大型火電機(jī)組熱電聯(lián)供下低壓缸運(yùn)行效率優(yōu)化研究

鄭曉偉, 馮偉忠

(1.上海電力大學(xué),上海 200090; 2.上海申能電力科技有限公司,上海 200137)

我國的自然資源稟賦是“富煤、少油、缺氣”,煤炭長期處于我國一次能源消耗量的首位[1],并在未來很長一段時間內(nèi)都將是我國的主力能源[2]。但是,粗放式地利用煤炭,是我國這些年來大氣污染的主要原因,也是最大的二氧化碳排放源。因此,如何清潔高效地利用煤炭資源,成為亟待解決的一個重大問題[3]。

熱電聯(lián)供不僅能滿足社會供熱供暖的需求,而且能降低社會散燒煤比例,大大降低總體污染物的排放強(qiáng)度[4];并且熱電聯(lián)供可大幅提高燃煤機(jī)組效率,節(jié)能環(huán)保。超超臨界機(jī)組因其容量大、參數(shù)高,容易滿足各種供熱需求。超超臨界機(jī)組進(jìn)行熱電聯(lián)供,電熱比大于超臨界和亞臨界機(jī)組,所以超超臨界大機(jī)組熱電聯(lián)供具有先天優(yōu)勢[5]。

由于我國煤電占比過大,為給光伏、風(fēng)電、水電等清潔能源提供消納空間,目前即使是熱電聯(lián)供機(jī)組,也常會低負(fù)荷運(yùn)行。

1 現(xiàn)有大型火電機(jī)組熱電聯(lián)供方案

對于低參數(shù)供熱(供暖)需求,大型火電機(jī)組熱電聯(lián)供通常采用中低壓聯(lián)通管抽汽式供熱方案(以下簡稱“常規(guī)方案”),具體如圖1所示。該方案既可以滿足低參數(shù)、大流量的供熱需求,又因其電熱比高,所以成本較低,投資回收期較短。

圖1 常規(guī)方案熱電聯(lián)供示意

該方案由中低壓聯(lián)通管上的三通引出抽汽,并且在中低壓聯(lián)通管上和供熱抽汽管道上配置調(diào)節(jié)閥V1和V2,通過調(diào)節(jié)兩個閥門達(dá)到穩(wěn)定的供熱壓力。當(dāng)中低壓聯(lián)通管壓力大于供熱壓力需求時,調(diào)節(jié)閥V2,同時將調(diào)節(jié)閥V1全開,減壓減溫后對熱用戶供熱;當(dāng)中低壓聯(lián)通管壓力小于供熱壓力需求時,調(diào)節(jié)中低壓聯(lián)通管上調(diào)節(jié)閥V1,同時將調(diào)節(jié)閥V2全開,使其壓力增大至熱用戶所需壓力參數(shù),減溫后對熱用戶供熱[6]。

2 現(xiàn)有熱電聯(lián)供方案存在的問題及分析

雖然常規(guī)方案在凝汽式機(jī)組的熱電聯(lián)供領(lǐng)域被廣泛應(yīng)用,但此方案本身仍存在著不少問題。本文從節(jié)流損失、回?zé)嵝蕮p失及余速損失方面進(jìn)行理論分析。

2.1 節(jié)流損失

超超臨界機(jī)組THA工況的中壓缸排汽壓力較多采用0.6～1.0 MPa(a);而低壓供熱蒸汽壓力需求一般為0.4～0.6 MPa(a)。此方案雖在熱耗率驗(yàn)收(Turbine Heat Acceptance,THA)工況下,供熱完全能滿足低壓熱用戶需求,但是當(dāng)電負(fù)荷降低時,供熱抽汽壓力隨著電負(fù)荷同步降低,在中低壓聯(lián)通管處進(jìn)行大流量供熱時,將大大減少進(jìn)入低壓缸的蒸汽流量。由弗留格爾公式可知,缸前壓力隨著低壓缸內(nèi)通流量的減少而降低。此時,需通過調(diào)節(jié)聯(lián)通管上的調(diào)節(jié)閥V1的開度進(jìn)行節(jié)流,使V1閥前壓力上升,直至滿足供熱需求。調(diào)節(jié)V1閥開度進(jìn)行節(jié)流,是一個等焓熵增的過程[7],此時低壓缸蒸汽膨脹線如圖2所示。圖2中:h為焓;s為熵;p0為未節(jié)流時V1閥后壓力;pc為低壓缸排汽壓力;Δp為節(jié)流前后V1閥后壓力差值;Δh為節(jié)流前后低壓缸排汽焓值差值。

圖2 閥門調(diào)節(jié)時低壓缸蒸汽膨脹線

由圖2可以明顯看出,當(dāng)調(diào)節(jié)閥V1關(guān)小節(jié)流時,雖然閥門前后焓值相等,但其熵值卻相應(yīng)增加,從而導(dǎo)致蒸汽膨脹線整體向右移動。由于排汽壓力不變,等壓線為有斜率的直線,蒸汽膨脹線的右移引起其做功能力的損失,這就是閥門的節(jié)流損失。

單位工質(zhì)的節(jié)流損失隨電熱負(fù)荷變化的全微分表達(dá)式為

(1)

(2)

式中:Pgr——熱負(fù)荷;

Pe——電負(fù)荷。

將整個低壓缸看作一個級組,由弗留格爾公式可知

(3)

式中:G1,0,G1,1——變工況前后低壓缸通流量;

p1,0,p1,1——變工況前后低壓缸進(jìn)口壓力;

pc,0,pc,1——變工況前后低壓缸排汽壓力;

T1,0,T1,1——變工況前后級組前后溫度。

由于低壓缸末級為真空排汽,pc,0和pc,1都極小,其平方數(shù)可忽略;且變工況前后級組前后溫度變化不大,可忽略溫度的影響。因此,式(3)可以簡化為

(4)

當(dāng)熱負(fù)荷恒定、電負(fù)荷變化時,若忽略汽輪機(jī)級組效率和循環(huán)效率的影響,則

(5)

式中:Pe,0,Pe,1——變工況前后電負(fù)荷。

結(jié)合式(1)、式(4)和式(5),可以推出

(6)

式中:Δh1,0,Δh1,1——變工況前后單位工質(zhì)的節(jié)流損失。

當(dāng)熱負(fù)荷恒定時,單位工質(zhì)節(jié)流損失與電負(fù)荷呈線性關(guān)系。同理可得,當(dāng)電負(fù)荷恒定時,單位工質(zhì)節(jié)流損失與熱負(fù)荷呈線性關(guān)系。

因此,常規(guī)方案中,通過調(diào)節(jié)中低壓聯(lián)通管上調(diào)節(jié)閥V1開度,雖能提升V1閥前壓力,但同時也會導(dǎo)致被節(jié)流蒸汽的做功能力損失,使汽輪機(jī)效率相應(yīng)降低。

2.2 回?zé)嵝蕮p失

火電機(jī)組的回?zé)嵯到y(tǒng)中給水加熱器給水焓升通常設(shè)計(jì)為等焓升分配,逐級加熱,蒸汽能量梯級利用。常規(guī)方案中,電負(fù)荷降低時,所有抽汽壓力本應(yīng)一同降低,但由于需調(diào)節(jié)調(diào)節(jié)閥V1開度使中壓缸排汽處壓力保持不變,而低壓缸各級抽汽壓力仍降低,因此中低壓聯(lián)通管上調(diào)節(jié)閥V1前后壓差增大,導(dǎo)致中壓缸排汽壓力與低壓缸第一級抽汽壓力差值變大,中壓缸排汽所對應(yīng)給水回?zé)峒訜崞鹘o水焓升急劇上升,對應(yīng)抽汽量也相應(yīng)增加。等效于該級抽汽排擠了低壓缸各級抽汽,使得這部分本應(yīng)在低壓缸做功的各級抽汽在中壓缸排汽處被提早抽出,抽汽回?zé)嵯到y(tǒng)效率下降,導(dǎo)致機(jī)組熱經(jīng)濟(jì)性降低。

2.3 余速損失

對于一般汽輪發(fā)電機(jī)組而言,級組效率隨著負(fù)荷的變化而變化。以C電廠1 050 MW超超臨界機(jī)組為例,不同負(fù)荷工況下高、中、低壓缸效率對比如表1所示。由表1可以明顯看出,隨著機(jī)組負(fù)荷的逐漸降低,高壓缸及中壓缸效率變化較小,而低壓缸在低負(fù)荷區(qū)的效率明顯下降。

表1 不同負(fù)荷工況下高、中、低壓缸效率對比 單位：%

圖3 動葉出口速度三角形

對于除末級葉片外其余級的葉片,其余速能部分或全部被下一級葉片所利用。高壓缸及中壓缸的末級葉片排汽的余速也能恢復(fù)為壓力能,被之后的中壓缸及低壓缸利用。對于低壓缸末級葉片而言,其動葉片出口為凝汽器,蒸汽余速無法被利用而導(dǎo)致余速損失。

因低壓缸排汽的余速損失不可避免,現(xiàn)代汽輪機(jī)一般在設(shè)計(jì)工況時,將汽輪機(jī)排汽余速損失保持在最小。因此,一旦機(jī)組負(fù)荷下降,低壓缸排汽容積流量也隨之降低,排汽余速損失相應(yīng)上升,在低負(fù)荷區(qū)這一損失明顯上升,低壓缸效率顯著下降。

常規(guī)方案也是如此,因其供熱蒸汽在中低壓聯(lián)通管處抽出,并不進(jìn)入低壓缸做功,低壓缸排汽容積流量相應(yīng)降低,排汽余速損失上升,低壓缸效率將明顯下降;并且當(dāng)機(jī)組處于較低電負(fù)荷工況運(yùn)行時,低壓缸排汽容積流量進(jìn)一步下降,排汽余速損失將相應(yīng)增加,低壓缸效率顯著下降。

綜上所述,常規(guī)方案增加了節(jié)流損失、回?zé)嵝蕮p失以及余速損失,導(dǎo)致機(jī)組熱經(jīng)濟(jì)性下降。但是此常規(guī)方案仍被廣泛應(yīng)用,主要是由于其較高的電熱比帶來了較大的供熱收益,掩蓋了方案本身導(dǎo)致的汽輪機(jī)效率損失的問題,因此常規(guī)方案熱電聯(lián)供仍有進(jìn)一步升級提效優(yōu)化的空間。

3 虛擬“切缸”方案

3.1 方案簡述

目前汽輪機(jī)的設(shè)計(jì)受制于低壓缸末級葉片的長度,如果需要再增加低壓缸的排汽面積也就只能通過配置更多的低壓缸的方式。當(dāng)設(shè)計(jì)更大機(jī)組容量或更低背壓時,低壓缸的數(shù)量也必須要相應(yīng)增加[8]。因此,目前常規(guī)600 MW等級以上大型火電機(jī)組基本配置有2～3個雙流低壓缸。

虛擬“切缸”方案的基本原理是通過調(diào)節(jié)一個或兩個低壓缸進(jìn)汽調(diào)節(jié)閥開度,改變進(jìn)入不同低壓缸的蒸汽流量分配,使得進(jìn)入調(diào)節(jié)閥全開或開度較大的對應(yīng)低壓缸蒸汽流量保持相對穩(wěn)定,以滿足供熱壓力需求。對于配置有2～3個雙流低壓缸的汽輪發(fā)電機(jī)組而言,可以通過在每個低壓缸進(jìn)汽支管上設(shè)置小調(diào)節(jié)閥實(shí)現(xiàn)虛擬“切缸”方案系統(tǒng),具體如圖4所示。

圖4 虛擬“切缸”方案系統(tǒng)示意

需要說明的是,因?yàn)榈蛪焊走M(jìn)汽支管上調(diào)節(jié)閥在關(guān)閉的過程中,汽輪機(jī)仍在以3 000 r/min的轉(zhuǎn)速正常運(yùn)行,此時低壓缸進(jìn)汽流量越少,汽輪機(jī)通流部分的鼓風(fēng)現(xiàn)象越嚴(yán)重,尤其是末幾級葉片,因其葉片長度較長,線速度也更大,鼓風(fēng)現(xiàn)象尤為明顯。為了防止鼓風(fēng)導(dǎo)致的升溫對葉片強(qiáng)度及凝汽器造成的影響,本文中低壓缸冷卻汽流按照THA工況低壓缸進(jìn)口流量的10%進(jìn)行評估。根據(jù)2010年上海外高橋第三發(fā)電廠快速減負(fù)荷(Fast Cut Back,FCB)孤島運(yùn)行工況,汽輪機(jī)僅在40%THA所對應(yīng)的廠用電功率運(yùn)行,其低壓缸進(jìn)口流量遠(yuǎn)小于10%,長時間運(yùn)行后低壓缸排汽溫度并沒有明顯上升。因此按照THA工況低壓缸進(jìn)口流量的10%進(jìn)行評估偏保守,葉片強(qiáng)度及凝汽器安全性能得到保障。

3.2 方案分析對比

由簡化的弗留格爾公式可知,若進(jìn)入調(diào)節(jié)閥全開的低壓缸通流量和排汽壓力保持不變,其入口壓力也將保持不變,即可以維持中壓缸排汽壓力,從而滿足供熱負(fù)荷及供熱參數(shù)需求。此方案可部分緩解常規(guī)方案熱電聯(lián)供3個方面的問題。

對節(jié)流損失而言,常規(guī)方案與虛擬“切缸”方案的區(qū)別相似于汽輪機(jī)調(diào)節(jié)方式中節(jié)流調(diào)節(jié)與噴嘴調(diào)節(jié)的區(qū)別。常規(guī)方案中所有進(jìn)入低壓缸的蒸汽都受到節(jié)流作用,而虛擬“切缸”方案只有進(jìn)入未完全開啟調(diào)節(jié)閥的低壓缸蒸汽才受到節(jié)流作用。

對回?zé)嵝蕮p失而言,常規(guī)汽輪機(jī)低壓缸設(shè)計(jì)中,每個低壓缸設(shè)置有2～3級回?zé)岢槠?。對于配置?個低壓缸的超超臨界機(jī)組,即使虛擬切除一個低壓缸后,其余低壓缸仍能滿足低壓回?zé)岢槠男枨?。若其余低壓缸無法滿足全部低壓回?zé)岢槠男枨?則虛擬切除抽汽壓力等級最低的低壓缸,盡量減少對回?zé)嵯到y(tǒng)的影響。因此當(dāng)其中一個低壓缸關(guān)小其進(jìn)汽調(diào)節(jié)閥,其余低壓缸仍能保持正常的蒸汽流量及抽汽壓力,不會出現(xiàn)常規(guī)方案中中壓缸排汽對應(yīng)的回?zé)峒訜崞鞒槠髁客簧膯栴},從而使得抽汽回?zé)嵯到y(tǒng)中各級回?zé)峒訜崞鞯慕o水焓升分配更加合理,蒸汽壓力能量梯級利用。相較于常規(guī)方案熱電聯(lián)供,虛擬“切缸”方案抽汽回?zé)嵯到y(tǒng)效率更高。

對余速損失而言,與節(jié)流損失類似,只有未完全開啟調(diào)節(jié)閥的低壓缸排汽余速損失增加,而其余低壓缸由于進(jìn)口壓力(流量)穩(wěn)定,相應(yīng)的排汽流量也無變化,即其余低壓缸的排汽余速損失并未增加。

4 實(shí)例計(jì)算及分析

4.1 一次再熱機(jī)組熱電聯(lián)供實(shí)例計(jì)算及分析

C電廠1 050 MW超超臨界汽輪機(jī)是由上海汽輪機(jī)廠制造的一次中間再熱超超臨界、五缸六排汽、三背壓、凝汽式汽輪機(jī)。其75%THA工況的熱力參數(shù)如表2所示。電廠需要對低壓熱用戶提供800 t/h的蒸汽(供熱參數(shù):壓力0.4 MPa(a),溫度200 ℃)。

表2 C電廠75%THA工況下的熱力參數(shù)

若直接抽取75%THA工況下的部分低壓缸進(jìn)汽用來供熱,根據(jù)變工況迭代計(jì)算可知,此時供熱抽汽壓力僅為0.254 MPa(a),無法滿足供熱需求。

通過對兩種熱電聯(lián)供方案計(jì)算可知,75%THA工況虛擬“切缸”方案較常規(guī)方案,發(fā)電機(jī)輸出功率增加4.77 MW,提升比率為0.61%,虛擬“切缸”方案熱電聯(lián)供經(jīng)濟(jì)性更優(yōu)。

75%THA工況下兩種方案的汽輪機(jī)汽態(tài)膨脹過程線如圖5所示。由圖5可以看出,兩個方案在高壓缸及中壓缸部分的汽態(tài)膨脹過程線差別較小,而低壓缸部分區(qū)別顯著;在調(diào)節(jié)閥全開對應(yīng)低壓缸蒸汽膨脹線上,常規(guī)方案較虛擬“切缸”方案向右明顯偏移,低壓缸入口處橫線就是蒸汽在調(diào)節(jié)閥中的等焓節(jié)流過程;低壓缸末級級組效率也有區(qū)別,說明虛擬“切缸”方案余速損失較小,可提高機(jī)組熱經(jīng)濟(jì)性。

圖5 75%THA工況下兩種方案的汽輪機(jī)汽態(tài)膨脹過程線

4.2 二次再熱機(jī)組熱電聯(lián)供實(shí)例計(jì)算及分析

J電廠1 000 MW超超臨界汽輪機(jī)是由上海汽輪機(jī)廠制造的二次中間再熱超超臨界、單軸、五缸四排汽、雙背壓、凝汽式汽輪機(jī)。電廠需要對低壓熱用戶提供800 t/h的蒸汽(供熱參數(shù):壓力0.4 MPa(a),溫度200 ℃)。

通過對兩種熱電聯(lián)供方案計(jì)算可知,75%THA工況下虛擬“切缸”方案較常規(guī)方案,發(fā)電機(jī)輸出功率增加11.04 MW,提升比率為1.47%,虛擬“切缸”方案熱電聯(lián)供經(jīng)濟(jì)性更優(yōu)。

通過與一次再熱機(jī)組相對比,該二次再熱機(jī)組本身中壓缸排汽壓力較低,且有兩個低壓缸,所以相同工況下二次再熱機(jī)組虛擬“切缸”方案的經(jīng)濟(jì)性更佳。

5 結(jié) 論

(1) 大型火電機(jī)組常規(guī)方案熱電聯(lián)供,在較低電負(fù)荷或較大熱負(fù)荷時,增加了節(jié)流損失、回?zé)嵝蕮p失以及余速損失。通過對低壓缸進(jìn)汽節(jié)流甚至虛擬“切除”,既能維持供熱蒸汽壓力,滿足熱用戶需求,又能顯著緩解常規(guī)方案3個方面的問題,進(jìn)而提高機(jī)組的熱經(jīng)濟(jì)性。

(2) 通過對一次再熱機(jī)組及二次再熱機(jī)組實(shí)例進(jìn)行建模,根據(jù)兩種熱電聯(lián)供方案的計(jì)算結(jié)果可知,一次再熱機(jī)組和二次再熱機(jī)組虛擬“切缸”方案收益可觀,且二次再熱機(jī)組較一次再熱機(jī)組收益更佳。