郑晓伟, 冯伟忠

(1.上海电力大学,上海 200090; 2.上海申能电力科技有限公司,上海 200137)

我国的自然资源禀赋是“富煤、少油、缺气”,煤炭长期处于我国一次能源消耗量的首位[1],并在未来很长一段时间内都将是我国的主力能源[2]。但是,粗放式地利用煤炭,是我国这些年来大气污染的主要原因,也是最大的二氧化碳排放源。因此,如何清洁高效地利用煤炭资源,成为亟待解决的一个重大问题[3]。

热电联供不仅能满足社会供热供暖的需求,而且能降低社会散烧煤比例,大大降低总体污染物的排放强度[4];并且热电联供可大幅提高燃煤机组效率,节能环保。超超临界机组因其容量大、参数高,容易满足各种供热需求。超超临界机组进行热电联供,电热比大于超临界和亚临界机组,所以超超临界大机组热电联供具有先天优势[5]。

由于我国煤电占比过大,为给光伏、风电、水电等清洁能源提供消纳空间,目前即使是热电联供机组,也常会低负荷运行。

1 现有大型火电机组热电联供方案

对于低参数供热(供暖)需求,大型火电机组热电联供通常采用中低压联通管抽汽式供热方案(以下简称“常规方案”),具体如图1所示。该方案既可以满足低参数、大流量的供热需求,又因其电热比高,所以成本较低,投资回收期较短。

图1 常规方案热电联供示意

该方案由中低压联通管上的三通引出抽汽,并且在中低压联通管上和供热抽汽管道上配置调节阀V1和V2,通过调节两个阀门达到稳定的供热压力。当中低压联通管压力大于供热压力需求时,调节阀V2,同时将调节阀V1全开,减压减温后对热用户供热;当中低压联通管压力小于供热压力需求时,调节中低压联通管上调节阀V1,同时将调节阀V2全开,使其压力增大至热用户所需压力参数,减温后对热用户供热[6]。

2 现有热电联供方案存在的问题及分析

虽然常规方案在凝汽式机组的热电联供领域被广泛应用,但此方案本身仍存在着不少问题。本文从节流损失、回热效率损失及余速损失方面进行理论分析。

2.1 节流损失

超超临界机组THA工况的中压缸排汽压力较多采用0.6～1.0 MPa(a);而低压供热蒸汽压力需求一般为0.4～0.6 MPa(a)。此方案虽在热耗率验收(Turbine Heat Acceptance,THA)工况下,供热完全能满足低压热用户需求,但是当电负荷降低时,供热抽汽压力随着电负荷同步降低,在中低压联通管处进行大流量供热时,将大大减少进入低压缸的蒸汽流量。由弗留格尔公式可知,缸前压力随着低压缸内通流量的减少而降低。此时,需通过调节联通管上的调节阀V1的开度进行节流,使V1阀前压力上升,直至满足供热需求。调节V1阀开度进行节流,是一个等焓熵增的过程[7],此时低压缸蒸汽膨胀线如图2所示。图2中:h为焓;s为熵;p0为未节流时V1阀后压力;pc为低压缸排汽压力;Δp为节流前后V1阀后压力差值;Δh为节流前后低压缸排汽焓值差值。

图2 阀门调节时低压缸蒸汽膨胀线

由图2可以明显看出,当调节阀V1关小节流时,虽然阀门前后焓值相等,但其熵值却相应增加,从而导致蒸汽膨胀线整体向右移动。由于排汽压力不变,等压线为有斜率的直线,蒸汽膨胀线的右移引起其做功能力的损失,这就是阀门的节流损失。

单位工质的节流损失随电热负荷变化的全微分表达式为

(1)

(2)

式中:Pgr——热负荷;

Pe——电负荷。

将整个低压缸看作一个级组,由弗留格尔公式可知

(3)

式中:G1,0,G1,1——变工况前后低压缸通流量;

p1,0,p1,1——变工况前后低压缸进口压力;

pc,0,pc,1——变工况前后低压缸排汽压力;

T1,0,T1,1——变工况前后级组前后温度。

由于低压缸末级为真空排汽,pc,0和pc,1都极小,其平方数可忽略;且变工况前后级组前后温度变化不大,可忽略温度的影响。因此,式(3)可以简化为

(4)

当热负荷恒定、电负荷变化时,若忽略汽轮机级组效率和循环效率的影响,则

(5)

式中:Pe,0,Pe,1——变工况前后电负荷。

结合式(1)、式(4)和式(5),可以推出

(6)

式中:Δh1,0,Δh1,1——变工况前后单位工质的节流损失。

当热负荷恒定时,单位工质节流损失与电负荷呈线性关系。同理可得,当电负荷恒定时,单位工质节流损失与热负荷呈线性关系。

因此,常规方案中,通过调节中低压联通管上调节阀V1开度,虽能提升V1阀前压力,但同时也会导致被节流蒸汽的做功能力损失,使汽轮机效率相应降低。

2.2 回热效率损失

火电机组的回热系统中给水加热器给水焓升通常设计为等焓升分配,逐级加热,蒸汽能量梯级利用。常规方案中,电负荷降低时,所有抽汽压力本应一同降低,但由于需调节调节阀V1开度使中压缸排汽处压力保持不变,而低压缸各级抽汽压力仍降低,因此中低压联通管上调节阀V1前后压差增大,导致中压缸排汽压力与低压缸第一级抽汽压力差值变大,中压缸排汽所对应给水回热加热器给水焓升急剧上升,对应抽汽量也相应增加。等效于该级抽汽排挤了低压缸各级抽汽,使得这部分本应在低压缸做功的各级抽汽在中压缸排汽处被提早抽出,抽汽回热系统效率下降,导致机组热经济性降低。

2.3 余速损失

对于一般汽轮发电机组而言,级组效率随着负荷的变化而变化。以C电厂1 050 MW超超临界机组为例,不同负荷工况下高、中、低压缸效率对比如表1所示。由表1可以明显看出,随着机组负荷的逐渐降低,高压缸及中压缸效率变化较小,而低压缸在低负荷区的效率明显下降。

表1 不同负荷工况下高、中、低压缸效率对比 单位：%

图3 动叶出口速度三角形

对于除末级叶片外其余级的叶片,其余速能部分或全部被下一级叶片所利用。高压缸及中压缸的末级叶片排汽的余速也能恢复为压力能,被之后的中压缸及低压缸利用。对于低压缸末级叶片而言,其动叶片出口为凝汽器,蒸汽余速无法被利用而导致余速损失。

因低压缸排汽的余速损失不可避免,现代汽轮机一般在设计工况时,将汽轮机排汽余速损失保持在最小。因此,一旦机组负荷下降,低压缸排汽容积流量也随之降低,排汽余速损失相应上升,在低负荷区这一损失明显上升,低压缸效率显著下降。

常规方案也是如此,因其供热蒸汽在中低压联通管处抽出,并不进入低压缸做功,低压缸排汽容积流量相应降低,排汽余速损失上升,低压缸效率将明显下降;并且当机组处于较低电负荷工况运行时,低压缸排汽容积流量进一步下降,排汽余速损失将相应增加,低压缸效率显著下降。

综上所述,常规方案增加了节流损失、回热效率损失以及余速损失,导致机组热经济性下降。但是此常规方案仍被广泛应用,主要是由于其较高的电热比带来了较大的供热收益,掩盖了方案本身导致的汽轮机效率损失的问题,因此常规方案热电联供仍有进一步升级提效优化的空间。

3 虚拟“切缸”方案

3.1 方案简述

目前汽轮机的设计受制于低压缸末级叶片的长度,如果需要再增加低压缸的排汽面积也就只能通过配置更多的低压缸的方式。当设计更大机组容量或更低背压时,低压缸的数量也必须要相应增加[8]。因此,目前常规600 MW等级以上大型火电机组基本配置有2～3个双流低压缸。

虚拟“切缸”方案的基本原理是通过调节一个或两个低压缸进汽调节阀开度,改变进入不同低压缸的蒸汽流量分配,使得进入调节阀全开或开度较大的对应低压缸蒸汽流量保持相对稳定,以满足供热压力需求。对于配置有2～3个双流低压缸的汽轮发电机组而言,可以通过在每个低压缸进汽支管上设置小调节阀实现虚拟“切缸”方案系统,具体如图4所示。

图4 虚拟“切缸”方案系统示意

需要说明的是,因为低压缸进汽支管上调节阀在关闭的过程中,汽轮机仍在以3 000 r/min的转速正常运行,此时低压缸进汽流量越少,汽轮机通流部分的鼓风现象越严重,尤其是末几级叶片,因其叶片长度较长,线速度也更大,鼓风现象尤为明显。为了防止鼓风导致的升温对叶片强度及凝汽器造成的影响,本文中低压缸冷却汽流按照THA工况低压缸进口流量的10%进行评估。根据2010年上海外高桥第三发电厂快速减负荷(Fast Cut Back,FCB)孤岛运行工况,汽轮机仅在40%THA所对应的厂用电功率运行,其低压缸进口流量远小于10%,长时间运行后低压缸排汽温度并没有明显上升。因此按照THA工况低压缸进口流量的10%进行评估偏保守,叶片强度及凝汽器安全性能得到保障。

3.2 方案分析对比

由简化的弗留格尔公式可知,若进入调节阀全开的低压缸通流量和排汽压力保持不变,其入口压力也将保持不变,即可以维持中压缸排汽压力,从而满足供热负荷及供热参数需求。此方案可部分缓解常规方案热电联供3个方面的问题。

对节流损失而言,常规方案与虚拟“切缸”方案的区别相似于汽轮机调节方式中节流调节与喷嘴调节的区别。常规方案中所有进入低压缸的蒸汽都受到节流作用,而虚拟“切缸”方案只有进入未完全开启调节阀的低压缸蒸汽才受到节流作用。

对回热效率损失而言,常规汽轮机低压缸设计中,每个低压缸设置有2～3级回热抽汽口。对于配置有3个低压缸的超超临界机组,即使虚拟切除一个低压缸后,其余低压缸仍能满足低压回热抽汽的需求。若其余低压缸无法满足全部低压回热抽汽的需求,则虚拟切除抽汽压力等级最低的低压缸,尽量减少对回热系统的影响。因此当其中一个低压缸关小其进汽调节阀,其余低压缸仍能保持正常的蒸汽流量及抽汽压力,不会出现常规方案中中压缸排汽对应的回热加热器抽汽流量突升的问题,从而使得抽汽回热系统中各级回热加热器的给水焓升分配更加合理,蒸汽压力能量梯级利用。相较于常规方案热电联供,虚拟“切缸”方案抽汽回热系统效率更高。

对余速损失而言,与节流损失类似,只有未完全开启调节阀的低压缸排汽余速损失增加,而其余低压缸由于进口压力(流量)稳定,相应的排汽流量也无变化,即其余低压缸的排汽余速损失并未增加。

4 实例计算及分析

4.1 一次再热机组热电联供实例计算及分析

C电厂1 050 MW超超临界汽轮机是由上海汽轮机厂制造的一次中间再热超超临界、五缸六排汽、三背压、凝汽式汽轮机。其75%THA工况的热力参数如表2所示。电厂需要对低压热用户提供800 t/h的蒸汽(供热参数:压力0.4 MPa(a),温度200 ℃)。

表2 C电厂75%THA工况下的热力参数

若直接抽取75%THA工况下的部分低压缸进汽用来供热,根据变工况迭代计算可知,此时供热抽汽压力仅为0.254 MPa(a),无法满足供热需求。

通过对两种热电联供方案计算可知,75%THA工况虚拟“切缸”方案较常规方案,发电机输出功率增加4.77 MW,提升比率为0.61%,虚拟“切缸”方案热电联供经济性更优。

75%THA工况下两种方案的汽轮机汽态膨胀过程线如图5所示。由图5可以看出,两个方案在高压缸及中压缸部分的汽态膨胀过程线差别较小,而低压缸部分区别显著;在调节阀全开对应低压缸蒸汽膨胀线上,常规方案较虚拟“切缸”方案向右明显偏移,低压缸入口处横线就是蒸汽在调节阀中的等焓节流过程;低压缸末级级组效率也有区别,说明虚拟“切缸”方案余速损失较小,可提高机组热经济性。

图5 75%THA工况下两种方案的汽轮机汽态膨胀过程线

4.2 二次再热机组热电联供实例计算及分析

J电厂1 000 MW超超临界汽轮机是由上海汽轮机厂制造的二次中间再热超超临界、单轴、五缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机。电厂需要对低压热用户提供800 t/h的蒸汽(供热参数:压力0.4 MPa(a),温度200 ℃)。

通过对两种热电联供方案计算可知,75%THA工况下虚拟“切缸”方案较常规方案,发电机输出功率增加11.04 MW,提升比率为1.47%,虚拟“切缸”方案热电联供经济性更优。

通过与一次再热机组相对比,该二次再热机组本身中压缸排汽压力较低,且有两个低压缸,所以相同工况下二次再热机组虚拟“切缸”方案的经济性更佳。

5 结 论

(1) 大型火电机组常规方案热电联供,在较低电负荷或较大热负荷时,增加了节流损失、回热效率损失以及余速损失。通过对低压缸进汽节流甚至虚拟“切除”,既能维持供热蒸汽压力,满足热用户需求,又能显著缓解常规方案3个方面的问题,进而提高机组的热经济性。

(2) 通过对一次再热机组及二次再热机组实例进行建模,根据两种热电联供方案的计算结果可知,一次再热机组和二次再热机组虚拟“切缸”方案收益可观,且二次再热机组较一次再热机组收益更佳。