提出了一個蓄放熱雙向調(diào)峰的方案。通過EBSILON軟件建模仿真,分析在旁路蒸汽供熱基礎上加入蓄熱裝置對系統(tǒng)調(diào)峰能力的影響,對不同方案在同一個蓄放周期內(nèi)的熱效率和經(jīng)濟性進行研究。

1 調(diào)峰方案介紹

1.1 原機組調(diào)峰方案

某抽汽工業(yè)供熱機組C350-24.2/1.35/566/566的系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖1所示。額定供熱抽汽量為300 t/h,主蒸汽流量為1 071 t/h。機組的鍋爐連續(xù)最大蒸發(fā)量為1 150 t/h,鍋爐最低穩(wěn)燃負荷為30%。抽凝供熱機組運行時,低壓缸進汽流量不小于額定主蒸汽流量的10%～20%[19],旁路系統(tǒng)的蒸汽容量為460 t/h。

機組以額定工況運行時,從中壓缸第3級、第4級回熱抽汽之間抽取供熱蒸汽(如圖1中A所示)。供熱蒸汽溫度為400 ℃,壓力為1.35 MPa,額定工況運行時中壓缸供熱抽汽參數(shù)剛好滿足供熱蒸汽需求。

圖1 C350-24.2/1.35/566/566機組熱力系統(tǒng)

當機組發(fā)電負荷減小時,中壓缸供熱抽汽參數(shù)不能滿足供熱需求,需要從第3級回熱抽汽抽取蒸汽進行供熱(如圖1中B所示)。當機組發(fā)電負荷進一步降低時,第3級回熱抽汽參數(shù)也不能滿足供熱需求。此時,第1級回熱抽汽和第2級回熱抽汽的溫度都低于400℃,達不到供熱蒸汽的溫度要求。因此,若想在保證供熱蒸汽參數(shù)的情況下參與深度調(diào)峰,需要采取其他措施。利用電站模擬軟件EBSILON 對該熱力系統(tǒng)進行仿真建模,研究其在不同調(diào)峰方案下的調(diào)峰范圍和能效。在額定工況下,模擬計算結(jié)果與實際數(shù)據(jù)的誤差在2%之內(nèi),滿足工程模擬計算精度的要求。

1.2 抽汽蓄熱調(diào)峰方案

目前,常見的蓄熱調(diào)峰方案是在發(fā)電負荷較高的階段抽取蒸汽進行蓄熱,在需要調(diào)峰的階段將蓄熱裝置中的熱量放出用于供熱。機組以純凝工況運行,實現(xiàn)降負荷調(diào)峰。抽汽蓄熱調(diào)峰方案如圖2所示。該方案在蓄熱階段機組升負荷調(diào)峰運行,在放熱階段機組降負荷調(diào)峰。

圖2 抽汽蓄熱調(diào)峰方案

蓄熱階段,為保證放熱過程的參數(shù)滿足熱用戶需求,關閉原有的供熱蒸汽管道,從第3級回熱抽汽中抽取蒸汽,與蓄熱裝置換熱后向熱用戶供熱。放熱階段,從高壓加熱器出口引出一部分給水與蓄熱裝置進行換熱,將給水加熱成滿足熱用戶需求的蒸汽后向熱用戶供熱。

1.3 旁路-蓄熱調(diào)峰方案

蓄熱調(diào)峰方案只能在蓄熱或放熱的單一過程中進行調(diào)峰。本文將蓄熱裝置與旁路系統(tǒng)結(jié)合,提出了蓄放熱雙向調(diào)峰方案,如圖3所示。該方案在蓄熱階段和放熱階段均可以實現(xiàn)降負荷調(diào)峰,同時減少低壓旁路高品質(zhì)蒸汽在減溫過程中的部分能量損失。

圖3 旁路-蓄熱調(diào)峰方案

蓄熱階段,關閉原有的供熱蒸汽管道,從低壓旁路蒸汽中抽取供熱蒸汽,與蓄熱裝置換熱后向熱用戶供熱。放熱階段,從冷再熱蒸汽中抽取部分蒸汽進入蓄熱裝置,經(jīng)過蓄熱裝置加熱達到熱用戶需要的溫度,再減壓至熱用戶需要的參數(shù)后向熱用戶供熱。

由于旁路-蓄熱調(diào)峰方案能夠?qū)崿F(xiàn)蓄熱階段和放熱階段雙向調(diào)峰運行,在一天之內(nèi)可以反復進行蓄熱放熱過程,以一個周期較少的蓄熱介質(zhì)量實現(xiàn)連續(xù)長時間降負荷調(diào)峰,不會因為放熱階段無法降負荷調(diào)峰導致蓄熱的浪費。

2 調(diào)峰方案的分析指標

2.1 調(diào)峰范圍確定

在供熱量確定的條件下,機組的最大發(fā)電功率和最小發(fā)電功率直接反映了熱電聯(lián)產(chǎn)機組的供電調(diào)峰范圍。LIU M等人[6]根據(jù)機組穩(wěn)定運行的約束條件,計算出了機組的調(diào)峰范圍;高耀巋等人[20]在確保旁路補償供熱安全穩(wěn)定運行的基礎上,提出了一種含兩級旁路供熱機組的調(diào)峰范圍計算方法。本文采用EBSILON軟件搭建模型模擬計算機組的調(diào)峰范圍,給定熱負荷,當主蒸汽流量達到鍋爐連續(xù)最大蒸發(fā)量時,可以確定機組的最大發(fā)電負荷。在供熱蒸汽的壓力和溫度滿足用戶需求,且機組運行安全的前提下,機組最小進汽量所對應的發(fā)電功率為該供熱負荷下的最小發(fā)電功率。

在原方案中,當熱負荷一定、主蒸汽流量為鍋爐連續(xù)最大蒸發(fā)量時,由中壓缸供熱抽汽供熱,可計算出機組對應的最大發(fā)電負荷;主蒸汽流量降至額定工況時,中壓缸供熱抽汽仍可滿足供熱參數(shù)需求,發(fā)電功率降至額定功率;若主蒸汽流量進一步降低,則需要切換至第3級回熱抽汽供熱,以獲得最小發(fā)電功率。通過模擬計算,可得到不同熱負荷下對應的最大和最小發(fā)電功率,從而得出機組原調(diào)峰方案的調(diào)峰范圍。

對于抽汽蓄熱調(diào)峰方案,在熱負荷一定、主蒸汽流量為鍋爐連續(xù)最大蒸發(fā)量時,從第3級回熱中抽取蒸汽,與蓄熱裝置換熱后向熱用戶供熱,可以得到不同熱負荷下抽汽蓄熱調(diào)峰方案的最大發(fā)電負荷。在放熱階段,機組熱電解耦,以純凝工況運行,可以模擬計算出機組的最小發(fā)電負荷。

對于旁路-蓄熱調(diào)峰方案,在升負荷調(diào)峰運行階段,不啟動蓄熱裝置。在熱負荷一定、主蒸汽流量為鍋爐連續(xù)最大蒸發(fā)量時,由中壓缸供熱抽汽供熱,最大發(fā)電負荷與原機組調(diào)峰方案相同。在蓄熱階段,熱負荷一定時,低壓旁路蒸汽與蓄熱裝置換熱并減溫減壓后向熱用戶供熱,同時減小機組主蒸汽流量,進入汽輪機做功的蒸汽量減少,機組發(fā)電負荷減小,可以得到蓄熱階段的最小發(fā)電負荷。在放熱階段,熱負荷一定時,進入汽輪機做功的蒸汽流量減少,機組發(fā)電負荷減小,可以得到放熱階段的最小發(fā)電負荷。

2.2 效率指標

熱電聯(lián)產(chǎn)機組的熱效率公式為

(1)

式中:η——熱電聯(lián)產(chǎn)機組的熱效率;

P——熱電聯(lián)產(chǎn)機組的發(fā)電功率,kW;

Qh——熱電聯(lián)產(chǎn)機組單位小時的供熱量,kJ/h;

Qtp——熱電聯(lián)產(chǎn)機組單位小時的熱耗,kJ/h。

調(diào)峰時,由于熱電負荷的變化,熱效率也會隨之變化,不同調(diào)峰方案下的變化情況也不相同。但引入蓄熱裝置參與機組調(diào)峰后,存在蓄熱和放熱兩個過程,每個過程的效率不同,式(1)只能反映單一過程的熱效率。因此,引入蓄熱裝置后需要考慮一個蓄放周期內(nèi)的效率,公式為

(2)

式中:ηtp——一個蓄放周期內(nèi)熱電聯(lián)產(chǎn)機組的熱效率;

P1——蓄熱階段機組的發(fā)電功率,kW;

P2——放熱階段機組的發(fā)電功率,kW;

t1——蓄熱運行時間,h;

t2——放熱運行時間,h;

Qh——熱電聯(lián)產(chǎn)機組單位小時的供熱量,kJ/h;

Qtp1——蓄熱階段機組單位小時的熱耗,kJ/h;

Qtp2——放熱階段機組單位小時的熱耗,kJ/h。

當蓄熱運行時間一定時,蓄熱量確定,由于放熱方式不同,因此各方案的放熱時長不同。確定t1后,模擬計算可得不同方案對應的放熱時長t2,兩者合起來為一個當量周期。

無蓄熱的原機組調(diào)峰方案不存在一個蓄放周期,但為了便于比較也定義一個當量周期,即給定熱負荷時,對應的最小發(fā)電負荷運行t1小時,對應的最大發(fā)電負荷運行t2小時,根據(jù)式(2)可確定該調(diào)峰方案一個當量周期的電廠熱效率。

2.3 一個周期內(nèi)的運行收益

在不考慮改造成本的條件下,機組調(diào)峰時運行收益的計算需要考慮發(fā)電收益、供熱收益、調(diào)峰收益和燃煤成本4個方面。對于調(diào)峰收益,不同地區(qū)有不同的規(guī)則,以某電力輔助服務市場運營規(guī)則為例,機組負荷率在50%以下的熱電機組會獲得調(diào)峰補償,以最高補償電價0.15元/kWh計算調(diào)峰收益[21]。

蓄熱過程單位小時的運行收益為

Cc=P1k+(50%Pe-P1)λ+Qhj-Fi

(3)

式中:CC——蓄熱過程單位小時的運行收益,元/h;

k——上網(wǎng)電價,元/kWh;

Pe——機組額定功率,kW;

λ——補償電價,元/kWh;

j——供熱價格,元/GJ;

F——機組單位小時的煤耗量,t/h;

i——煤價,元/t。

放熱過程單位小時的運行收益Cf為

Cf=P2k+Qhj-Fi

(4)

一個蓄放周期的運行收益C為

C=Cct1+Cft2

(5)

與熱效率的計算相同,無蓄熱的原機組調(diào)峰方案運行收益也按一個當量周期計算。

3 結(jié)果和討論

3.1 各方案的調(diào)峰范圍

各調(diào)峰方案的調(diào)峰范圍如圖4所示。

圖4 各調(diào)峰方案下的調(diào)峰范圍

原機組調(diào)峰方案(方案1)的調(diào)峰范圍如圖4中區(qū)域ABCD所示。AB為原機組隨供熱量變化的最大負荷曲線;最小發(fā)電負荷時采用第3級回熱抽汽供熱,DC為機組隨供熱量變化的最小負荷曲線。最大供熱負荷條件下,方案1的調(diào)峰范圍為303.25～236.38 MW。

抽汽蓄熱調(diào)峰方案(方案2)的調(diào)峰范圍如圖4中區(qū)域EFC2D所示。抽汽蓄熱調(diào)峰方案的最大發(fā)電負荷小于原機組調(diào)峰方案,最大負荷線為EF;DC2為最小發(fā)電負荷曲線;在最大供熱負荷條件下,方案2的調(diào)峰范圍為293.30～116.46 MW。

旁路-蓄熱調(diào)峰方案(方案3)的調(diào)峰范圍如圖4中區(qū)域ABC1D1D所示。最大發(fā)電負荷與原機組調(diào)峰方案相同,最大發(fā)電負荷曲線為AB;DD1為蓄熱階段隨供熱量變化的鍋爐最低穩(wěn)燃負荷線,D1C1為蓄熱階段最小發(fā)電負荷曲線;DD2為放熱階段隨供熱量變化的鍋爐最低穩(wěn)燃負荷線,D2C1為放熱階段最小發(fā)電負荷曲線;在最大供熱負荷條件下,方案3的調(diào)峰范圍為303.25～127.50 MW。

與方案1相比,方案2和方案3均增大了機組的調(diào)峰范圍。方案2在放熱階段以純凝工況運行,可以達到較低的發(fā)電負荷。方案3在一個蓄放周期中可以實現(xiàn)連續(xù)降負荷調(diào)峰,蓄熱過程中從低壓旁路蒸汽即再熱蒸汽中抽取供熱蒸汽,放熱過程中從冷再熱蒸汽中抽取供熱蒸汽,蓄熱和放熱過程中進入汽輪機做功的蒸汽量均不變。因此,在蓄熱和放熱階段機組可以達到的最小發(fā)電負荷相近,蓄熱階段的最小發(fā)電負荷略小于放熱階段。

3.2 熱效率

各調(diào)峰方案下機組的熱效率如圖5所示。

圖5 各調(diào)峰方案下的機組熱效率

由圖5(a)可以看出，在升負荷調(diào)峰運行階段,方案1與方案3的熱效率相同,方案2的熱效率最低。這是因為:方案1和方案3在升負荷調(diào)峰運行階段的運行方式相同,因此機組熱效率也相同;方案2在蓄熱階段抽取部分高參數(shù)蒸汽進行蓄熱,在供熱負荷不變的條件下,機組的發(fā)電負荷有所減少,使得熱效率低于其他方案。

由圖5(b)可以看出，在降負荷調(diào)峰運行階段,方案2的熱效率最高,方案3(放熱階段)的熱效率其次,方案3(蓄熱階段)的熱效率較低,方案1的熱效率最低。在降負荷調(diào)峰運行階段機組為純凝工況,方案2能夠以較低的發(fā)電負荷運行,同時該方案在這一階段放熱運行,蓄熱裝置放出額外的熱量用于加熱給水供熱,機組的煤耗沒有因此增加,使得機組的熱效率進一步提高。方案3的熱效率在蓄熱和放熱兩個階段變動較小,是因為方案3在兩個階段均為降負荷調(diào)峰運行;而放熱階段的熱效率高于蓄熱階段,是因為在放熱階段蓄熱裝置向系統(tǒng)放出熱量而不增加機組煤耗,提高了機組的熱效率。

由圖5(c)可以看出,在一個蓄放周期內(nèi),方案3的熱效率高于方案2。在蓄熱階段,方案2的機組熱效率與方案3相差不大,放熱階段機組的熱效率非常高;但在一個蓄放周期內(nèi),方案2的熱效率小于方案3,是因為當蓄熱時長相同時,方案2的放熱時長較短。

3.3 運行收益

以電價0.36 元/kWh、熱價 40 元/GJ、煤價 700 元/t為標準，計算一個蓄放周期內(nèi)不同方案的運行收益如圖6所示。

圖6 一個蓄放周期內(nèi)不同方案的機組運行收益

以方案2的周期時長1.24 h為一個當量周期,計算沒有蓄熱裝置的方案1的運行收益,如圖6(a)所示。由圖6(a)可以看出,在額定熱負荷下,方案2在一個蓄放周期內(nèi)的運行收益更高。在蓄熱階段,方案1為降負荷調(diào)峰運行,方案2為升負荷調(diào)峰運行,因此在這一階段方案2的售電收益高于方案1。

以方案3的周期時長1.67 h為一個當量周期,計算沒有蓄熱裝置的方案1的運行收益,如圖6(b)所示。由圖6(b)可以看出,在額定熱負荷下,方案1在一個周期內(nèi)的運行收益更高。方案1在蓄熱階段為降負荷調(diào)峰運行,在放熱階段為升負荷調(diào)峰運行,發(fā)電負荷大,售電收益更高;而方案3在蓄熱和放熱階段均為降負荷調(diào)峰運行,發(fā)電負荷較低,售電收益低。

對比方案2和方案3在同一個蓄放周期的運行收益,結(jié)果如圖6(c)所示。由圖6(c)可以看出,在額定熱負荷下,方案3在一個蓄放周期內(nèi)的運行收益更高。當供熱負荷為零時,機組以純凝工況運行,兩個方案的降負荷調(diào)峰運行收益相同,升負荷調(diào)峰運行收益也相同。但由于每個方案的周期時長不同,故一個蓄放周期內(nèi)的運行收益也不同。

4 結(jié) 論

本文以某 350 MW工業(yè)供熱抽汽式汽輪機組為例,在系統(tǒng)中引入蓄熱裝置并與低壓旁路系統(tǒng)結(jié)合,將旁路蒸汽的高溫熱量存儲于蓄熱系統(tǒng),利用降溫后的旁路蒸汽向熱用戶供熱,擬定了可以蓄放雙向調(diào)峰的旁路-蓄熱調(diào)峰方案。在最大供熱負荷條件下,與原機組的調(diào)峰方案和抽汽蓄熱調(diào)峰方案進行了比較,可得出以下結(jié)論。

(1)由于工業(yè)供熱的蒸汽參數(shù)要求較高,所以原機組調(diào)峰方案的調(diào)峰范圍很小,抽汽蓄熱調(diào)峰方案和旁路-蓄熱調(diào)峰方案均增大了機組的調(diào)峰范圍,旁路-蓄熱調(diào)峰方案的調(diào)峰范圍最大。在最大供熱負荷條件下,旁路-蓄熱調(diào)峰方案的最小發(fā)電負荷可達到127.5 MW,最大發(fā)電負荷可達到303.25 MW。

(2)熱效率方面,在升負荷調(diào)峰運行階段,原機組調(diào)峰方案和旁路-蓄熱調(diào)峰方案的熱效率最高;在降負荷調(diào)峰運行階段,抽汽蓄熱調(diào)峰方案的熱效率最高;在一個蓄放周期內(nèi),旁路-蓄熱調(diào)峰方案的熱效率最高,僅考慮改造后機組的運行收益,旁路-蓄熱調(diào)峰方案的運行收益最高。