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★用引射配汽法實現大幅度熱電解耦

發布時間:2018-7-3 發布人:朱建文

作者:朱建文

【摘要】燃煤機組熱電靈活性改造的關鍵是熱電解耦,現有的解耦方案均不理想。大幅度熱電解耦的最佳方案是引射配汽。要解決的主要問題是鍋爐再熱器超溫和汽輪發電機組推力失衡問題。實現了大幅度熱電解耦,電網上沒有必要保留太多的低負荷運行機組,也沒有必要對鍋爐進行小負荷運行改造。第四代引射器(聯調式)是引射配汽的關鍵而必須的設備。

【關鍵詞】熱電解耦;熱電靈活性改造;引射配汽;儲熱;電鍋爐;高低旁聯合配汽

Heat and power Decoupling By a Wide Margin

with the Method of Steam Jet Distribution

Author:Zhu Jianwen

Abstract: The key way of the heat power flexibility transformation of coal fired unit is heat power decoupling.The best solution of it by a wide margin is steam jet distribution.Besides,any existing scheme of it is not ideal.The main problem to solve is the boiler reheater overheating and the thrust imbalances of turbine generator.Achieved greatly heat power decoupling,it should be not necessary to keep more operating units in low load on the grid,also there is no need for transform of boiler for low load operation.The jeter of 4th generation(synchro-adjusted) is the key and necessary equipment for heat and power decoupling.

key words: heat and power decoupling; heat and power flexibility transformation; steam jet distribution; thermal storage;  electric boiler; high and low bypath steam distribution


0 引言

為了有效利用可再生能源保護環境,解決好熱電產能過剩和冬季供熱能力不足問題,電力發展十三五規劃提出:全面推動煤電機組靈活性改造,三北地區供熱機組改造約1。33億千瓦,供熱機組改造約0。82億千瓦,其他地區純凝機組改造約0.045億千瓦。改造完成后增加調峰能力4600萬千瓦,其中三北地區增加4500萬千瓦。

要求靈活性改造的主力機組主要是300MW88臺,600MW481臺,兩者之和為1361臺,總裝機容量約7億千瓦。

為了鼓勵機組小負荷運行,國家和各大電力集團紛紛出臺了可觀的獎勵政策。

如此大的改造動作,應該探索一個最為有效、最節約投資的解決方案,可是現有的解決方案各有弊端,尤其是投資額十分可觀。

1、關于熱電靈活性改造

為了滿足新形勢下電網大幅度調峰要求,燃煤電廠正著手采取靈活性改造,除了對汽輪機組側進行改造,即熱電解耦外,對爐側改造也在計劃中,有的電廠已開始實施,包括:燃燒系統、脫硫脫硝系統、空預器及控制系統等,改造的目標是讓鍋爐能夠低負荷(如低于30%負荷)運行。從表面上看機組處于低負荷待命有兩個好處:一是電網要求加負荷,待命機組可以迅速反應,適應靈活調峰要求;二是節約鍋點火升溫的費用。但筆者有不同的看法,以為沒有必要花費很大的人力物力進行改造,以下觀點如有不妥,請讀者專家們批評指正。

1.1目前我國電網容量為:33.66億千瓦,啟停一臺600MW機組對電網的沖擊非常微小。

1。2有效的解決熱電解耦問題后,對于帶有一定熱負荷的機組,沒有必要對鍋爐進行小負荷運行改造,因為全網熱電總負荷完全可以調到使大部分鍋爐不投油負荷下運行。我們不妨做這樣一個設想,對所有供熱機組,凡投運鍋爐均在70~80%負荷下運行,帶上所需要帶的熱負荷,由于實現了大幅度的熱電解耦,電負荷都能在30~80%之間自由調整著,這樣一個電網本身就是一個調峰自由度很大的電網,對于一般的電負荷波動,調峰速度完全可以適應。只有負荷出現長期大幅度的增加或減小情況才有必要增減機組投用臺數,而這些增減的機組應該是不帶供熱的機組,因為供熱機組在供熱季不能停運。

所以說鍋爐小負荷改造是不必要的,其實,這不是設想,而是完全可以實現的,見下述。

1.3長期維持機組低負荷運行(也就是低效率運行),浪費能源嚴重。從節能環保大的格局來說,獎勵不應該獎給低負荷運行的機組而應該獎勵或補貼給因調峰而停運的機組。

2、 熱電解耦概念的提出:

我國目前供熱主力機組主要是兩個出力級別的機組,一是300MW級,二是600MW級,采暖抽汽一般都是取自中壓缸排氣,最大供熱能力時,電負荷率一般都在80%左右,大于此負荷率,受鍋爐蒸發量的限制,供熱能力陡降;小于時,由于汽機通流量減小(見圖一:唐山西郊350MW機組(CHO2-2#)抽汽工況圖),抽汽流量也隨之減小,所以有以電定熱或以熱定電的說法,也就是說電熱負荷相互關聯,相互制約的。



圖一 唐山西郊350MW機組(CHO2-2#)抽汽工況圖

近年來,我國電力產能過剩問題顯現出來,水、風、日、核、生物質能源發電量增加,環保節能產業調整等原因,使電網總負荷大大降低,而且對調峰靈活性要求大為提高。與此同時冬季熱負荷正在迅速增加,冬季又要多供熱又要少發電,和發電機組的運行特性形成鮮明的矛盾。解決這一矛盾的思路和辦法首先是將發電量與供熱量的關聯解開,即實現熱電比大幅自由轉換,這便是熱電解耦。

關于熱電比的概念簡述如下:



3 熱電解耦的問題與當前方案簡析

首先告訴大家一個天文數字一千多億元,這個數字就是我國正在啟動熱電解耦改造所要投入的資金。它是這么得來的:有一千多臺機組需要改造,投資少的300MW級機組需要1億元,投資多的600MW級機組投資多達近2億元,還有一些小機組也需要改造,在現有的解耦方案中,所謂儲熱方案和電鍋爐方案都需要此投資規模。除此以外還有低壓缸零出力改造,高、低旁聯合配汽等方案各有弊端,現簡析如下:

3。1儲熱

儲熱方案主要是指建設大型熱水池,在供熱能力過剩時儲備熱能;在不足時回供。此方案對300MW級機組的投資約1億元。

3.1.1儲熱邏輯

對于每天二十四小時而言,熱負荷需求量大的時候,電負荷需求量也大,反之亦然。例如凌晨兩點熱負荷需求到最低點,晚上18點達到高峰,電負荷也是一樣。這說明儲熱解耦邏輯上有問題,即空間有限。詳細一點說,當熱負荷小時本該是儲熱,但此時電負荷也小,沒有更多的供熱能力可儲;相反,當熱負荷大時儲熱池應該回供熱量,但此時電負荷也大,機組的供熱能力基本夠用了,無需回供,何況儲熱池本身就沒有儲有很多能量。

3。1。2儲熱可靠性

熱水的儲熱能力有限,投巨資、占大塊土地,所建水池所獲儲熱量只夠很短時間使用。專業人員簡單計算便知,在天氣持續寒冬熱負荷大的時間,所有儲熱量用盡了,熱用戶依然束手無策。相反,天氣持續溫和,機組供熱能力夠了儲熱池就沒有存在的必要,投資就無意義了。

如果說儲熱可以幫助可再生能源發電量波動引起的電網調峰。那只能說對太陽能發電有作用,對其他能源:風、水、核都無濟于事。因為它的波動周期不是一日內,水池儲熱量遠不能滿足要求。即使對太陽能而言邏輯上也不是恰好彌補的,因為白天發電量大而熱網的熱負荷需求也大。

3.1.3儲熱經濟性

儲熱池散熱面積很大,散熱量也是值得注意的。

3.2電鍋爐

電鍋爐方案主要是指建設大型電鍋爐,將過剩的發電量加熱成熱水用于供熱。此方案對300MW級機組的投資也是1億元左右,占地空間也很大。

3。2。1電鍋爐邏輯

供熱機組一般在80%左右負荷下達到最大供熱能力,此時發電能力過剩,將發電量通過電加熱轉化為供熱量的確可以大幅度增加機組供熱能力,但那不一定非得由電廠投巨資來做。電網上、用戶端處處可做,甚至居民用戶家里可以直接采用電暖氣片或電地暖就行,而且更加方便。

3.2.2電鍋爐經濟性

電是非常寶貴的高品位能源,發電過程機爐都發生過各種各樣的能量損失,還有人力物力等等大量的財務成本。用高品位的電能以1:1的轉化系數轉化成熱能,這個逆向的轉化過程嚴重違背了熱力學原理,因為電熱泵完全可以實現1:2或者更高得轉化率。當然電熱泵也有自身問題,如氣溫低是,制熱系數小。

3。2。3電鍋爐的可靠性。

大型鍋爐也有一些技術問題要解決好,如加熱單元可靠性及維護問題,負荷調節設備被及過程的可靠性問題。

3。3低壓缸零出力改造

低壓缸零出力改造分兩種方案:一是光軸方案,即將低壓缸葉片拆除,中壓缸所有排汽都用于供熱。此方案有兩個缺點:一是低壓缸去葉片后,自振頻率和撓度曲線發生變化,易引發機組振動,二是發電能力下降,要多發電時發不了,反而失去了靈活性。

另一個辦法是不拆葉片,直接調小或關閉低壓缸進汽量另引少量冷卻汽對末級和排汽口進行冷卻,為了保護末級葉片不受水蝕,還要開缸對其進行金屬噴涂,很麻煩,還有末級葉片強度校核及對應安全措施。實際上有的廠大膽的進行過實驗,直接調小進汽量,機組并沒有出什么問題。

以上兩個方案對增加機組供熱能力作用很小,對300MW機組而言,只有100多噸/小時,可以說是杯水車薪,無濟于大幅解耦,而且不能滿足非采暖高參數熱用戶的要求,投資不合理。

3。4高、低旁聯合配汽方案

首先應該肯定這個主攻方向是正確的,因為采用配汽法解決熱電解耦問題是走過許多技術彎路后必然走的一條路。配汽法熱電解耦需要解決好六大基本技術問題。

3.4.1鍋爐過熱、再熱蒸汽流量失衡導致的再熱器超溫問題。

3。4。2汽輪發電機組轉子推力平衡問題。

3。4。3安全穩定運行問題。

3。4。4運行經濟性問題。

3.4.5如何實現大幅度問題。

3.4.6節約投資問題。

現有思路和做法是:不做系統改造,直接開啟高低旁配汽,這樣不能全面解決上述六個問題。(見圖二高低旁聯合配汽系統示意圖)



見圖二:高低旁聯合配汽系統示意圖

3。4。7對于安全可靠運行問題有兩條需要說明:

3.4.7.1高旁長期運行,調節閥閥口沖刷問題需要解決。

3。4。7。2高旁運行控制一旦失靈,會引發事故。突然開滿會導致高壓缸轉子推力快速降低,機組推力反向導致飛車事故;突然關閉會導致主汽安全閥起跳。

3.4.8對于運行經濟性問題:

旁路就是減溫減壓器,就是犧牲做功能力,最終導致冷源損失加大的設備,這是專業常識。

3.4.9關于大幅解耦問題

高排壓力決定了高旁出口壓力,因為這兩股汽要混合在一起進再熱器。在低負荷時高排壓力很低,新汽壓力再高也要降至此壓力,而此壓力下蒸汽的比容非常大,要進再熱器管道流速超過了60m/s的限制。本來解耦的概念就是電負荷越小熱負荷可以越大,可是由于受到這一限制,還是電負荷越小熱負荷越小,實現不了大幅度。以上所列問題,在增加汽汽引射器進行升壓配汽后,都會迎刃而解,見后述。

3。5其他方案

3.5.1熱泵方案要求有低溫熱源,循環水源熱泵在電負荷小時,循環水溫度低,熱量少,純空氣源熱泵投資大,深冷天氣效果差。

3.5.2汽缸開孔抽汽,純凝改供熱,適合小機組,解耦幅度很小,以節能為主要目的。

3。5。3循環水供熱,供熱量受發電量限制,補充蒸汽加熱要實現大幅度仍需進一步熱電解耦。

4 熱電解耦的推薦方案——引射配汽

采用汽汽引射器,以高壓蒸汽引射低壓蒸汽獲取中間壓力蒸汽予以利用,稱引射配汽,如汽輪機抽汽及過、再熱蒸汽之間引射的技術早已被廣泛的采用,在我國的大中型發電廠中已有近數百家的設備使用案例,只不過都不是用來將混合汽送回再熱器,即熱電解耦的概念。當然高參數機組熱電解耦配汽用的汽汽引射器要求較高,不是一般的設計制造水平所能達到要求的。第四代汽汽引射器(聯調式)的推出使得其用于熱電解耦成了完全的可能。

針對前述高低旁配汽方案需要解決的六大基本問題,以及現有方案所存在的問題,筆者提出采用汽汽引射器代替高低旁的新方案,很好地將以下列問題完全解決,具體介紹如下:

4.1解決好鍋爐過再熱流量和汽輪機流量失衡的矛盾

抽汽機組,在小負荷時熱負載能力也小,這是共知的熱電牽連問題。由于熱電牽連,我國冬季限制發電,導致了嚴重的供熱能力不足問題。于是人們想到用新蒸汽或再熱蒸汽減溫減壓供熱的辦法。可是對再熱機組來說抽汽量沒辦法提上去,原因是:用新蒸汽或冷再汽過多,再熱蒸汽量相對減少就會造成,鍋爐過熱器超溫,反過來用,抽取再蒸汽過多會造成中壓缸進汽量減少引起機組轉子推力失衡,即使從中壓缸進汽口以后抽汽過多同樣會引起推力減小。總之,無論從什么部位抽汽都不能同時解決好這兩個問題。經過詳細分析,發現只有一條路能走通,這就是向再熱器回送蒸汽,而后再從熱再抽汽供熱才能巧妙地同時解決這兩個問題。前述的高低旁聯合配汽方案正常基于這種思路,只不過該方案存在一些不完善的問題。而采用汽汽引射器配汽正是要把這些不完善的方面完善化。(見圖三:采用汽汽引射器進行配汽解耦的方案圖)此方案有一個原則,即:

熱再抽汽量=新汽回送量+減溫水量。

當然所有的高排都必須經引射與新汽混合,一并進再熱器。這樣與發電有關的各部流量沒有改變,抽量增加,發電量不變。不再牽連了,就是實現熱電解耦了。




圖三 采用汽汽引射器進行配汽解耦的方案圖

4.2關于大幅度解耦

前面談到,要實現大幅度解耦必須從汽輪熱再進汽抽汽,但小負荷采用高旁減溫減壓,使蒸汽比容擴大進熱再系統流量受限。引射配汽法,利用汽汽引射器將高排壓力升高以后,比容變小了,流過再熱器及管路的阻力問題也就解決了。這里也有一個有趣的邏輯:小負荷時,高排量小,雖然壓力低,但新蒸汽量大,引射比小,升壓就容易實現。反過來,負荷大高排壓力高就更容易升壓至滿足流過再熱系統的比容要求了。這是一個自然彌補的過程,這個邏輯通過計算得到明確的驗證。

這實際是一個變工況計算問題,機組需要變工況運行,而引射也需要變工況與之適應。可壓縮流體引射器的變工況計算是世界性難題,國內有公司經過十幾年的研究,以數值計算法編寫軟件研究,以實踐數據為依據,對計算軟件進行精細化修正升級,目前已經取得了可靠地效果,計算精度與實際運行數據基本接近(見后述)

正是有了變工況計算手段,在引射器結構設計時,才能夠保證在所有工況下性能滿足要求,即:出口壓力保證高于通過再熱器系統的最低壓力。


圖四 華潤唐山豐潤熱電有限公司熱電解耦曲線圖

如圖四(華潤唐山豐潤熱電有限公司熱電解耦曲線圖),有引射的解耦和無引射的解耦的供汽量有突出差異,即:有引射,隨著電負荷的減小,最大供汽量明顯上升,理論負荷到零時,最大供汽量升至超過再熱器設計流量達900t/h以上這是真正的熱電解耦的效果。

而無引射,以熱再母管60m/s限速計算出的最大供汽量曲線是隨著電負荷下降的,理論負荷到零,最大供汽量也到零,這與熱電解耦的初衷是相悖的。

變工況下最大能力計算,以華潤唐山豐潤350MW機組參數為依據。

有人提出高排汽壓力提高的方案,筆者認為是有風險的,因為高排升壓,在冷再管道節流不能降低再熱再熱蒸汽比容,只能在熱再管道上加裝調節閥控制閥前壓力,這樣閥后壓力不穩定,易導致負荷震蕩。另外不引射直接減溫減壓還存在運行經濟性問題。

4.3運行經濟性

直接利用高低壓旁減溫減壓犧牲了大量的蒸汽做功能力,引射配汽方案則不同,將新蒸汽的做功能力用于引射提升高排壓力,最終結果使得用于供熱的熱再汽壓力升高.若又以熱再汽做引射介質,中排汽做被引射介質進行引射混汽,又可以獲得一個高于設計采暖壓力的蒸汽(華潤300MW機組:設計抽汽壓力0.4MPa)。我們把前面用新汽引射高排汽的引射器稱為配汽引射器,把熱再汽引射中排汽的引射器稱為供熱引射器。

如圖五所示:采用供熱引射器獲得較高的供熱壓力有以下優勢:

4。3。1解決小負荷下中排壓力低不能滿足供熱要求問題。

4.3.2管徑選的細一些可以節省投資減少散熱量。

4.3.3換熱器的換熱系數可以增大,節省換熱面積。

4。3。4增加蒸汽節能靈活性措施,如引射乏汽、熱泵及小汽輪機拖動等。




圖五 加供熱引射器進行配汽解耦的方案圖

4.4汽汽引射器技術發展簡介

汽汽引射過程是兩種可壓縮流體間的引射,涉及激波、相變等復雜的計算理論,國內外雖提出多種計算方案但未能提出自動尋找最佳結構的數值解法,國內有公司做得很好,編寫出了非常精確的計算軟件。特別是變工況計算更是難上加難,如果沒有變工況數據,引射器的推廣應用就大受限制,因為變工況是廣泛存在的。除計算理論正確外,還要通過長期大量的實踐案例來檢驗修正。

汽汽引射器的設計、制造及升級換代過程,現介紹如下:

4.4.1第一代不可調節型:共有三個口,高壓進口、低壓進口和混合器出口。



圖六 第一代引射器示意圖

4。4。2第二代可調型:在噴嘴中部加調節芯,通過改變噴嘴喉部的面積改變出口流量。缺點:由于噴嘴出口混合室面積不能同時按比例變化,因而變工況適應范圍很小(一般85%-100%)。



圖七 第二代引射器示意圖

4.4.3第三代多通道型(又稱多噴嘴型):此技術是目前通用技術。為了使小負荷下有引射效果,將大設備分解成多個小設備,集裝在一起,用一個執行器進行調節,通常分三段較多。



4.4.4 第四代聯調型:在設備中心設置一條通長芯子,調節過程中使噴嘴喉部面積、出口面積和混合面積同時嚴格按比例變化,而且混合室長度也同時進行適應性調整,以保持最佳工作狀態,從而使負荷從小到大都能保證較高的引射系數,可簡單理解為無級變速的方式。

除此以外,第四代產品還具有占用空間更小,安裝運行方便,故障率低等諸多優點。



圖九 第四代引射器示意圖

熱電解耦所用的引射器必須是第四代產品,因為機組運行不允許流量跳躍式變化,以免影響系統穩定性,而且高參數對設備提出了更多的要求,如材料結構等方面。

4.5安全性分析

引射配汽方案的安全性是大家最為關心的問題,這個問題需要從以下三個方面予以論述:

4。5。1變工況安全性分析

用引射配汽法實現熱電解耦后,汽輪機以小負荷運行,鍋爐以大負荷運行,二者在不同負荷工況下的參數流量基本上是不關聯的。通俗簡單的理解是:供熱那部分蒸汽去再熱器轉了一圈供出去了,即汽機的工況不變,鍋爐模擬了大負荷運行。

從計算結果來看:

4.5.1.130%電負荷時,冷再蒸汽流速(以DN700計算)最大為51.699m/s,流量也最大為884.407t/h,通過再熱器沒有問題。

4.5.1.270%時,引射升壓后的壓力最多為3。8424MPa,小于額定值4.416MPa,所以不會出現起壓現象。

4.5.1.3減溫水量控制始終以額定溫度321。1℃控制,所以再熱器超溫不可能。

在系統設計方面考慮了良好快速的退出機制,系統出現任何不正常現象只要關閉引射器開度到0,系統自然恢復加裝前狀態。不會由引射引發系統事故,只是抽汽能力會減小至解耦前狀態。

4.5.2突然失控

如果引射運行中突然控制失靈,出現下述三種情況之一:

4.5.2.1突然關閉則出現解耦失效最多導致主汽安全閥起跳,高排汽經過逆止閥進再熱器。

4.5.2.2突然全開,引射能力加大高排汽不會受到排斥升壓,這與不用引射器高低旁配汽方案相反,所出現的問題是供熱量加大可能使供熱系統安全閥起跳。

4.5.2.3卡住不動,根據卡住位置的不同,出現上述供熱能力偏大偏小的問題。總之引射出現問題是只影響抽汽供熱,對發電沒有影響。

4.5.3引射器自身的安全性

國內目前已有上汽汽千臺引射器在用,基本都是第三代及以前的產品,通常壓力等級也較低。用于超臨界主蒸汽上的設備很少。為了保證產品長期安全運行,主要解決材料的耐溫、耐壓、抗磨問題,一般采取如下措施:

4.5.2.1先減溫法:在引射器前加減溫器把溫度降下來,對材料的要求就低了,缺點:占地空間較大,現場布置較難。

4.5.3.2側控法為了防止高溫高壓帶來的密封隱患,將執行器安裝于引射器中部低壓低溫區,結構上避免主蒸汽側采用軟密封結構。

4。5。3。3兩次設計法,由產品開發單位所出的結構設計,再有專業的高資質制造商進行強度校核計算和結構改進并生產,嚴把工序質量。

4.6關于控制

增加引射配汽的改造參考方案,對熱控調節的要求與改造前變化不大,以豐潤唐山熱電系統數據簡述如下(見圖五):

4.6.1中低壓缸導汽管調節閥控制其閥后壓力為0。111MPa(經計算,此時進汽量為150t/h,根據經驗也可進一步調小),但上限不超過0.4MPa(基于大負荷時安全性考慮)

4。6。2用供熱引射器進汽量控制其出口供熱蒸汽壓力從而保證其流量滿足供熱要求,其設定值可大于0。4MPa

4。6。3用供熱引射器的減溫水量控制其出口的供熱蒸汽溫度。

4。6。4用配汽引射器進汽量控制冷再壓力,同步控制了熱再壓力。壓力設定值以變工況計算的數據擬合成曲線,在DCS上給定,進行跟蹤控制,當熱負荷很小時,引射器自動關閉,高排汽經逆止閥進再熱器。

4.6.5配汽引射器減溫水量用以控制其出口冷再溫度。

4。6。6熱再汽溫度仍由鍋爐側減溫器控制

4。7主要工程量及投資

4。7。1主要工程量:兩臺引射器及隔離門加裝,高排出口加逆止門及控制部分的傳感器加裝和DCS軟件補充。

4.7.2投資估算

300MW機組而言,引射配汽方案投資約800~1000萬元。而且鍋爐、電鍋爐和儲熱方案投資均為1億元上下,節約投資90%,全國一千臺以上機組急需熱電解耦,總投資約在1千億元以上。

5 結論

本文主要觀點如下:

5.1當前正在大規模啟動的熱電靈活性改造的關鍵措施是熱電解耦。

5.2做好熱電解耦工作,電網上就無需大量保留低負荷運行的備用調峰機組,政策應補貼停機機組,不應該鼓勵低負荷運行,這是電網節能環保的大方向。

5.3在諸多熱電解耦方案中,配汽引射方案具有顯著的優勢,它巧妙的解決了再熱器超溫和機組推力失衡問題,實現了大幅度解耦,使電網調峰發生概念性變化,更節能,更安全,更省投資,可為國家節省投資一千億元以上。

參考文獻:

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作者簡介:朱建文,男,高級工程師,從事汽機、鍋爐、熱力試驗、引射器技術研發和推廣工作多年。


 

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