600 MW超臨界供熱機組能量梯級利用及對比分析

莫子淵，顧煜炯，陸樹銀，耿直

600 MW超臨界供熱機組能量梯級利用及對比分析

莫子淵1，顧煜炯1，陸樹銀1，耿直2

（1. 華北電力大學 能源動力與機械工程學院，北京 102206； 2. 鄭州航空工業管理學院 航空工程學院，河南 鄭州 450046）

供熱機組的合理改造可以節約能源提升熱電廠效益。以某600 MW超臨界機組為基礎進行改造，加入耦合吸收式熱泵和螺桿膨脹機，并構建了系統的Ebsilon仿真模型，分析得到了系統各熱力性能參數和熱經濟參數隨熱網回水溫度的變化關系。將改造機組和傳統供熱機組比較，獲得了機組優化具體結果。結果表明：熱網回水溫度升高，系統熱力性能惡化，經濟性降低。在額定工況下改造機組相比傳統機組發電標準煤耗率降低了4.891 g/kW·h，當兩者都在最大抽汽量時，可多提供54 MW供熱負荷，供熱面積增大112.3萬m2；在供熱負荷都為500 MW、供熱面積都為1 041.7萬m2時，改造供熱機組可比抽汽供熱機組少抽汽64.708 t/h。運行過程中螺桿膨脹機一直能保持?效率較高的狀態，表明其在品位不高能源利用上的優勢。研究結果可為熱電聯產機組的供熱改造提供一定的參考。

熱電聯產；吸收式熱泵；螺桿膨脹機；熱力性能；熱經濟性

0 引言

國家正在大力推行火電機組向熱電聯產機組的改造，熱電聯產機組梯級利用能源，極大地提高了能源利用率，對環境改善和城市合理規劃布局起著重要的作用，符合我國節能減排的大方向。到2020年，熱電裝機比重將接近40%[1]。相比小型供熱機組，大型供熱機組的節能能力和環保性更好，且熱網水管路布置更為簡潔合理。但目前我國大型供熱機組比重不高，因此提高其占比是未來的重要發展方向[2-3]。我國一般設定熱網水供水溫度為120~130℃，且實際運行過程中其溫度常低于設定值[4-5]，而熱用戶側的室溫要求只需達到20 ℃即可[6]，導致熱電廠側與熱用戶側的溫差很大，能量品位十分不匹配，在換熱過程中勢必造成巨大的能量損失。盡管目前的常規純凝改造機組基本可以達到供熱需求，但仍存在不少能量損失。因此，很多國內外專家學者致力于改造常規熱電聯產機組，進一步減少?損，提高能源利用率。

文獻[7-8]進行了大型汽輪機高背壓供熱改造，建立了某330 MW空冷機組的供熱系統理論模型，通過研究獲得了改造高背壓供熱機組的數據指標。文獻[9]對比了常規三抽非調整抽汽供熱和背壓式小汽輪機排汽供熱方案，進行了經濟性計算，確定了后者供熱的可行性和優越性。文獻[10]通過對比國內供熱改造技術現狀，確定選用背壓小汽輪機方案對電廠進行改造。文獻[11]在熱力站側新增了吸收式換熱裝置降低熱網回水溫度，使熱網水能回收更多的低壓缸排汽余熱，顯著提高了供熱機組的供熱能力和能源利用率。文獻[12]在供熱機組中引進了吸收式熱泵回收低溫循環水的余熱，并對新系統做了變工況分析。

但以上研究大都是對高背壓供熱機組的改造，且機組容量很多都是300 MW，而本文基于能量梯級利用的思想對600 MW常規抽汽供熱機組進行改造，系統中新加入吸收式熱泵和螺桿膨脹機，并運用Ebsilon軟件建立了系統模型，研究改造后供熱機組的熱力性能，為大型抽汽供熱機組的優化改造提供了一定的借鑒。

1 改造供熱機組系統介紹

常規抽汽供熱機組直接將部分中壓缸抽汽噴水減溫減壓，將一次熱網回水加熱到供水溫度，此過程中有很多能量沒有得到合理利用，其原理如圖1所示。

圖1 傳統抽汽供熱機組系統原理簡圖

本文建立的耦合吸收式熱泵和螺桿膨脹機的600 MW超臨界供熱機組系統原理圖如圖2所示。相比常規抽汽供熱機組，使用了吸收式熱泵回收電廠循環冷卻水余熱作為基本負荷熱源，并且考慮到吸收式熱泵發生器所需的驅動熱源品質要求不高，故將部分中壓缸排汽通入發生器前，先通入到螺桿膨脹機做功發電后再進入到發生器。由于螺桿膨脹機特性，這部分中壓缸排氣的溫度降低較少，與其相連的發電機卻能產生相對可觀的電能。一次熱網回水依次經過吸收式熱泵的吸收器和冷凝器，吸熱實現兩次溫升，與此同時熱網水也在吸收式熱泵蒸發器中蒸汽的熱驅動下吸收了電廠循環冷卻水的熱量，接著熱網水進入到尖峰加熱器吸收中壓缸排汽的熱量以達到一次熱網供水要求。因為吸收式熱泵提高了一次熱網回水的溫度，在尖峰加熱器中加熱時換熱溫差減少，減少了換熱?損。

圖2 耦合吸收式熱泵的600 MW超臨界供熱機組系統原理圖

2 供熱機組相關模型建立

2.1 機組新增部件數學模型建立

鍋爐、汽輪機、凝汽器等設備[13-15]的數學模型已在很多論文中詳細介紹，本文只對新加入的吸收式熱泵和螺桿膨脹機進行建模，進而研究改造后供熱機組的熱力性能。

2.1.1 吸收式熱泵數學模型

吸收式熱泵的熱量轉移示意簡圖如圖3所示。它主要由發生器、吸收器、蒸發器、冷凝器和溶液熱交換器組成，是一種實現低溫向高溫輸送熱量的設備。第一類吸收式熱泵的性能系數值處于1.5~2.5之間，能有效提高熱電廠的能源利用率。按工質對分類，可以分為溴化鋰–水吸收式和氨–水吸收式[16]，顯然前者的溫度區間與汽輪機中壓缸抽汽溫度更匹配。本文選用荏原公司的第一類單效溴化鋰–水吸收式熱泵，單臺設備制熱38 MW，值為1.7，配置4臺可滿足需求。

圖3 吸收式熱泵熱量轉移示意簡圖

吸收式熱泵的性能系數為：

吸收式熱泵?效率：

式中：G為被螺桿膨脹機利用后中壓缸排汽抽汽在發生器內所釋放的熱量，MW；A、C為一次熱網回水在吸收器和冷凝器內的吸熱量，MW；ap為吸收式熱泵?效率；hw、cq、xh分別為熱網回水在吸收式熱泵中增加的?能、經螺桿膨脹機利用后中壓缸抽汽輸入吸收式熱泵的?能以及電廠循環冷卻水輸入吸收式熱泵的?能，kJ/kg。

2.1.2 螺桿膨脹機數學模型

螺桿膨脹機為容積型膨脹機，由一對相互嚙合的陰陽轉子、軸承和機殼等組成，在可再生能源、余熱余壓的利用上獨具優勢[17]，適宜流量不太大的場合。新系統中壓缸排汽溫度在370 ℃以下，處于螺桿膨脹機工作區間。本文選用江西華電的SEPG1000型螺桿膨脹機，單臺螺桿膨脹機功率最大可到3 000 kW，轉速1 500~3 000 r/min，配置3臺可滿足使用需求。

螺桿膨脹機發電功率為：

螺桿膨脹機?效率：

式中：ex,se為螺桿膨脹機發電量，MW·h；t為螺桿膨脹機機械效率；e為發電機效率；cq為進螺桿膨脹機中壓缸排汽抽汽流量，kg/s；out、in為螺桿膨脹機進出口焓值，kJ/kg；ex,se為螺桿膨脹機?效率；ex,se為螺桿膨脹機獲得?能，kJ/kg。

2.2 熱力性能分析模型

除了探究機組中吸收式熱泵和螺桿膨脹機的節能能力外，還需分析改造后供熱機組的熱力性能和熱經濟性，從而發掘系統的節能潛力以指導優化供熱機組。共需要用到以下評價指標：

汽輪機熱耗量0：

其中：

式中：tp(h)、tp(e)分別表示供熱熱耗和供電熱耗，kJ/h；h表示總供熱負荷，MW；0、rh表示主蒸汽流量和再熱蒸汽流量，kg/s；0、fw、rh,1、rh,0分別表示主蒸汽焓、鍋爐給水焓、再熱蒸汽出口焓和再熱蒸汽進口焓，kJ/kg；b、p分別表示鍋爐效率和管道效率，本文鍋爐效率取0.92，管道效率取0.99。

發電熱效率：

發電標準煤耗率：

式中：tp(e)表示發電熱效率；e表示發電功率，kW；表示發電標準煤耗率，g/kW·h。

3 系統仿真結果及對比分析

3.1 系統設計參數

新系統考慮了軸封漏量和管路損失，暫時忽略一次熱網水在輸送去熱力站途中的散熱損失、與二次熱網水換熱過程中的換熱損失以及各換熱器中的換熱損失，雖會導致計算值與實際值有偏差，但系統計算結果仍具有一定的參考價值。設定設計工況下一次熱網供回水溫度為120 ℃/50 ℃，流量為6 122 t/h，總抽汽流量為613.2 t/h，則系統的總供熱負荷為500 MW，按熱用戶耗熱指標為48 W/m2，則供熱面積為1 041.7萬m2。在總供熱負荷中，作為基本負荷熱源的吸收式熱泵提供的熱負荷為121 MW，作為調峰熱源的尖峰加熱器提供的熱負荷為379 MW，基本負荷熱源供熱占比為0.243。吸收式熱泵供熱負荷中，從電廠循環冷卻水吸熱而得到的熱負荷為66 MW，占比為0.545，吸收式熱泵的值為1.70。本文設定環境溫度為273.15 K。新系統的具體設計參數如表1所示。

表1 設計工況下主要參數熱力值

3.2 系統熱力性能分析

本文改造的供熱機組在設計工況下，吸收式熱泵可以將6 122 t/h的一次熱網回水從50 ℃加熱到67 ℃，期間實現將9 500 t/h的電廠循環冷卻水從26 ℃降低到21.5 ℃，一定程度地減小了對環境的熱污染。而100 t/h的中壓缸排氣抽汽經過螺桿膨脹機利用后壓力從1.179 MPa降低到0.3 MPa，溫度降低了124 ℃，通過利用壓差能，與螺桿膨脹機相連的發電機產生電量6.476 MW，在供給系統中其他泵功消耗后仍剩余6.241 MW。另外，汽輪機組發電量為525.582 MW，相比同樣工況的純凝機組發電量僅減少了139.709 MW，卻提供了500 MW的供熱負荷。電熱比為熱電聯產機組發電量和供熱量的比值，是無量綱數。經過計算，供熱機組各工況下的熱力性能參數如表2所示。

表2 機組全工況熱力性能參數

供熱機組在50% THA時，由于汽輪機低壓缸有最小流量限制，導致供給尖峰加熱器的中壓缸排汽最大抽汽量不足以將吸收式熱泵出來的一次熱網回水加熱到120 ℃，只能加熱到103.2 ℃，提供的供熱負荷也只有379.612 MW。在總供熱負荷中，可以看出，從VWO工況逐步變化到50% THA工況，吸收式熱泵供熱負荷占比緩慢提升。由表2可知，隨著負荷降低，發電煤耗率和電熱比降低，熱經濟性越來越好，螺桿膨脹機?效率小幅度提升，而吸收式熱泵?效率小幅度降低。

改變一次熱網回水溫度，使其在50~60 ℃內變化，探究供熱機組各熱力性能參數在100% THA、75% THA和50% THA 3種工況下隨一次熱網回水溫度變化的規律，如圖4所示。

發電功率和供熱總負荷是衡量熱電聯產機組熱力性能最直接的參數，圖4（a）（b）中，3種工況下發電量隨著回水溫度的上升而上升，而供熱總負荷的變化規律相反，并且供熱總負荷的下降趨勢更明顯，這是因為當回水溫度升高，流量保持不變的情況下，熱網供回水溫差減少，其焓差也相應減少。根據供熱負荷的計算式，供熱負荷只取決于熱網水的質量流量和焓差，因此供熱負荷也就隨著減少，而供熱負荷由損失一部分發電量提供，當供熱負荷減少，發電量也逐漸增多。供熱負荷由吸收式熱泵供熱負荷和尖峰加熱器供熱負荷組成，其中吸收式熱泵的值大于1，代表著投入一份熱能產生一份多的熱，這也就是供熱負荷變化趨勢更明顯的原因。圖4（b）中100% THA和75% THA的曲線重合，是由于在兩種工況下熱網水流量和供回水溫差相同，從而導致供熱負荷相同。

供熱熱耗、電熱比和發電標準煤耗率可用來分析供熱機組的熱經濟性，由圖4（c）可知，供熱熱耗隨著回水溫度升高而下降，與供電熱耗的變化趨勢相反，供熱熱耗和供熱總負荷、供電熱耗和發電量的變化是保持一致的，且在同一工況下，供熱熱耗和供電熱耗的總值即熱耗固定，不隨回水溫度變化，此規律可從式（5）看出，發電標準煤耗率以及電熱比是衡量熱電聯產系統熱經濟性的參數，其中發電標準煤耗率和電熱比越低則供熱系統的經濟性越好。圖4（d）~（e）反映了兩者隨回水溫度的變化情況，可見隨著回水溫度的升高，都朝熱經濟性差的方向變化，所以在實際應用中，供熱機組應盡可能地降低回水溫度，保證其經濟性。另外，在圖4（e）中，發現75% THA和50%THA工況下的發電標煤曲線在溫度為52.2 ℃時相交，在交點后反而75%THA工況經濟性更好，而按經驗應該是介于100%THA和50%THA之間。分析原因，在50% THA工況時，因為中壓缸排汽抽汽限制，使熱網水最多只能加熱到103.2 ℃，而100% THA和75%工況中壓缸排汽可抽汽量足以將熱網水加熱到本文熱網供水設定值120 ℃，從而導致50% THA 工況的供熱總負荷低于另外兩種工況，這也間接影響到供熱熱耗、供電熱耗，最后影響到發電標準煤耗率，使其不能達到理論可達到值。

另外，機組中新增部件的節能能力可用?效率評判，圖4（f）中發現螺桿膨脹機的?效率維持不變，且基本在80%附近，處于一個較高的水平，說明螺桿膨脹機的節能能力比較優秀。查看搭建的供熱機組Ebsilon系統圖，可知改變熱網回水，螺桿膨脹機進出口參數并不會變化，故其?效率也不會發生變化。在圖4（g）中，吸收式熱泵的?效率呈線性升高的趨勢，說明熱網水?能增加速度大于中壓缸排汽抽汽和電廠循環冷卻水輸入吸收式熱泵?能增加的速度。在每種工況下，熱網回水溫度從50 ℃變化到60 ℃時，其?效率都能提高10%左右。

3.3 與常規熱電聯產機組的對比

為了將系統與傳統熱電聯產機組比較，本文另外搭建了抽汽供熱機組的Ebsilon仿真模型，設計工況設置為供水溫度120 ℃，回水溫度50 ℃，供熱負荷為500 MW。經過計算，抽汽供熱系統與本文系統幾項關鍵熱力性能參數如表3所示。

表3 兩供熱系統熱力性能參數

由表3可知，改造后供熱機組相對傳統抽汽供熱機組，發電量增加了13.651 MW，發電標準煤耗率降低了6.166 g/kW·h，電熱比提高了2.64%，提供相同的供熱負荷，抽汽流量減少了64.12 t/h。改造后供熱機組的熱力性能和熱經濟性提升顯著，優越性明顯。

經計算，在100% THA工況下，改造供熱機組在最大抽汽量時，能提供724 MW供熱負荷，供熱面積為1 509.1萬m2，相比抽汽供熱機組最大抽汽量時可多提供54 MW供熱負荷，供熱面積增大112.3萬m2；在供熱負荷都為500 MW、供熱面積都為1 041.7萬m2時，改造供熱機組可比抽汽供熱機組少抽汽64.708 t/h。在75% THA工況下，改造供熱機組在最大抽汽量時，能提供548 MW供熱負荷，供熱面積為1 141.6萬m2，相比抽汽供熱機組最大抽汽量時可多提供67.8 MW供熱負荷，供熱面積增大141.2萬m2；在供熱負荷都為480.2 MW、供熱面積都為1 000.4萬m2時，改造供熱機組可比抽汽供熱機組少抽汽66.84 t/h。在50% THA工況下，改造供熱機組在最大抽汽量時，能提供379.6 MW供熱負荷，供熱面積為791.2萬m2，相比抽汽供熱機組最大抽汽量時可多提供65 MW供熱負荷，供熱面積增大135.9萬m2；在供熱負荷都為314.6 MW、供熱面積都為655.3萬m2時，改造供熱機組可比抽汽供熱機組少抽汽63.035 t/h。特此說明，在75%THA和50%THA工況下比較時，當有供熱機組不足以提供500 MW熱負荷時取抽汽供熱機組供熱負荷最大值為基準進行比較。

3.4 經濟性收益對比

按上網電價為0.349 7元/kW·h計算，供熱負荷設計為500 MW，改造供熱機組相比抽汽供熱機組每小時可多發電19 892 kW·h，采暖期為120天，則每年可多發電5 728.896萬kW·h，一個采暖期內由于多發電而增加的利潤為2 003萬元。當改造供熱機組和抽汽供熱機組都在其最大抽汽量時，前者每小時可多發電5 345 kW·h，多供熱47 MW，熱價按20元/GJ計算，則一個采暖期能多帶來1 513萬元的利潤。

4 結論

（1）本文新增了吸收式熱泵和螺桿膨脹機，能有效回收電廠循環冷卻水的余熱和中壓缸排汽抽汽的壓差能，節能降耗，提高了熱電廠能源利用率，且螺桿膨脹機產生的電量足夠提供其他泵功消耗，有電量剩余。

（2）探究出系統各熱力性能參數隨熱網回水溫度的變化規律，具體說來，當熱網回水溫度升高時，發電量增加，供熱負荷減少，供電熱耗和供熱熱耗的規律同比發電量和供熱負荷。系統的熱經濟性參數如電熱比以及發電標準煤耗率隨著熱網回水溫度的升高而惡化。

（3）與常規抽汽供熱機組相比，本文系統熱力性能更為優越，經濟性更好，表現在發電量增大，設計工況下發電標準煤耗率降低了6.166 g/kW·h，對此參數來說下降程度巨大。且在供熱負荷相同時，新系統可少抽汽64.12 t/h，很好地體現了節能降耗的原則。

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Energy Cascade Utilization and Comparative Analysis of 600 MW Supercritical Heating Unit

MO Ziyuan1, GU Yujiong1, LU Shuyin1, GENG Zhi2

(1. School of Energy Power and Mechanical Engineering, North China Electric Power University, Beijing 102206, China; 2. School of Aeronautical Engineering, Zhengzhou University of Aeronautics, Zhengzhou 450046, China)

Reasonable transformation of heating units can save energy and improve the efficiency of thermal power plants. Based on a 600 MW supercritical unit, an Ebsilon simulation model was transformed, coupled with an absorption heat pump and a screw expander. The relationship between the thermal performance parameters and thermal economic parameters of the system with the return water temperature of the heating network was analyzed. Through comparing the modified unit with the traditional heating unit, the specific results of unit optimization were obtained. The results show that when the return water temperature of the heating network increases, the thermal performance of the system deteriorates, and the economy decreases. Under rated conditions, the standard coal consumption rate of the modified unit for power generation is reduced by 4.891 g/kW·h, compared with the traditional unit. When both are at the maximum extraction capacity, the modified unit can provide an additional 54 MW heating load and increase the heating area by 1.123 million m2. When the heating load is 500 MW and the heating area is 10.417 million m2, the modified heat supply unit can extract less steam at 64.708 t/h than the extraction heat supply unit. During operation process, the screw expander has been able to maintain a high exergy efficiency state, indicating its advantage in low-grade energy utilization. The research results can provide a certain reference for the heat supply transformation of the cogeneration unit.

cogeneration; absorption heat pump; screw expander; thermal performance; thermal economy

TM621

A

1672-0792(2021)04-0055-08

10.3969/j.ISSN.1672-0792.2021.04.008

2021-01-15

北京市自然科學基金（3172031）；河南省住房城鄉建設科技計劃項目（HNJS-2020-K08）；河南省重點研發與推廣專項（科技攻關）項目（212102210009）

莫子淵（1996—），男，碩士研究生，研究方向為螺桿膨脹機、余熱余壓利用技術。