田 亮， 汪 可

(华北电力大学 控制与计算机工程学院，河北 保定 071003)

0 引 言

随着我国“3060”双碳目标的提出,2021年国内清洁能源发电装机容量的比例上升至47%,首次超过了燃煤机组容量[1],但是风力、光伏等新能源发电大规模并网带来的随机性和不可靠性给电力系统的稳定带来严峻挑战,众多燃煤电厂需要优先提升机组灵活性以支撑未来电网接入更高比例的清洁能源[2]。相比纯凝机组,供热机组由于“以热定电”导致电负荷调节区间不足,在我国北方地区冬季采暖期内严重挤占清洁能源发电量[2],所以供热机组是火电机组灵活性改造的重点对象[3]。

供热机组的灵活性改造方案主要包括低压缸零出力改造、高低旁路抽汽改造和加装电锅炉等[4]。其中,低压缸零出力的投资小、收益高,通常是机组灵活性改造的首选方案,然后在此基础上选择高低旁路抽汽改造或加装电锅炉以进一步提升灵活性;高低旁路抽汽供热能在不影响锅炉和汽机稳定的前提下提升机组灵活性,但是高压旁路抽汽的大压降会导致阀门振动、啸叫,同时可靠性差,阀门成本高;电锅炉技术成熟,具备高可靠性、高灵活性的特点,可大幅降低机组电出力,缺点是占地面积较大,需要额外场地来布置设备。对电厂来说,分析并对比高低旁和电锅炉耦合低压缸零出力运行的经济性和灵活性是当前面临的重要问题。

一般认为,电锅炉供热的经济性低于其它灵活性改造方案[5,6],但是在低压缸零出力条件下启动电锅炉,其经济性是否会因为机组运行方式的改变而提高,目前的文献鲜有探究这个问题。在关于机组灵活性改造方案经济性和灵活性的研究中,张猛等利用变工况热力计算得出某350 MW供热机组切缸运行的热经济性参数[7];戈志华等通过分析某330 MW低压缸零出力机组模型的供热能力和能量利用情况,认为该技术显著提升了机组的灵活性[8];王占洲等基于多个供热机组数学模型分析了高低旁路抽汽结合中间抽汽供热的热电解耦效果和旁路的抽汽、减温水流量匹配关系,认为通过灵活切换高低旁路抽汽和中间抽汽等供热模式有利于增大机组供热的和风电消纳能力[9]。

本文首先研究了高低旁路和电锅炉耦合低压缸零出力运行的热平衡规律,然后依据某350 MW超临界供热机组的运行数据等热力资料,通过定量计算分析并比较两种方案在经济性和灵活性上的差异,为电厂在供热机组灵活性改造方案的选择中提供详实的数据支撑。

1 电厂概况

该电厂现有2台350 MW超临界供热机组,为YC350-24.2/0.4/566/566型双缸双排汽、直接空冷、抽汽凝汽式汽轮机,机组回热系统共设置有8段抽汽,分别对应3个高压加热器、1个除氧器和4个低压加热器。单台机组额定供热工况采暖抽汽量400 t/h,取自中压缸排气,等效热负荷990 GJ/h;额定工业抽汽量80 t/h,取自3段或4段抽汽,蒸汽压力范围在0.8～2.2 MPa之间;深调峰模式纯凝工况下电出力最低降至140 MW。机组抽汽供热系统如图1所示,汽轮机纯凝工况下部分额定参数如表1所示。

图1 机组抽汽供热系统图Fig.1 Diagram of unit extraction steam heating system

电厂目前负担多个区域共800多万m2的供热面积,折合热负荷1 580 GJ/h。两台机组均经过低压缸零出力改造,由于电厂计划进一步扩大供热面积,且希望在满足供热的同时参与深调峰,因此在其中一台机组上再次进行了高低旁路抽汽改造[10],以高低旁路抽汽耦合低压缸零出力模式来供热,高旁抽汽量设计值为20%BMCR;同时,电厂内并联安装了10台10 MW的电锅炉,能够实现对电锅炉功率无级调节。

2 灵活性改造方案

2.1 电锅炉

电锅炉通常以水为加热介质,依靠电磁感应产生的涡流或者直接插入水中的电极来加热,把机组的发出的电能直接转化为热能。电锅炉从设备差异上可分为蓄热式和直热式,区别在于前者带有储热装置,能在非弃风弃光段储存热能,然后在弃风弃光段机组降低电出力时补充供热缺口,因此具有更强的热电解耦能力[6,11]。如果电厂的热负荷相比需求过剩,就可以选择蓄热式电锅炉,这样在一定程度上增加了机组的调峰能力。否则考虑成本选择直热式电锅炉更为合适。配置有电锅炉的热电厂供热结构如图2所示。

图2 配置电锅炉的供热结构示意图Fig.2 Heat supply structure diagram with electric boiler

2.2 高低旁路抽汽

一般来说,过热蒸汽压力大焓值高,适合进入汽轮机做功,所以理论上只抽再热蒸汽去补充供热的效率最高,但是如果单独抽走过多的再热蒸汽,会大幅减小汽轮机的后级进汽,使得高、中压缸推力失衡,并且引起缸体胀差过大、汽机叶片振动的问题,以及影响回热抽汽系统的效率。因此考虑到机组的安全运行,可以同时从高压旁路抽走适量的过热蒸汽一同供热以降低事故风险,这样也进一步增大了机组的供热蒸汽量。典型的高低旁路抽汽的热力系统结构如图3所示。

图3 高低旁路抽汽原则性热力系统结构示意图Fig.3 Schematic diagram of the thermal system structure of HP-LP bypass steam extraction

在高旁供热蒸汽调节阀的控制下,一部分过热蒸汽通过主蒸汽管道上的打孔进入高压旁路并被减温减压至3～5 MPa,高旁减温水取自于锅炉给水。减温减压后的高旁供热蒸汽与高压缸排汽一同进入再热器。最终从再热器热端管道抽出蒸汽进入低压旁路,再次减温减压至0.4～0.5 MPa满足供热要求,低旁减温水取自给水泵中间抽头。为了保证机组汽水循环的稳定,低旁抽汽量应该等于高旁抽汽量和高旁减温水流量之和。

3 热平衡计算与实例验证

3.1 抽汽压力的确定

计算以负荷相近的工况作为基准工况,汽轮机进汽流量变动幅度不大,所以可用弗留格尔公式来描述缸内蒸汽压力和流量间的数学关系,考虑到实际物理环境下的气体膨胀和理想状况存在一定差别,因此结合蒸汽湿度改进弗留格尔公式的精度[12],改进后的公式如下所示:

(1)

式中:Dj代表级内蒸汽流量,t/h;Tj代表级内蒸汽温度,℃;pj代表级前压力,pjc代表级后压力,MPa;Ma代表级前蒸汽湿度,%;下角标0代表基准工况,1代表变工况。

3.2 各抽汽比焓的计算

为了降低变工况的计算量并保证计算精度,通常将汽轮机内每相邻的两个抽气孔间通流面积相等的做功级视作一个级组,级组内的蒸汽膨胀规律类似单个级。当流量发生变化,中间级组的蒸汽膨胀曲线发生平行移动,因此其相对内效率视作不变,而调节级和末级受工况变动影响很大[14],根据电厂热力资料数据拟合出调节级和末级的“主蒸汽流量-相对内效率”线性化公式,代入计算。级组相对内效率ηj计算公式如下所示:

(2)

依据计算出的级组相对内效率,可以求得变工况后级组末级比焓,也就是抽气比焓。计算公式如下所示:

hj11=hj01-(hj01-hj11′)ηj

(3)

3.3 加热器及除氧器平衡

机组进入低压缸零出力状态后,低压缸进汽调节蝶阀关闭,中压缸排汽基本被用于供热。在低压缸进汽旁路调节阀的控制下有10～20 t的冷却蒸汽进入低压缸,以降低鼓风现象并带走低压缸空转产生的热量,此时6～8号低加停止抽汽且关闭疏水,只有凝结水通过。

该机组的高加与低加均为表面式加热器,其热平衡原理相同。假定变工况前后加热器的上、下端差始终处于设计值不变动,接着依据抽汽压力确定加热器饱和水温度,继而可以求出加热器各个进出口的温度和比焓。对于高压、低压加热器,存在着以下的热平衡方程:

(4)

式中:Dj、Ds,j-1、Dfw分别为本级抽汽流量、上级疏水流量、给水流量,t/h;hj、hs,j、hs,j-1、hw,j、hw,j-1分别为本级抽汽比焓、本级疏水比焓、上级疏水比焓、本级给水入口比焓、上级给水入口比焓,kJ/kg。

当机组在高低旁耦合低压缸零出力运行时,由于旁路减温水和供热回水的加入,除氧器热平衡状态与纯凝工况相比也发生变化,对该状态下的除氧器有着以下的热平衡方程:

(5)

3.4 机组经济性指标计算

现阶段常用煤耗和热耗来核算机组发电成本,对于负担供热的燃煤机组,因为电和热的能量品质存在差异,不同能耗分摊方案会影响核算结果的合理性与公平性,所以催生出以热量法为代表的“好处归电”式和以实际焓降法为代表的 “好处归热”式等方法。由于本文在相同电、热负荷下对比能源消耗情况,无需因为电、热比例变化考虑能耗分摊问题,所以将锅炉在单位时间内的总耗煤量作为指标,能够简单直观地对比两种灵活性改造方案最终的能耗成本。计算方法为蒸汽的总吸热量除以标准煤的低位发热量并考虑锅炉效率,公式如下所示:

(6)

式中:G为锅炉每小时耗煤量,t/h;D0、Dzr分别为主蒸汽流量、再热流量,t/h;h0、hfw、hzr、hgp分别为主蒸汽比焓、给水比焓、再热蒸汽比焓、高压缸排汽比焓,kJ/kg;Qnet,ar为标准煤的低位发热量,kJ/kg;ηb为锅炉效率,计算中取94%。

3.5 验证分析

首先基于前文的热平衡规律和方程,以MATLAB为平台编写变工况迭代计算程序,将过热蒸汽流量作为迭代值,迭代误差设置在1%以内;然后在编写的MATLAB程序中输入热平衡资料上额定供热工况的过热蒸汽参数、供热抽汽流量和加热器端差等作为初始数据,迭代计算该工况的抽汽流量和发电负荷,来验证变工况计算方法的准确性。各计算值与设计值的对比如表2所示。

表2 额定供热工况验证计算结果

由表2可见,除了三段抽汽计算误差小于3%、八段抽汽因流量太小而导致计算误差达到5%外,其它抽汽流量和低压缸排汽流量计算结果的误差均在2%以内,主蒸汽流量和发电负荷的计算误差在1%以内,满足变工况精度要求。

3.6 计算实例

为了对比高低旁路抽汽和电锅炉分别耦合低压缸零出力的经济性,本文选取三个不同负荷的工况,分别计算在这三种电、热负荷下,机组以两种方案运行的锅炉总耗煤量。考虑电厂经济效益,依据国家能源局2020年印发的《东北电力辅助服务市场运营规则》所规定的深调峰政策里最高一档补偿的报价标准,电负荷维持在额定功率的40%以下;热负荷在额定抽汽工况的基础上逐步增加,以适应未来供暖面积的扩大。

计算高低旁抽汽耦合低压缸零出力供热(下称方案Ⅰ)时,中排抽汽流量固定在400 t/h,工况一的高旁抽汽量为50 t/h,工况二和工况三增加到100 t/h和150 t/h;在电锅炉耦合低压缸零出力供热(下称方案Ⅱ)的计算中,电锅炉效率取95%[15],最后将过热汽压、过热汽温和再热汽温等均置为机组100%THA额定工况下的设计值,计算目标负荷下机组的汽水参数,其结果如表3和表4所示。

表3 方案Ⅰ下的汽水参数

表4 方案Ⅱ下的汽水参数

根据表3和表4的机组数据,代入公式进一步计算机组热经济性数据,得出两种改造方案的锅炉耗煤量,计算结果如表5所示。

表5 两种改造方案的耗煤量对比

由表5的对比可见,方案Ⅱ的锅炉耗煤量在三个工况中分别只比方案Ⅰ略高0.8%、1.1%、1.5%。通常,在纯凝工况下直接开启电锅炉供热的经济性较差,原因是在热-电-热转换中,发电过程的凝汽器端有余热损失,再消耗电能供热就无法充分利用燃料释放出来的能量。但是在低压缸零出力的条件下,中压缸排汽都用于供热,机组发出来的电几乎没有余热损失,此时电锅炉的经济性大幅提升,最终的热效率和直接用蒸汽供热没有明显差别,所以两种方案在经济性上相当。

4 灵活性对比

4.1 机组电热负荷调节典型工况

深调峰补贴和供热一般是热电厂在冬季的主要收入来源,因此机组最小电出力和最大供热量不仅能够衡量机组灵活性,也是影响电厂盈利的关键参数,特别是在保证供热的情况下,电厂可以通过压低机组电出力以获得尽可能高的收益。本文选取锅炉受限下最小电出力、最大供热以及保热调电3个反映机组灵活性的典型工况,计算并对比两种改造方案运行在这3个工况下的电、热负荷。计算中部分关键参数的约束条件如下:

(1)电锅炉功率约束

PEB,min≤PEB≤min(PEB,max,PE)

(7)

式中:PEB,min、PEB,max分别为电锅炉功率上下限;PEB为电锅炉实际功率;PE为当前机组实际发电功率。

(2)过热蒸汽流量约束

DMSCL≤DSH≤DBMCR

(8)

式中:DSH为实际过热蒸汽流量;DMSCL为锅炉最低稳燃负荷的流量,取40%THA工况下锅炉过热蒸汽流量;DBMCR为锅炉最大连续蒸发量。

(3)高压缸进汽量约束

DHP,min≤DHP≤DHP,max

(9)

式中:DHP为高压缸实际进汽流量;DHP,min、DHP,max分别为高压缸最小、最大进汽流量,前者依据该电厂的安全运行手册取THA工况下对应流量值的20%,后者取VWO工况下对应的流量值。

(4)高压旁路抽汽量约束

(10)

式中:DHBA为高压旁路实际抽汽量;DHBA,min、DHBA,max分别为高压旁路抽汽最小、最大设计容量。

在上述约束条件下,两种方案下典型工况的计算结果如表6所示。

表6 两种方案下典型工况的电、热负荷

机组运行在最小电出力工况下时,方案Ⅱ可以将机组实际上网的电负荷压低至零,说明耦合电锅炉运行的电出力调节下限低于耦合高低旁路抽汽;在保证额定供热和机组稳定的条件下,方案Ⅰ和方案Ⅱ的电负荷分别降低到THA工况的14.9%和6.3%;而由于锅炉最大蒸发量和电锅炉容量的限制,方案Ⅱ最大供热负荷相对方案Ⅰ仅高2.8%。为了更直观清晰地比较两种方案的电、热负荷调节范围,进一步计算更多工况数据,绘制图4。

图4 电、热负荷可调区间Fig.4 Adjustable area of electric and thermal load

在图4中,ABCDE区域为供热机组设计工况的运行区间;机组进入低压缸零出力时,因为低压缸最小进汽限制与通流-鼓风的冷却蒸汽流量平衡点不存在稳定区间,所以切缸运行下机组的电、热负荷与设计工况之间存在一片空白区域,并且由于供热量和发电负荷深度耦合,机组热电比固定,在图中表现为GF线段,而不是自由可调的二维区间;在低压缸零出力基础上启动电锅炉或高低旁抽汽,一定程度上扩展了机组的电、热调节范围,其中高旁抽汽量受制于阀门的最小通流限制无法从零开始调节,因此该模式的电、热负荷可调区间HIKJ和GF线段同样相隔一片空白,而电锅炉虽然也存在最小功率限制,但是数值较小,对总供热量的影响可以忽略不计。对比这两种方案的电、热负荷可调区间,能够看出,电锅炉+低压缸零出力运行的机组在深调峰段显然具有更宽的电出力调节区间。

4.2 机组调峰、调频能力分析

机组进入低压缸零出力状态后,虽然电出力大幅下降,但其来自于中压缸排汽的供热流量和通过高、中压缸做功的蒸汽流量形成深度耦合,调节机组的电出力必然同时影响供热负荷。且由于冬季“保供热”的需求,供热机组参与调峰的意义不大,所以一般不考虑将运行在低压缸零出力的机组投AGC。

当启动高低旁路联合抽汽或电锅炉,机组的热负荷调节的灵活性相比之前提高,此时可以利用热网蓄热[16],考虑投一次调频以保证电网安全,但一次调频会影响主蒸汽流量,导致主蒸汽压力产生波动,继而影响高旁抽汽的稳定。虽然理论上高旁抽汽调节阀可以辅助调整,但是实际环境中阀门前后的差压太大,在超临界机组下甚至可以达到15 MPa以上,所以阀门工作条件过于恶劣,难以控制高旁抽汽流量,很难跟上主蒸汽调节阀的动作,这对一次调频的性能不仅没有帮助,反而会产生负面影响。因此高低旁路抽汽无法应用于提升低压缸零出力工况机组的调频性能。

考虑到电锅炉能够随时调节功率,因此可以将电锅炉和机组视作一个整体,依靠电锅炉的快速调节能力和热网蓄热特性,把电负荷调节指令通过逆向补偿的逻辑作为前馈信号施加到电锅炉的控制上,在需要升高或降低机组电出力时反过来调节电锅炉功率去及时地跟随信号趋势,从而显著提高等效机组的发电负荷动态响应能力,辅助低压缸零出力状态下的机组投入AGC、一次调频等电力辅助服务。而高低旁路抽汽由于差压过大导致的阀门可靠性不足和调节能力差,制约了机组的负荷升降速率,相比之下电锅炉使得低压缸零出力机组同时具有超低负荷运行与快速升降负荷的高灵活性,优势明显。

5 结 论

以350 MW超临界供热机组为例,基于热平衡理论和变工况迭代算法,计算了高低旁和电锅炉耦合低压缸零出力这两种改造方案在相同热电负荷下的锅炉总耗煤量,并且进一步计算了反映机组负荷灵活性调节区间的典型工况以及分析供热机组投入AGC、一次调频的控制策略和在工程上存在的问题。

(1)变工况计算结果表明,因为低压缸零出力引起冷端损失大幅度减小,使得两种改造方案在同等电、热负荷下的锅炉总耗煤量差异小于2%,该情况下电锅炉和高低旁抽汽供热经济性基本一致。

(2)相较于高低旁路抽汽,电锅炉可以更深地拓宽低压缸零出力机组的电负荷调节区间,甚至使得机组在满足供热的时候完全不出力,且能通过逆向补偿的控制逻辑有效提高机组电出力调节速度,辅助供热机组参与电力辅助服务,增大从电网获得的补贴收益。因此电锅炉在灵活性上更有优势,对于消纳风电等新能源有一定的实际意义。