350MW超临界机组可调式蒸汽喷射器工业供热系统热电联产性能分析

孙博昭， 王春波， 李 松， 米大斌， 郭江龙， 米翠丽

(1.华北电力大学 能源动力与机械工程学院， 河北 保定 071003；
2.河北冀研能源科学技术研究院有限公司，河北 石家庄 050051)

热电联产(combined heat and power, CHP)技术是火电行业节能减排的重要举措，高参数、大容量的燃煤热电机组已经大批量投运，装机总量稳居世界前列[1，2]。目前，“以热定电”仍然是CHP机组主要的运行模式[3]。然而近年来风力、光伏等清洁能源发电并网迅猛，非采暖季CHP机组经常处于中、低负荷工况或停机，在“以热定电”运行模式下难以满足外部用热需求[4，5]。同时，工业用户受制于工艺，对用汽参数波动十分敏感；
中、低负荷变工况导致汽轮机工业供热抽汽口压力低于用户需求时，调门增压等方案会对机组设备造成危害[6，7]。因此亟待找到利于热电解耦的运行新模式，从而提升CHP机组非采暖季中、低负荷工业供热能力的同时保证设备的安全稳定运行。

近年来，行业内诸多学者已经为此做了大量研究。Long等[8]提出CHP机组运行时人为提高负荷，并为其配备电热泵用以吸纳冗余发电量来加热热网，有利于热电解耦。崔杨等[9]提出在CHP机组上增加储热装置，能够打破“以热定电”的运行模式，促进风电发电的并网消纳。Chen等[10]发现当CHP机组加装储热设备和消纳风电的电锅炉时，可以分担部分热网负荷，缓解机组负荷低导致的供热不足。但研究表明，上述方法对机组供热能力提升有限，且不能弥补每小时百吨量级的中压供热缺口[11]。李小龙[12]将固定式蒸汽喷射器与工业供热系统进行耦合，发现其在特定工况下对机组供热能力及设备安全性都有显著提升。本文作者在之前的研究中发现，蒸汽压力波动时通过改变面积比，可以保证可调式蒸汽喷射器的工作性能(临界背压、引射系数和出口流量)都保持在较高且稳定的范围内，利于机组变工况时自身稳定运行[13]。

本文以河北南网某350MW超临界热电联产机组为研究对象，利用EBSILON 15.0分别构建包含新(可调式蒸汽喷射器)、旧(汽轮机直接抽汽)工业供热系统的机组整体热力系统模型，研究机组非采暖季中、低负荷工况下两者的工业供热能力和热经济性差异，并根据机组近两年非采暖季电负荷运行时长分布，计算两者给机组带来的经济性差异及实施改造的投资回收期。

机组采用北京巴威全钢构架Π型超临界直流煤粉锅炉、东方电气集团两缸两排汽单轴超临界汽轮机和配套的水-氢-氢自并静止励磁发电机，其基本参数如表1所示。

表1 350MW超临界热电联产机组基本参数

作为当地唯一的大型供热企业，该热电厂在保障附近居民冬季采暖的同时，也需要全年为周边石油化工、机械制造等企业提供中、低压工业蒸汽。按照初始设计，单台机组非采暖季(约240天)发电负荷高于80%时，通过汽轮机直接抽汽工业供热系统可以保质保量对外供应3.5～4.0MPa、380～450℃、80～160t/h的中压工业蒸汽和0.5～1.0MPa、230℃、10～20t/h的低压工业蒸汽，且单机运行时满足周边工业用热总量。当前周边工业用热总量为120t/h、参数不低于3.5MPa、400℃的中压蒸汽和30t/h、参数不低于0.5MPa、230℃的低压蒸汽。图1是汽轮机直接抽汽工业供热系统示意图。

然而由于风力、光伏等清洁能源发电发展迅猛，该机组在非采暖季高于80%电负荷的运行时长仅占其总运行时长的五分之一(约1 000h)，受制于“以热定电”的运行模式，使得中、低电负荷下原有的供热系统无法保证中压供汽压力。目前机组运行时通过减小中压调门开度来提高抽汽压力，从而保证中、低负荷工业供汽品质，但单机工业供热能力依然不达标，详细情况见表2。此外，上述操作不仅会造成如汽轮机缸效率下降、发电煤耗升高等诸多经济性问题，还威胁到机组设备安全，故不能作为理想的长期解决方案。

表2 机组不同负荷中压供热能力

鉴于此，本文构建了可调式蒸汽喷射器工业供热系统(以下简称“新系统”)，在机组电负荷低于80%时投运，如图2所示。新系统的工作蒸汽来自主蒸汽，引射蒸汽来自再热热段蒸汽，二者适量喷水减温后通过蒸汽喷射器混合升压达标后供给用户，从而保证了供热参数。同时，由于新系统汽源直接取自锅炉蒸汽管道，中、低负荷下只需按需保证锅炉供给系统的蒸汽量即可满足外部工业用热总量，因而较大程度的解决了机组“以热定电”运行模式下中、低负荷无法保质保量工业供热的问题，利于热电解耦。此外，由于新系统并未从汽轮机内部抽汽，汽轮机缸效率得以最大程度恢复到设计值，提高了机组发电经济性及设备安全性[14]。

图1 直接抽汽工业供热系统示意图Fig. 1 Schematic diagram of direct extraction steam industrial heating system

图2 可调式蒸汽喷射器工业供热系统示意图Fig. 2 Schematic diagram of industrial heating system with adjustable steam ejector

本文使用EBSILON软件，基于质量和能量平衡，以回热加热系统为核心，将含有锅炉、汽轮机和发电机等主要部件的简化热力系统进行建模，简化模型如图3所示。由于EBSILON默认将含有调节级的汽轮机组件设定为“阀全开”，因此使用机组VWO工况参数作为模型的设计工况参数，具体参数见表3，并在其中添加流动阻力原件以模拟实际管道内的流动阻力。

表3 机组VWO工况建模相关参数

模型搭建完成后，为检验其精度，又分别加入TMCR、TRL、THA、75%THA、50%THA、40%THA、30%THA等七种机组设计工况对应参数输入模型进行仿真计算。计算仿真结果与对应工况现场试验数据吻合良好，证明了该模型的正确性，误差汇总见表4。最后，分别将新旧工业供热系统加入模型，如图4和图5所示。

图3 机组热力系统EBSILON简化模型图Fig. 3 Simplified model diagram of unit thermal system in EBSILON

表4 机组设计值与模型计算值误差汇总Tab.4 Summary of errors between unit design value and model calculation value

图4 机组旧热电联产EBSILON简化模型图Fig. 4 Simplified model of the old cogeneration unit in EBSILON

图5 机组新热电联产EBSILON简化模型图Fig. 5 Simplified model of the new cogeneration unit in EBSILON

机组电负荷高于80%时，再热热段蒸汽压力高于3.5MPa，采用原有中压供热方式即直接抽取再热热段蒸汽便能满足工业用户用汽参数要求；
而电负荷低于80%时，再热热段蒸汽压力低于3.5MPa，原有中压供热方式不满足用户参数要求且采用中调门增压对机组自身经济性、安全性均有较大影响，此时使用新系统对外供工业蒸汽。考虑到热电联产机组采暖季为保证居民采暖，机组电负荷率基本高于80%，因此只分析其在非采暖季使用新旧工业供热系统带来的热经济性差异。根据周边用热需求，单机对外中压供汽标量为120t/h，参数不低于3.8MPa、400℃，低压供汽标量为30t/h，参数不低于0.5MPa、230℃。新系统EBSILON模型中，可调式蒸汽喷射器在不同工况下的引射系数通过相关文献计算模型获取[15]。

3.1 热经济性分析计算模型

新系统改变了原有的供热方式，机组热经济性也将随之变化，主要体现在发电热效率和发电标准煤耗率[16]。采用热量分配法进行计算，公式如下[17]：

机组热耗量Qtp：

(1)

机组热耗率qtp：

(2)

机组热效率ηtp：

(3)

对外工业供热量Qgr：

Qgr=ηhs(mzyhzy+mdyhdy)

(4)

工业供热热耗量Qtp,h：

(5)

发电热耗量Qtp,e：

Qtp,e=Qtp-Qtp,h

(6)

发电热耗率qtp,e：

(7)

发电热效率ηtp,e：

(8)

(9)

3.2 中、低电负荷热经济性分析

图6 机组旧系统75%THA工况热电联产EBSILON计算结果Fig. 6 Calculation results of cogeneration of heat and power of the old unit system under 75%THA condition in EBSILON

图7 机组新系统75%THA工况热电联产EBSILON计算结果Fig. 7 Calculation results of cogeneration of heat and power of the new unit system under 75%THA condition in EBSILON

利用热电联产计算模型对80%THA、75%THA、50%THA、40%THA和30%THA共5个机组非采暖季运行时长较长的工况的计算结果表明，不同中、低负荷下新系统对外工业供热总量始终稳定在460 GJ/h左右，中压供汽压力保持在3.8MPa，相较于旧系统最大300 GJ/h供热量、中压供汽抽汽口压力最高3.5MPa的情况，不仅满足用户侧需求也显著增加了机组供热收益。机组非采暖季新旧系统不同中、低负荷下的对外有效供热量见图8。

图8 机组非采暖季中、低负荷对外有效供热量Fig. 8 Effective external heat of the unit supply under medium and low load conditions in non-heating season

75%THA工况时，机组新系统投运时发电煤耗率为269.7g标准煤/kW·h，旧系统则为276.3g标准煤/kW·h，两者煤耗率相差6.6g/kW·h。当机组负荷从80%THA减小至30%THA时，发电标准煤耗率的增量从旧系统的34.4g/kW·h降低至新系统的7.6g/kW·h，新系统显著降低了机组在非采暖季的发电成本。机组新旧工业供热系统非采暖季投运时不同中、低负荷下的发电煤耗率见图9。

图9 机组非采暖季中、低负荷下发电煤耗率Fig. 9 Standard coal consumption rate of unit for power generation under medium and low load conditions in non-heating season

3.3 全年非采暖季工业供热经济性分析

机组收益分析所需基本参数如下：对外中压供热价55元/GJ，低压供热价25元/GJ；
补水水价41元/吨，利用系数为0.98；
每吨标准煤折价650元，产生2.62吨二氧化碳，6.4公斤二氧化硫，5.5公斤氮氧化物，185公斤粉煤灰；
超低排放运营下二氧化硫脱除成本为6 401元/吨，氮氧化物脱除成本为4 581元/吨，烟尘脱除成本为114元/吨；
超低排放副产物石膏售价60元/吨，粉煤灰150元/吨[18]。结合表2中机组在2018年非采暖季不同负荷下的运行时长，计算出改造后机组全年非采暖季预期收益增量，如表5所示。

表5 机组新旧系统全年非采暖季收益对比

3.4 经济性分析

为进一步评估耦合蒸汽喷射器工业供热系统项目改造对机组经济性带来的影响，本文将采用电厂供热改造项目常用的动态投资回收期法来对投资进行技术经济评价[19]。该法具体原理如下：首先计算出该项目投运年限内每年的预期收益与对应年现金支出之间的插值，称为每年净现金；
然后将每年净现金归算至投资第一年并相加得到总现值；
进而将总现值与投资额相减得到净现值(NPV)，其数值正负表示项目是否可行，为正则表示项目可以为投资方创造效益，而其数额大小则表示项目预期的收益效果，净现值越大表示收益空间越大。计算公式为

(10)

式中：NFC(t)表示第t年的净现金，万元；
K为基准折现率，本文取8%[20]；
n表示项目寿命年限。

NFC(t)=CIt-COt

(11)

式中：CIt表示第t年的预期收益现金流入额，万元；
COt表示成本支出现金流出额，万元。

当项目净现值由负变正时，此时时间t就是该项目的动态投资回收期T，结合公式(10)可以推出其表达式为：

(12)

式中：m表示总收益变正的年数；
Ft表示第t年现金流，万元。

新系统预计静态投资2919万元，建设期1年，设计寿命20年，直线折旧，残值率5%，人员配置100万元/年，年维护修理费3.5%，增值税16%，城市维护建设费7%，教育附加费5%，所得税25%，公积金10%，基准折现率取8%。根据表5计算结果，年收益税后约为893.65万元。根据公式(10)计算得出改造方案的净现值为3342万元，结合公式(11)、(12)计算得出税后动态回收期为5.8年，远低于设计寿命，项目可行性较高。

通过对包含新(可调式蒸汽喷射器)、旧(汽轮机直接抽汽)工业供热系统的超临界机组建模分析和相关指标计算，得到以下结论：

(1)机组非采暖季中、低负荷下投运新工业供热系统时，预计可保证在30%THA至80%THA工况波动下每小时稳定对外供应3.8MPa、大于380℃的中压工业蒸汽120吨和0.5～1.0MPa、230℃的低压工业蒸汽30吨，实现显著“增汽”的同时其发电标准煤耗率最大增幅从34.4g标准煤/kW·h减小至7.6g标准煤/kW·h。

(2)相较于旧工业供热系统，新系统在每年非采暖季预计可以对外多供应17.85万吨、折合热量59万GJ的中压工业蒸汽和3.8万吨、折合热量11.6万GJ的低压工业蒸汽，经济效益显著；
发电标准煤耗量年节约量0.83万吨，减排CO2和SO2分别约2.18万吨、11.5吨，环境效益显著。

(3)相比于旧工业供热系统，新系统将为企业每年创收1515万元(税前)，税后动态投资回收期为5.8年。