低壓缸零出力改造后熱網疏水系統對熱經濟性影響的Ebsilon模擬

劉 軍,李洪波,管洪軍,高 明,李 楊,王 順

(1.中國石化集團公司勝利石油管理局有限公司,山東 東營 257087;2.高效節能及儲能技術與裝備山東省工程實驗室(山東大學能源與動力工程學院),山東 濟南 250061)

0 引 言

近年來,中國在可再生能源的利用方面發展迅猛,其中有60%的增量是來自于光伏發電和風力發電[1]?？紤]到風、光等可再生能源發電具有較強的間歇性和隨機性,對火電機組的調峰能力提出了更高的要求。但是在北方供熱季,受“以熱定電”運行方式的限制,火電機組的靈活運行受到限制[2]。

為最大限度的發揮火電機組的調峰能力,更好地實現熱電解耦,眾多學者先后提出了高背壓供熱技術[3-4]、電鍋爐技術[5-6]、儲熱技術[7]、熱泵技術[8-9]和低壓缸切缸[10]等方式,其中低壓缸切缸技術因其具有一次投資少、運行靈活等特點,得到了廣泛的關注。史衛剛等[11]介紹了關于汽輪機零出力級組、冷卻蒸汽系統和低壓缸末級噴水系統的改造方案,試驗得出改造使得供熱能力增加了87 MW。Zheng等[12]的試驗研究表明低壓缸零出力機組大大提升了機組的調峰能力,相同供熱負荷下可減少發電量70 MW。王建勛等[13]對超臨界機組進行了低壓缸零出力改造,運行結果顯示在額定工況下的發電煤耗減少了36.5 g/(kW·h)。謝昌亞等[14]通過試驗和模擬結合的方式對低壓缸零出力技術進行了分析,在176 MW供熱負荷時供電煤耗下降了51.2 g/(kW·h)。王行等[15]也進行了低壓缸零出力的試驗研究,相同供熱負荷下發電熱耗率最大降低了1 249.2 kJ/(kW·h).楊海生等[16]研究了低壓缸零出力改造前后經濟收益的變化,指出在300 MW供熱負荷下需要的調峰損失補償價為0.15元/(kW·h)。劉雙白等[17]利用Ebsilon軟件計算了低壓缸零出力機組的熱力性能,模擬結果表明整體煤耗在157～170 g/(kW·h)之間變化。

對供熱機組來說,熱網疏水系統的布置直接影響著機組的安全高效運行。文獻[18]進行了疏水系統的設計優化工作,通過增設兩級疏水換熱器使發電熱耗降低了2.3%。王衛良等[19]提出了將熱網疏水引入至低加疏水側的思路,與直接將疏水排入除氧器的方案相比熱耗損失僅為0.27%。王為明等[20]提出了以熱網回水和循環水為冷源的疏水冷卻系統,使熱損失降低到84.6 GJ/h。葉強等[21]設置不同的回流位置以及不同的換熱器布置形式,依照實際工況比較了四種疏水系統布置方案。

相關學者針對低壓缸零出力機組的調峰能力和熱經濟性進行了充分的研究,獲得了大量具有借鑒意義的結論,但關于熱網疏水系統的研究僅采用熱平衡或等效焓降法進行了簡要計算。在此基礎上,本文在研究了低壓缸零出力改造前后機組性能的變化之后,利用Ebsilon Professional 15.0軟件展開了低壓缸零出力機組熱網疏水系統的設計優化工作,搭建了五種疏水系統布置方案,并進行了各方案下機組供熱抽汽量、電負荷率和供電煤耗的變工況模擬研究。本研究借助軟件計算的準確快速性,可為后續供熱機組熱網疏水系統的優化研究奠定基礎,并為低壓缸零出力機組的高效運行提供指導。

1 300 MW發電機組概況

該300 MW亞臨界機組采用一次中間再熱方式,汽輪機布置為單軸、兩缸兩排汽,型號為C300/256-16.7/0.39/537/537。抽汽位置為中、低壓缸的連通管處,抽汽壓力一般維持在0.39 MPa,在主蒸汽流量較低時,適當降低抽汽壓力以防止中壓缸末級葉片超溫。額定供熱抽汽流量為350 t/h,最大抽汽流量可達550 t/h?；責岢槠到y設有八段回熱抽汽,分別為三臺高壓加熱器、一臺除氧器及四臺低壓加熱器。

機組在低壓缸零出力運行時,原低壓缸的進汽管道通過液壓蝶閥完全關閉,同時增大供熱管道閥門的開度,中壓缸的排汽幾乎全部進入熱網換熱器。低壓缸的轉子空轉會產生鼓風熱量,因而還需向低壓缸通入少量冷卻蒸汽。通過取消低壓缸的進汽,實現低壓缸不做功的目的,增強機組深度調峰的能力。

2 機組熱力系統建模仿真及驗證

本文使用Ebsilon Professional 15.0軟件進行機組熱力系統模型的搭建?；谒芯?00 MW機組的閥全開工況設計數據,建立的熱力系統Ebsilon仿真模型如圖1所示。通過指定發電功率來計算主蒸汽、再熱蒸汽熱力參數的方式,對所建模型進行變負荷模擬計算,將模擬計算結果與設計值進行對比,結果如表1所示。各主要參數的模擬計算值與設計值的相對誤差均小于3%,為合理范圍之內,可以滿足后續研究的精度要求。

圖1 純凝機組熱力系統Ebsilon仿真模型

在純凝機組的基礎上,進行機組的供熱改造(即低壓缸零出力改造)研究,增設“Heat consumer”組件,在中低壓缸連通管上增加壓力調節閥門固定中壓缸的排汽壓力。在低壓缸零出力機組模型中,取消低壓缸的回熱抽汽,同時設定冷卻蒸汽流量為25 t/h,進汽壓力為20 kPa。

3 低壓缸零出力改造后供熱機組熱經濟性分析

分別在VWO、100%THA、75%THA、50%THA以及40%THA工況這五個工況下,計算常規抽凝機組和低壓缸零出力機組的供熱和供電能力,比較供電熱耗、煤耗的變化情況。供熱蒸汽在熱網換熱器中換熱后直接引入除氧器內,疏水溫度為100 ℃,常規抽凝機組低壓缸的最小進汽量為125 t/h。

3.1 熱經濟性指標

熱電比[17]

(1)

公式中:Qh,r為供熱蒸汽具有的熱量,GJ;W為機組的總發電量,MW;Wh為供熱蒸汽的發電量,kW·h;We為不對外供熱蒸汽的發電量,kW·h。

機組電負荷率[17]

(2)

公式中:Wmax為機組的最大發電量,本文為321.96 MW。

機組發電方面的熱效率[22]

(3)

公式中:Qb為鍋爐熱負荷即循環工質在鍋爐處的吸熱負荷,MW ;Qh為供熱負荷,MW。

機組發電方面的熱耗率[22]

(4)

機組發電方面的標準煤耗率[22]

(5)

3.2 機組性能分析

不同工況下,常規抽凝機組和低壓缸零出力機組的熱經濟性參數模擬結果,如表2所示。在最大供熱抽汽量方面,常規抽凝機組的低壓缸處于最小進汽流量時供熱抽汽流量最大,而低壓缸零出力機組的低壓缸僅保留了極少的冷卻蒸汽,故供熱能力得到顯著提升。VWO工況下,低壓缸零出力機組的最大供熱抽汽量可達638.26 t/h,比常規抽凝機組增加了15.95%,熱電比增加了44.14%。在機組電負荷率方面,最大供熱抽汽量下機組的發電功率最小,也具有最小的電負荷率。低壓缸零出力機組的最低電負荷率為23.05%,同時還可提供241.73 t/h的供熱蒸汽,而常規抽凝機組的最低電負荷率為26.71%,供熱蒸汽量僅為139.62 t/h。在供電熱耗和供電煤耗方面,低壓缸零出力機組避免了低壓缸乏汽的冷凝損失,供電熱耗、煤耗均低于常規抽凝機組,在40%THA工況下,供電標準煤耗減少了95.30 g/(kW·h),供電熱耗減少了2 789.27 kJ/(kW·h),VWO工況下,供電標準煤耗減少了31.63 g/(kW·h),供電熱耗減少了925.76 kJ/(kW·h)。

表2 常規抽凝機組和低壓缸零出力機組在不同工況下的熱經濟性參數模擬結果

4 熱網疏水系統對熱經濟性影響的分析

低壓缸零出力改造后的熱力系統中取消了原6號、7號和8號低壓加熱器,凝汽器出口的凝結水經凝結水泵升壓后,依次經過軸封冷卻器、5號低壓加熱器后進入除氧器。對亞臨界機組來說一般不需考慮凝結水的精處理問題,熱網疏水的回流位置比較自由,但對于凝結水品質有要求的機組,熱網疏水需流經精處理設備。為此,本文利用Ebsilon軟件開展了不同疏水系統布置方案對供熱抽汽量、機組電負荷率和供電標準煤耗的影響研究。

4.1 疏水系統布置方案簡介

在不考慮凝結水化學精處理裝置處理的情況下,熱網加熱器疏水的接入方案主要有:

方案A:熱網疏水排入凝汽器熱井。

方案B:疏水接入凝結水泵出口。

方案C:疏水引入5號低壓加熱器。

方案D:疏水流入除氧器。

各方案下的疏水接入位置簡圖如圖2所示。

圖2 各疏水接收位置簡圖

考慮凝結水精處理的情況下,需設置疏水冷卻器以降低疏水溫度,疏水冷卻器與熱網加熱器呈串聯關系,布置在軸封冷卻器和5號低壓加熱器之間,熱網疏水的接入位置為凝結水泵出口。此方案的系統流程如圖3所示,稱之為方案E。

圖3 疏水系統布置方案E

4.2 供熱抽汽量

不同工況下機組供熱抽汽流量與疏水系統布置方案之間的關系,如圖4所示。各方案的供熱抽汽流量隨機組主蒸汽流量的增加而增加,方案A的機組供熱抽汽量在215.86 t/h至570.83 t/h之間變化,方案D的機組供熱抽汽量在241.73 t/h至638.26 t/h之間變化。方案D的供熱抽汽量相比方案A在各工況下均有一定的提升,平均增加了11.85%。原因是當熱網疏水直接流入除氧器時,有效降低了5號低壓加熱器的熱負荷,5號低壓加熱器的回熱抽汽量減少,機組的供熱抽汽量增加。

圖4 各疏水系統布置方案在不同工況下最大供熱蒸汽量的變化規律

4.3 機組電負荷率

疏水回流位置和溫度的變化,影響了熱力系統低壓回水加熱區域的參數分布,機組的發電功率也相應改變。各疏水系統布置方案的電負荷率與不同工況的變化關系如圖5所示。在本文各疏水系統布置方案中,方案D在不同工況下均具有最小的電負荷率,分別為23.05%、27.35%、43.06%、65.22%和67.39%。原因是方案D降低了除氧器入口凝結水的溫度,增加了除氧器的回熱抽汽量,機組的電負荷率降低。

圖5 各疏水系統布置方案最小電負荷率隨主蒸汽流量的變化規律

4.4 供電煤耗

本文的疏水系統布置方案中,不同工況下機組的供電標準煤耗變化情況,如圖6所示。由圖可知機組的供電標準煤耗隨主蒸汽流量的增加呈降低趨勢,方案D具有最小供電煤耗,方案A具有最大供電煤耗。40%THA工況下,方案D的供電標準煤耗比方案A減少了33.15 g/(kW·h),VWO工況下,供電標準煤耗降低了27.55 g/(kW·h)。方案B、C、D、E具有相近的供電標準煤耗,在不同工況下,方案E的供電標準煤耗比方案D平均高了2.18%,但可滿足機組對高品質凝結水的需要。方案B、C、D、E避免了熱網疏水排入凝汽器所造成的冷源損失,因而供電煤耗較方案A有顯著的降低。

圖6 各疏水系統布置方案在不同工況下供電標準煤耗率的變化規律

5 結 論

基于某300 MW機組,本文利用Ebsilon軟件模擬研究了低壓缸零出力改造后的機組熱經濟性,對比分析了改造前后機組熱經濟性指標在不同工況下的變化規律,并研究了各疏水系統布置方案下機組的供熱抽汽量、電負荷率及供電標準煤耗的變化。獲得的主要結論如下:

1)低壓缸零出力技術可明顯提升機組的調峰能力并改善機組的熱經濟性。低壓缸零出力機組的最大供熱抽汽量相比常規抽凝機組增加了15.95%,最小電負荷率比同工況下的常規抽凝機組降低了3.66%,最小供電標準煤耗減少了31.63 g/(kW·h)。

2)計算結果表明,不同疏水布置方案影響了回熱加熱器的熱負荷,間接影響了機組的供熱抽汽量和電負荷率。在各疏水系統布置方案中,方案D的供熱抽汽量相比方案A平均增加了11.85%,最大的供熱抽汽量為VWO工況下的638.26 t/h,最小的電負荷率為方案D在40%THA工況下的23.05%。

3)方案D具有最小的供電標準煤耗,為VWO工況下的161.30 g/(kW·h),相比方案A減少了27.55 g/(kW·h),方案E的供電標準煤耗比方案D平均高了2.18%,但可滿足機組對高品質凝結水的需要。

本研究建立了300 MW供熱機組低壓缸零出力改造后熱力系統的Ebsilon仿真模型,所得結論可為零出力改造機組疏水方案優化布置方式提供指導,為機組的高效運行奠定基礎。