濕冷凝汽式汽輪機(jī)組供熱技術(shù)研究

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(國電龍?jiān)垂?jié)能技術(shù)有限公司，北京 100039)

0 引 言

近年來，隨著用熱需求的快速增長(zhǎng)，我國熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組規(guī)模不斷擴(kuò)大?，F(xiàn)有的熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組中，傳統(tǒng)抽汽供熱方式主要以汽輪機(jī)中壓缸抽汽加熱熱網(wǎng)水，熱電廠純凝發(fā)電時(shí)冷端損失一般超過40%[1-2]，中壓缸抽汽供熱減少了抽汽部分的冷端損失，在最大抽汽供熱工況下冷端損失可減少至30%以下，是一種節(jié)能的供熱方式。

《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》明確指出，大力發(fā)展風(fēng)能、太陽能等可再生能源已成為我國電力發(fā)展的重要任務(wù)。但目前火電機(jī)組占比高，冬季采暖棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象嚴(yán)重。在傳統(tǒng)的以熱定電運(yùn)行模式下，火電供熱機(jī)組發(fā)電負(fù)荷受制于熱負(fù)荷，導(dǎo)致供熱與新能源消納矛盾突出。

為了解決這一問題，在滿足供熱需求的前提下，需要火電廠進(jìn)行深度調(diào)峰。尋求一種供熱技術(shù)，能夠提取大量電廠低溫余熱用于城市供熱，在減少能源浪費(fèi)的同時(shí)，深度調(diào)峰、實(shí)現(xiàn)熱電解耦，提高供熱保證率。

本文對(duì)抽凝式供熱機(jī)組進(jìn)行理論計(jì)算和節(jié)能分析，對(duì)抽汽、高背壓和熱泵3種供熱方式進(jìn)行分析，比較不同改造方式的節(jié)能效果，以尋求一種最優(yōu)的供熱方式。

1 供熱方式概述

1.1 抽汽供熱方式

傳統(tǒng)加熱器供熱方式，以中壓缸抽汽為熱源，進(jìn)入熱網(wǎng)加熱器加熱熱網(wǎng)循環(huán)水對(duì)外供熱，如圖1所示。

圖1 抽汽供熱方式系統(tǒng)示意Fig.1 Extraction heating system

其特點(diǎn):① 回收了供熱抽汽部分的凝結(jié)潛熱。② 損失了汽機(jī)排汽部分凝結(jié)潛熱。以單臺(tái)350 MW機(jī)組為例，至少損失了約114 t/h汽機(jī)排汽和60 t/h給水泵汽輪機(jī)排汽的凝結(jié)潛熱，合計(jì)損失熱量約116 MW。當(dāng)鎖定最小排汽量(114 t/h汽機(jī)排汽和60 t/h給水泵汽輪機(jī)排汽)，通過調(diào)節(jié)供熱抽汽量調(diào)節(jié)發(fā)電負(fù)荷方式(以熱定電模式)運(yùn)行時(shí)，損失熱量約116 MW;當(dāng)不鎖定排汽量(熱電解耦模式)運(yùn)行時(shí)，排汽量大于最小排汽量，損失熱量大于116 MW。

1.2 高背壓供熱方式

高背壓供熱方式有2種:高背壓短葉片方式和高背壓切缸方式。高背壓短葉片方式是通過降低低壓缸末級(jí)葉片高度實(shí)現(xiàn)高背壓運(yùn)行方式;高背壓切缸方式是在供熱期通過切除低壓缸進(jìn)汽，低壓缸僅保留最小冷卻流量運(yùn)行的方式，以提高中壓缸供熱抽汽流量。因高背壓切缸方式?jīng)]有長(zhǎng)時(shí)間運(yùn)行案例，本文僅介紹高背壓短葉片方式，如圖2所示。

圖2 高背壓供熱方式系統(tǒng)示意Fig.2 High back pressure heating system

高背壓短葉片方式，采暖期以熱網(wǎng)循環(huán)水作為汽輪機(jī)排汽的冷卻水，經(jīng)由凝汽器改造的低溫?zé)嵩醇訜崞骷訜釤峋W(wǎng)循環(huán)水，回收機(jī)組排汽余熱。初步加熱后的熱網(wǎng)循環(huán)水，根據(jù)需要再送至熱網(wǎng)加熱器加熱，最終供至外網(wǎng)用戶[3-7]。

其特點(diǎn):① 作為高背壓機(jī)組，必須完全回收機(jī)組排汽量。而機(jī)組存在最小排汽量，當(dāng)對(duì)外供熱負(fù)荷小于機(jī)組最小排汽量的凝結(jié)潛熱(或供熱面積小于最小供熱面積)時(shí)，機(jī)組停運(yùn)。以單臺(tái)350 MW機(jī)組為例，機(jī)組最小排汽量約290 t/h(汽機(jī)排汽量260 t/h、給水泵汽機(jī)排汽量30 t/h)，凝結(jié)潛熱為190 MW，而初末期采暖熱負(fù)荷僅有20 W/m2，考慮裕量后所需最小供熱面積為1 000萬m2。② 機(jī)組運(yùn)行背壓最高54 kPa，所以熱網(wǎng)循環(huán)水在低溫?zé)嵩醇訜崞髦凶罡咧荒芗訜嶂?0 ℃。③ 2臺(tái)機(jī)組的最大供熱能力為905 MW。④ 按滿足1 470萬m2供熱面積計(jì)算，當(dāng)1臺(tái)機(jī)組故障時(shí)，高背壓機(jī)組供熱保證率為68%。

由于高背壓供熱方式與現(xiàn)有的調(diào)度中心運(yùn)行模式相反，因而只能對(duì)1臺(tái)機(jī)組進(jìn)行高背壓改造，另一臺(tái)機(jī)組作為調(diào)峰機(jī)組。

1.3 熱泵供熱方式

熱泵供熱方式是以汽輪機(jī)中壓缸抽汽作為溴化鋰吸收式熱泵的驅(qū)動(dòng)熱源，回收機(jī)組循環(huán)水余熱，并轉(zhuǎn)換為可供城市熱網(wǎng)供熱利用的高品質(zhì)熱能，實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排，如圖3所示。

圖3 熱泵供熱方式系統(tǒng)示意Fig.3 Heat pump heating system

當(dāng)排汽量小于額定抽汽工況的排汽量時(shí)，機(jī)組出現(xiàn)鼓風(fēng)現(xiàn)象，在一定背壓下存在最小排汽量。該供熱方式額定余熱回收量按單臺(tái)汽輪機(jī)組額定抽汽工況下的排汽量(即最小排汽量)設(shè)計(jì)[8-11]。當(dāng)機(jī)組以額定最小排汽量運(yùn)行時(shí)，機(jī)組排汽余熱可全部回收，即冷端損失為0，循環(huán)水可不上塔;當(dāng)1臺(tái)機(jī)組停運(yùn)時(shí)，可切換到另一臺(tái)機(jī)組回收余熱，以提高供熱安全可靠性[12-14]。

其特點(diǎn):① 在傳統(tǒng)供熱方式基礎(chǔ)上，回收約116 MW的排汽余熱。在整個(gè)采暖季，機(jī)組排汽余熱≤116 MW時(shí)，單臺(tái)機(jī)組沒有損失蒸汽凝結(jié)余熱;機(jī)組排汽余熱>116 MW時(shí)，多余的余熱通過冷卻塔排到大氣中。② 可以切換。即當(dāng)1臺(tái)機(jī)組停運(yùn)時(shí)，可切換到另一臺(tái)機(jī)組回收余熱。③ 2臺(tái)機(jī)組的最大供熱能力為917 MW。④ 按滿足1 470萬m2供熱面積計(jì)算，當(dāng)1臺(tái)機(jī)組故障時(shí)，供熱保證率為88%。⑤ 在相同的熱負(fù)荷范圍內(nèi)，機(jī)組負(fù)荷調(diào)整范圍顯著提高，可深度調(diào)峰，實(shí)現(xiàn)熱電解耦。

2 供熱方式比較

以北塘電廠C350-24.2/0.4/566/566型350 MW超臨界中間再熱抽凝式汽輪機(jī)組為例，對(duì)3種供熱方式的冬季發(fā)電負(fù)荷與供熱能力的關(guān)系、最大供熱能力、供熱可靠性進(jìn)行量化分析。

2.1 設(shè)計(jì)條件

綜合采暖熱指標(biāo)為40 W/m2;北塘電廠2017年供熱量為435×104GJ，按照綜合采暖熱指標(biāo)40 W/m2計(jì)算，供熱面積為1 470萬m2。

供熱初末期:環(huán)境溫度為3～5 ℃，熱網(wǎng)回水溫度為46 ℃，采暖熱指標(biāo)為20.2 W/m2，時(shí)間862 h;供熱次寒期:環(huán)境溫度-8～2 ℃，熱網(wǎng)回水溫度51 ℃，采暖熱指標(biāo)為30 W/m2，歷時(shí)1 788 h;供熱極寒期:環(huán)境溫度≤-9 ℃，熱網(wǎng)回水溫度為55 ℃，采暖熱指標(biāo)為40 W/m2，時(shí)長(zhǎng)278 h。

高背壓方式汽輪機(jī)背壓≤54 kPa，該背壓下最小排汽量為261 t/h，最大抽汽量為300 t/h;熱泵方式汽輪機(jī)設(shè)計(jì)背壓為8.2 kPa，該背壓下最小排汽量為114 t/h，最大抽汽量為550 t/h，凝汽器端差為3～4 ℃。

2.2 冬季發(fā)電負(fù)荷和供熱能力的關(guān)系

抽汽供熱方式下，供熱初末期，以滿足供熱需求為前提，通過調(diào)節(jié)主汽量來調(diào)節(jié)發(fā)電負(fù)荷。供熱次寒期和極寒期，供熱需求較大，在額定主汽量下，機(jī)組達(dá)到最大抽汽供熱，此時(shí)發(fā)電負(fù)荷達(dá)到極限。

高背壓供熱方式下，背壓54 kPa時(shí)考慮凝汽器端差，熱網(wǎng)循環(huán)水最大可加熱到80 ℃。在初末期供熱負(fù)荷較小時(shí)，熱網(wǎng)循環(huán)水溫度<80 ℃，機(jī)組無需抽汽，僅低壓缸排汽即可滿足供熱需求(供熱負(fù)荷與低壓缸排汽潛熱相等)，進(jìn)而限制主汽量、發(fā)電量。在次寒期、極寒期供熱負(fù)荷較大時(shí)，所需熱網(wǎng)循環(huán)水溫度>80 ℃，通過低壓缸排汽加熱熱網(wǎng)循環(huán)水至80 ℃，不足部分由供熱抽汽加熱。在此過程中，低壓缸排汽量和供熱抽汽量均被外部供熱需求限制，進(jìn)而限制主汽量、發(fā)電量。

熱泵供熱方式下，在供熱初末期和次寒期，受供熱需求限制，單臺(tái)機(jī)組抽汽量未達(dá)到最大抽汽量，此時(shí)可通過調(diào)節(jié)主汽量來調(diào)節(jié)發(fā)電量。在供熱極寒期，機(jī)組抽汽已達(dá)到最大，發(fā)電量達(dá)到極限。

3種供熱方式的供熱能力、發(fā)電負(fù)荷、發(fā)電煤耗及熱電比等參數(shù)見表1。

表1機(jī)組熱電解耦能力分析
Table1Analysisofthermoelectricdecouplingabilityofturbineunit

供熱方式供熱期供熱量/MW發(fā)電負(fù)荷/MW煤耗/(g·kWh-1)熱電比極寒期4002721971.47抽汽次寒期4002721971.47初末期297217～285207～2351.37～1.04極寒期5053061391.65高背壓次寒期4412841391.55初末期2972021471.47極寒期5172721411.90熱泵次寒期441231～283136～1711.91～1.56初末期297154～303136～2231.93～0.98

表1中，熱泵供熱方式的最低發(fā)電煤耗為以熱定電運(yùn)行模式(鎖定低壓缸排汽量運(yùn)行)下的煤耗。當(dāng)調(diào)度需要提高發(fā)電負(fù)荷時(shí)，低壓缸排汽量增大，多余的循環(huán)水部分進(jìn)入冷卻塔，導(dǎo)致煤耗增加。

若以降低煤耗作為唯一目標(biāo)，則高背壓供熱方式優(yōu)于熱泵供熱方式;若綜合考慮提高熱電比、熱電解耦、降低煤耗等因素，則熱泵供熱方式優(yōu)于高背壓供熱方式。

除以上3種供熱方式，目前常用的供熱技術(shù)還有高中壓缸旁路供熱、儲(chǔ)熱供熱、電極鍋爐、低壓缸零出力供熱等[15]。低壓缸零出力供熱與高背壓供熱方式一樣，弱化了熱電解耦能力，但其供熱經(jīng)濟(jì)性好;高中壓缸旁路供熱、儲(chǔ)熱供熱、電極鍋爐3種供熱方式具備熱電解耦能力，但相對(duì)傳統(tǒng)供熱方式和熱泵供熱方式，供熱經(jīng)濟(jì)性較差。

2.3 最大供熱能力

當(dāng)不受發(fā)電負(fù)荷限制時(shí)，抽汽供熱、高背壓供熱、熱泵供熱的供熱能力分別為800、905、917 MW。

2.4 供熱保證率

3種供熱方式的供熱保證率見表2?？芍跐M足1 470萬m2的供熱面積下，當(dāng)1臺(tái)機(jī)組停機(jī)時(shí)，熱泵供熱方式的供熱保證率較大。

表2供熱保證率(滿足1470萬m2供熱面積)
Table2Heatingguaranteerate(14.7millionm2heatingarea)

供熱方式供熱保證率/%1號(hào)機(jī)事故停機(jī)2號(hào)機(jī)事故停機(jī)抽汽6868高背壓6886熱泵88

事故情況下單臺(tái)機(jī)組最低供熱保證率應(yīng)不低于65%，則3種供熱方式中最大供熱能力的65%為800 MW，此時(shí)最大可供面積為2 000萬m2。在滿足2 000萬m2的供熱面積下，當(dāng)1臺(tái)機(jī)組事故停機(jī)時(shí)，3種方式的供熱保證率見表3。

表3供熱保證率(滿足2000萬m2供熱面積)
Table3Heatingguaranteerate(20millionm2heatingarea)

供熱方式供熱保證率/%1號(hào)機(jī)事故停機(jī)2號(hào)機(jī)事故停機(jī)抽汽5050高背壓5063熱泵65

3 結(jié) 論

1)在供熱面積小于1 000萬m2時(shí)，建議采用熱泵供熱方式。

2)電廠冬季若有高發(fā)電負(fù)荷需求，且允許以熱定電模式運(yùn)行時(shí)，建議采用高背壓供熱方式。

3)電廠冬季若有低發(fā)電負(fù)荷，且高供熱負(fù)荷需求(高熱電比)時(shí)，建議采用熱泵供熱方式。