張紅昌, 薛小軍, 徐 鋼, 趙長(zhǎng)存

(1.華北電力大學(xué) 能源動(dòng)力與機(jī)械工程學(xué)院,北京 102206;2.國(guó)網(wǎng)河北省電力有限公司電力科學(xué)研究院,石家莊 050035)

目前,我國(guó)燃煤發(fā)電仍是絕對(duì)主力,2020年火力發(fā)電量為53 302億kW·h,占比達(dá)69%,新能源發(fā)電占比不到10%,與歐美等發(fā)達(dá)國(guó)家仍有較大差距[1]。因此,推動(dòng)能源轉(zhuǎn)型、調(diào)整能源結(jié)構(gòu)、加快開(kāi)發(fā)利用新能源已經(jīng)成為我國(guó)能源發(fā)展的重要戰(zhàn)略。此外,“碳達(dá)峰”、“碳中和”的提出也將進(jìn)一步推動(dòng)風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電等新能源的跨越式發(fā)展[2]。近年來(lái),我國(guó)新能源并網(wǎng)裝機(jī)容量高速增長(zhǎng)。2020年,全年風(fēng)電、太陽(yáng)能新增裝機(jī)分別為72.50 GW和49.38 GW,累計(jì)裝機(jī)容量分別達(dá)281.65 GW和253.56 GW,均位居世界第一[3]。

風(fēng)、光等新能源出力具有間歇性、隨機(jī)性和波動(dòng)性等特點(diǎn),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(yùn)行受到了巨大的挑戰(zhàn)[4]。我國(guó)局部地區(qū)風(fēng)、光等新能源的發(fā)展與系統(tǒng)安全運(yùn)行之間的矛盾愈發(fā)凸顯,棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象在冬季供熱期尤為嚴(yán)重。截至2020年底,我國(guó)并網(wǎng)風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電的總裝機(jī)比例達(dá)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(jī)規(guī)模尚不匹配,這與棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象密切相關(guān)[1-3]。僅2020年,我國(guó)棄風(fēng)、棄光電量分別為166億kW·h和47億kW·h,因此促進(jìn)新能源消納已成為解決我國(guó)未來(lái)能源問(wèn)題的關(guān)鍵[5]。在此背景下,增強(qiáng)火電機(jī)組尤其是大量熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的靈活調(diào)峰能力,對(duì)于促進(jìn)新能源消納意義重大。一般而言,熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組調(diào)峰能力的提升可以通過(guò)增設(shè)熱電解耦設(shè)備來(lái)實(shí)現(xiàn)[6-8],也可以通過(guò)機(jī)組自身供熱系統(tǒng)的改進(jìn)來(lái)實(shí)現(xiàn)[9-11]。常用的熱電解耦設(shè)備包括儲(chǔ)熱罐、電鍋爐和吸收式熱泵等;普遍采用的供熱系統(tǒng)改進(jìn)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?jī)H限于一種改造方式,關(guān)于多種改造方式在統(tǒng)一基準(zhǔn)下的比較相對(duì)較少,而對(duì)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(chǔ)熱罐、增設(shè)電鍋爐和配置吸收式熱泵5種改造方案為研究對(duì)象,結(jié)合實(shí)際電廠數(shù)據(jù),對(duì)各方案進(jìn)行對(duì)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(jī)組熱電解耦改造方案

1.1 案例機(jī)組

北方某熱電廠1號(hào)機(jī)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(jī)。采暖供熱抽汽壓力為0.285±0.055 MPa,單機(jī)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(jī)組共設(shè)有7段回?zé)岢槠?分別供給3臺(tái)高壓加熱器、1臺(tái)除氧器和3臺(tái)低壓加熱器。

以該機(jī)組為例,計(jì)算分析在5種熱電解耦改造方案下熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組運(yùn)行靈活性的效果。采用EBSILON軟件求解能耗模型,以熱耗率驗(yàn)收(THA)工況為基準(zhǔn)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(guò)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(jī)組通常以熱定電方式運(yùn)行,在優(yōu)先滿足供熱需求的同時(shí),低壓缸最小冷卻質(zhì)量流量也受到限制,在保證一定電負(fù)荷的情況下,調(diào)峰能力受限。

低壓缸切缸技術(shù)是在供熱機(jī)組不停機(jī)的狀態(tài)下,通過(guò)改造將絕大部分中壓缸排汽引入熱網(wǎng)加熱器對(duì)外供熱,并增設(shè)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(zhuǎn)子的鼓風(fēng)熱,從而在低負(fù)荷供熱工況下進(jìn)一步降低機(jī)組的最低電負(fù)荷,從而在保證高負(fù)荷供熱的同時(shí)實(shí)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(guān)閉回?zé)嵯到y(tǒng)的低壓加熱器,設(shè)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(fēng)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(jī)組啟停階段的蒸汽以及避免再熱器超溫,絕大多數(shù)機(jī)組設(shè)置了高、低壓蒸汽旁路系統(tǒng),部分機(jī)組配置有大旁路系統(tǒng)[14]。為增強(qiáng)機(jī)組的熱電解耦能力,避免旁路質(zhì)量流量增大時(shí)汽輪機(jī)軸向推力超出限值,采用高低壓兩級(jí)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(guò)高壓缸,可降低機(jī)組出力;采用再熱蒸汽作為供熱的補(bǔ)充汽源時(shí),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(bǔ)償機(jī)組參與深度調(diào)峰時(shí)供熱抽汽不足的部分,以提高機(jī)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(jī)的軸向推力,又能實(shí)現(xiàn)電熱負(fù)荷的靈活性調(diào)節(jié),達(dá)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(jī)組供熱能力增強(qiáng),為避免汽輪機(jī)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(jí)旁路系統(tǒng)設(shè)計(jì)參數(shù)取值如表1所示。

表1 兩級(jí)旁路系統(tǒng)設(shè)計(jì)參數(shù)

1.4 儲(chǔ)熱罐

機(jī)組供熱能力與熱負(fù)荷在時(shí)間尺度上存在一定的差異[6]。儲(chǔ)熱罐利用此差異,在熱負(fù)荷需求較低或因機(jī)組電負(fù)荷過(guò)高、供熱能力存在富余時(shí),將多余的熱量?jī)?chǔ)存;在熱負(fù)荷需求較高、電負(fù)荷需求降低導(dǎo)致無(wú)法滿足供熱需求甚至某小段時(shí)間機(jī)組停機(jī)時(shí),啟動(dòng)儲(chǔ)熱罐來(lái)補(bǔ)充機(jī)組供熱能力不足的部分,降低供熱強(qiáng)迫出力,且不影響對(duì)外供熱,達(dá)到移峰填谷的作用,實(shí)現(xiàn)熱電解耦[16]。解耦時(shí)間的長(zhǎng)短取決于儲(chǔ)熱罐的儲(chǔ)熱能力。儲(chǔ)熱罐改造方案如圖4所示。儲(chǔ)熱罐的最大放熱功率取值為其高熱負(fù)荷與機(jī)組在最小功率點(diǎn)熱出力的差值[17]。將機(jī)組85%的額定抽汽量對(duì)應(yīng)的供熱負(fù)荷(324.8 MW)定為高熱負(fù)荷,最小功率點(diǎn)的熱出力為101.2 MW,因此儲(chǔ)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(chǔ)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(shè)備,目前常用的是直熱式電鍋爐。如圖5所示,在棄風(fēng)、棄光時(shí)段,可啟動(dòng)電鍋爐以消耗熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的發(fā)電量,降低以熱定電導(dǎo)致的強(qiáng)迫出力,同時(shí)也可對(duì)外供熱,補(bǔ)充熱網(wǎng)所需熱量[18]。在此過(guò)程中,不僅熱用戶的用熱需求得到了滿足,還實(shí)現(xiàn)了熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)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(jìn)了新能源的消納[19]。從整個(gè)電力系統(tǒng)角度來(lái)看,該方案相當(dāng)于利用棄風(fēng)、棄光時(shí)段浪費(fèi)的電力供熱,可以有效促進(jìn)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(fù)荷下整體電輸出為0 MW的容量[17]。取電熱轉(zhuǎn)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?zé)嵩打?qū)動(dòng),從而實(shí)現(xiàn)熱量從低溫?zé)嵩聪蚋邷責(zé)嵩磦鬟f的裝置。吸收式熱泵可以有效利用供熱機(jī)組運(yùn)行過(guò)程產(chǎn)生的冷卻水余熱,進(jìn)而提高熱能利用率,同時(shí)可以在供熱量不變的情況下減小機(jī)組抽汽量,降低機(jī)組最低發(fā)電功率,從而提高機(jī)組的調(diào)峰深度,達(dá)到機(jī)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(jī)中壓缸排汽為高溫驅(qū)動(dòng)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?zé)嵩催M(jìn)入蒸發(fā)器,高溫蒸汽進(jìn)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(jìn)入吸收器,與來(lái)自蒸發(fā)器的低溫水蒸氣混合稀釋放熱,對(duì)熱網(wǎng)水進(jìn)行加熱;同時(shí),稀溶液蒸發(fā)汽化出的水蒸氣進(jìn)入冷凝器,對(duì)熱網(wǎng)水再次加熱;熱網(wǎng)水經(jīng)吸收式熱泵升溫后再進(jìn)入熱網(wǎng)加熱器進(jìn)一步進(jìn)行升溫,其達(dá)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(jī)組電功率、熱功率、熱泵性能和經(jīng)濟(jì)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(jī)組電熱特性的可行域和熱電解耦性能2個(gè)指標(biāo)來(lái)評(píng)價(jià)機(jī)組各改造方案的調(diào)峰特性。將機(jī)組安全運(yùn)行可行域定義為熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組電負(fù)荷與熱負(fù)荷之間的耦合關(guān)系,可行域范圍越大,機(jī)組的安全運(yùn)行范圍越大,則機(jī)組的調(diào)節(jié)運(yùn)行更加靈活。將熱電解耦性能定義為在機(jī)組發(fā)電負(fù)荷一定的情況下,供熱負(fù)荷的可調(diào)范圍代表機(jī)組的供熱解耦能力;在機(jī)組供熱負(fù)荷一定的情況下,發(fā)電負(fù)荷的可調(diào)范圍代表機(jī)組的發(fā)電解耦能力。

2.1 熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組安全運(yùn)行可行域

采用發(fā)電功率和對(duì)外供熱量來(lái)表征機(jī)組的運(yùn)行可行域,為保證供熱機(jī)組安全穩(wěn)定運(yùn)行,其運(yùn)行可行域的計(jì)算要滿足以下條件:(1) 鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量和汽輪機(jī)最大進(jìn)汽量不超過(guò)限定值;(2) 保證機(jī)組負(fù)荷不低于鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷;(3) 汽輪機(jī)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(dá)到供熱要求。

機(jī)組最大連續(xù)運(yùn)行工況對(duì)應(yīng)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(fù)荷系數(shù)隨煤種變化略有不同,取額定負(fù)荷的35%為鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷。機(jī)組改造前的安全運(yùn)行可行域如圖7所示。其中,AB為鍋爐最大蒸發(fā)量負(fù)荷線,BC為滿足最大供熱量的負(fù)荷線,CD為低壓缸最小冷卻質(zhì)量流量負(fù)荷線,DE為鍋爐最低穩(wěn)燃負(fù)荷線。

圖7 熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組安全運(yùn)行可行域

熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組經(jīng)熱電解耦改造后,安全運(yùn)行可行域的變化如圖8所示。由圖8(b)可知,機(jī)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(jī)組未切缸狀態(tài)的可行域,與原機(jī)組范圍相同;線段B1D1為機(jī)組低壓缸切缸后以高背壓運(yùn)行時(shí)的電熱負(fù)荷曲線。低壓缸切缸后,電熱負(fù)荷完全耦合,供熱能力增強(qiáng),熱負(fù)荷變化范圍為167.9～553.7 MW;機(jī)組最低發(fā)電負(fù)荷降低,由93.3 MW降為78.6 MW。

(a) 原機(jī)組

機(jī)組經(jīng)兩級(jí)旁路改造后,安全運(yùn)行可行域變?yōu)锳B2D2E。與傳統(tǒng)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組相比,安全運(yùn)行可行域范圍變大,機(jī)組的最大供熱能力顯著增強(qiáng),由431.1 MW增大為684.6 MW,最大供熱能力增幅達(dá)到253.5 MW;機(jī)組最低發(fā)電負(fù)荷由D點(diǎn)的93.3 MW降為D2點(diǎn)的49.8 MW,這是因?yàn)閮杉?jí)旁路系統(tǒng)投入運(yùn)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(jī)組配置儲(chǔ)熱罐后,其安全運(yùn)行可行域?yàn)锳A3B3C3D3DE3,相比于原供熱機(jī)組,可行域增加。儲(chǔ)熱罐參與供熱后,其可行域右移,供熱能力明顯提高,機(jī)組最大供熱能力由431.1 MW增至652.8 MW;由于增加儲(chǔ)熱罐并未影響原機(jī)組的鍋爐最大蒸發(fā)量、汽輪機(jī)最大進(jìn)汽量、鍋爐低負(fù)荷穩(wěn)燃工況以及低壓缸最小冷卻質(zhì)量流量,因此機(jī)組最低發(fā)電負(fù)荷不變。

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

機(jī)組增加吸收式熱泵后,安全運(yùn)行可行域變?yōu)锳PB5C5QFDE。與傳統(tǒng)熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組相比,改造后可行域范圍變大,與配置儲(chǔ)熱罐類似,其可行域也向右移動(dòng),供熱能力增強(qiáng),機(jī)組最大供熱能力由431.1 MW增至561.4 MW;機(jī)組最低發(fā)電負(fù)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(jī)組各改造方案的安全運(yùn)行可行域可得到機(jī)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(fù)荷的變化

由圖9可知,各改造方案投入運(yùn)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(qiáng)。在增設(shè)電鍋爐和兩級(jí)旁路的改造方案下,發(fā)電負(fù)荷低于256.3 MW時(shí)機(jī)組的供熱解耦能力增強(qiáng)。其中,在低發(fā)電負(fù)荷下,增設(shè)電鍋爐改造方案的供熱解耦能力最強(qiáng)。增加吸收式熱泵和配置儲(chǔ)熱罐的改造方案幾乎覆蓋機(jī)組正常運(yùn)行的全負(fù)荷段,其供熱解耦能力均增強(qiáng)。其中,配置儲(chǔ)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(yùn)行后,電熱負(fù)荷完全耦合,因此其供熱解耦能力為0 MW;未投入切缸時(shí),其供熱解耦能力與原機(jī)組相同。

由圖10可知,各改造方案投入運(yùn)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(jī)組運(yùn)行的全供熱負(fù)荷段內(nèi),增設(shè)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(jí)旁路、吸收式熱泵和儲(chǔ)熱罐改造方案的發(fā)電解耦能力僅在供熱負(fù)荷大于101.2 MW時(shí)明顯提高,其中兩級(jí)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(yùn)行后,電熱負(fù)荷完全耦合,其發(fā)電解耦能力為0 MW;未投入切缸時(shí),其發(fā)電解耦能力與原供熱機(jī)組相同。

3 能耗特性

3.1 能耗分析方法

熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組總供熱量包括中排抽汽供熱量和各改造方案投入運(yùn)行時(shí)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(yùn)行提供的供熱量。

機(jī)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(jī)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(guò)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(shí)算法[5]。作者基于Paxos進(jìn)行了改進(jìn)，使之更容易理解。它與Paxos相當(dāng)，對(duì)構(gòu)建實(shí)際系統(tǒng)起了促進(jìn)作用。目前百度公開(kāi)了Raft開(kāi)源實(shí)現(xiàn)代碼。

標(biāo)準(zhǔn)煤耗量為:

(3)

式中:Bi為機(jī)組標(biāo)準(zhǔn)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(jìn)行計(jì)算,以保證熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組發(fā)電功率、總供熱量及各改造方案投入運(yùn)行時(shí)提供的供熱量均相同。根據(jù)各改造方案的安全運(yùn)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(jì)算工況的電熱負(fù)荷如圖11中點(diǎn)A所示。在此工況下,機(jī)組的電、熱負(fù)荷分別為192.08 MW和458.96 MW,這是所有改造方案均可以達(dá)到的工況點(diǎn)。

圖11 能耗計(jì)算工況下的電熱負(fù)荷

能耗計(jì)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(lái)自常規(guī)中排抽汽,而其余127.4 MW的供熱量則來(lái)自各改造方案所提供的額外供熱量。

表2 能耗計(jì)算的工況參數(shù)

3.2 標(biāo)準(zhǔn)煤耗量

熱電解耦改造方案下機(jī)組標(biāo)準(zhǔn)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(shí),不同改造方案所對(duì)應(yīng)的機(jī)組煤耗量有較大差距。機(jī)組標(biāo)準(zhǔn)煤耗量由高到低分別為電鍋爐、兩級(jí)旁路、低壓缸切缸、儲(chǔ)熱罐和吸收式熱泵,標(biāo)準(zhǔn)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(jī)組標(biāo)準(zhǔn)煤耗量

在低壓缸切缸改造方案中,低壓缸切缸運(yùn)行時(shí)機(jī)組的最大供熱量比原機(jī)組增加127.4 MW,其供熱量增幅所對(duì)應(yīng)的汽源與抽汽供熱汽源相同,均來(lái)自于中壓缸排汽。此時(shí),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(duì)應(yīng)機(jī)組標(biāo)準(zhǔn)煤耗量為91.94 t/h。

在兩級(jí)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(yīng)的機(jī)組標(biāo)準(zhǔn)煤耗量為104.23 t/h。兩級(jí)旁路方案本質(zhì)上是利用鍋爐空閑容量進(jìn)行無(wú)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(guò)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(shí),由電鍋爐提供的127.4 MW供熱量來(lái)自機(jī)組發(fā)電量再制熱,其能量轉(zhuǎn)化路徑最長(zhǎng)、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?zé)峁┡?故電鍋爐改造方案的能耗水平最差,對(duì)應(yīng)的總標(biāo)準(zhǔn)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(dòng)熱泵制熱,其COP達(dá)1.68,即供熱量為127.4 MW時(shí)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(yīng)的機(jī)組標(biāo)準(zhǔn)煤耗量?jī)H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(jī)組能耗最低。

4 結(jié) 論

(1) 5種熱電解耦改造方案均可使熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的安全運(yùn)行可行域范圍變大。相較于原供熱機(jī)組,兩級(jí)旁路改造方案下機(jī)組最大供熱能力增幅最大,達(dá)到253.5 MW;當(dāng)機(jī)組供熱負(fù)荷為400 MW時(shí),各改造方案下調(diào)峰能力由強(qiáng)到弱分別為電鍋爐>兩級(jí)旁路>儲(chǔ)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(fù)荷較低時(shí),增設(shè)電鍋爐改造方案的供熱解耦能力最強(qiáng);在幾乎覆蓋機(jī)組正常運(yùn)行的全負(fù)荷段內(nèi),增加吸收式熱泵和配置儲(chǔ)熱罐改造方案的供熱解耦能力均增強(qiáng);在機(jī)組運(yùn)行的全供熱負(fù)荷段內(nèi),增設(shè)電鍋爐改造方案的發(fā)電解耦能力顯著提高;兩級(jí)旁路、吸收式熱泵和儲(chǔ)熱罐改造方案的發(fā)電解耦能力僅在供熱負(fù)荷大于101.2 MW時(shí)明顯提高。

(3) 相同條件下各改造方案的機(jī)組標(biāo)準(zhǔn)煤耗量由高到低分別為電鍋爐、兩級(jí)旁路、低壓缸切缸、儲(chǔ)熱罐和吸收式熱泵。兩級(jí)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(jià)巨大。因此,在進(jìn)行機(jī)組靈活性改造時(shí),除了要考慮其熱電解耦性能,也應(yīng)關(guān)注能耗性能。