用引射配汽法实现大幅度热电解耦

0 引言

为了有效利用可再生能源保护环境，解决好热电产能过剩和冬季供热能力不足问题，电力发展十三五规划提出：全面推动煤电机组灵活性改造，三北地区供热机组改造约1.33亿千瓦，供热机组改造约0.82亿千瓦，其他地区纯凝机组改造约0.045亿千瓦。改造完成后增加调峰能力4600万千瓦，其中三北地区增加4500万千瓦。

要求灵活性改造的主力机组主要是300MW级880台，600MW级481台，两者之和为1361台，总装机容量约7亿千瓦。

为了鼓励机组小负荷运行，国家和各大电力集团纷纷出台了可观的奖励政策。

如此大的改造动作，应该探索一个最为有效、最节约投资的解决方案，可是现有的解决方案各有弊端，尤其是投资额十分可观。

1 关于热电灵活性改造

为了满足新形势下电网大幅度调峰要求，燃煤电厂正着手采取灵活性改造，除了对汽轮机组侧进行改造，即热电解耦外，对炉侧改造也在计划中，有的电厂已开始实施，包括：燃烧系统、脱硫脱硝系统、空预器及控制系统等，改造的目标是让锅炉能够低负荷（如低于30%负荷）运行。从表面上看机组处于低负荷待命有两个好处：一是电网要求加负荷，待命机组可以迅速反应，适应灵活调峰要求；二是节约锅点火升温的费用。但笔者有不同的看法，以为没有必要花费很大的人力物力进行改造.以下观点如有不妥，请读者专家们批评指正。

1.1目前我国电网容量为：33.66亿千瓦，启停一台600MW机组对电网的冲击非常微小。

1.2有效的解决热电解耦问题后，对于带有一定热负荷的机组，没有必要对锅炉进行小负荷运行改造，因为全网热电总负荷完全可以调到使大部分锅炉不投油负荷下运行。我们不妨做这样一个设想，对所有供热机组，凡投运锅炉均在70~80%负荷下运行，带上所需要带的热负荷，由于实现了大幅度的热电解耦，电负荷都能在30~80%之间自由调整着，这样一个电网本身就是一个调峰自由度很大的电网，对于一般的电负荷波动，调峰速度完全可以适应。只有负荷出现长期大幅度的增加或减小情况才有必要增减机组投用台数，而这些增减的机组应该是不带供热的机组，因为供热机组在供热季不能停运。

所以说锅炉小负荷改造是不必要的，其实，这不是设想，而是完全可以实现的，见下述。

1.3长期维持机组低负荷运行（也就是低效率运行），浪费能源严重。从节能环保大的格局来说，奖励不应该奖给低负荷运行的机组而应该奖励或补贴给因调峰而停运的机组。

2 热电解耦概念的提出：

我国目前供热主力机组主要是两个出力级别的机组，一是300MW级，二是600MW级，采暖抽汽一般都是取自中压缸排气，最大供热能力时，电负荷率一般都在80%左右，大于此负荷率，受锅炉蒸发量的限制，供热能力陡降；小于时，由于汽机通流量减小（见图一：唐山西郊350MW机组（CHO2-2#）抽汽工况图），抽汽流量也随之减小，所以有以电定热或以热定电的说法，也就是说电热负荷相互关联，相互制约的。

图一 唐山西郊350MW机组（CHO2-2#）抽汽工况图

近年来，我国电力产能过剩问题显现出来，水、风、日、核、生物质能源发电量增加，环保节能产业调整等原因，使电网总负荷大大降低，而且对调峰灵活性要求大为提高。与此同时冬季热负荷正在迅速增加，冬季又要多供热又要少发电，和发电机组的运行特性形成鲜明的矛盾。解决这一矛盾的思路和办法首先是将发电量与供热量的关联解开，即实现热电比大幅自由转换，这便是热电解耦。

关于热电比的概念简述如下：

3 热电解耦的问题与当前方案简析

首先告诉大家一个天文数字一千多亿元，这个数字就是我国正在启动热电解耦改造所要投入的资金。它是这么得来的：有一千多台机组需要改造，投资少的300MW级机组需要1亿元，投资多的600MW级机组投资多达近2亿元，还有一些小机组也需要改造，在现有的解耦方案中，所谓储热方案和电锅炉方案都需要此投资规模。除此以外还有低压缸零出力改造，高、低旁联合配汽等方案各有弊端，现简析如下：

3.1储热

储热方案主要是指建设大型热水池，在供热能力过剩时储备热能；在不足时回供。此方案对300MW级机组的投资约1亿元。

3.1.1储热逻辑

对于每天二十四小时而言，热负荷需求量大的时候，电负荷需求量也大，反之亦然。例如凌晨两点热负荷需求到最低点，晚上18点达到高峰，电负荷也是一样。这说明储热解耦逻辑上有问题，即空间有限。详细一点说，当热负荷小时本该是储热，但此时电负荷也小，没有更多的供热能力可储；相反，当热负荷大时储热池应该回供热量，但此时电负荷也大，机组的供热能力基本够用了，无需回供，何况储热池本身就没有储有很多能量可供。

3.1.2储热可靠性

热水的储热能力有限，投巨资、占大块土地，所建水池所获储热量只够很短时间使用。专业人员简单计算便知，在天气持续寒冷即热负荷大的时间，所有储热量用尽了，热用户依然束手无策。相反，天气持续温和，机组供热能力够了储热池就没有存在的必要，投资就无意义了。

如果说储热可以帮助可再生能源发电量波动引起的电网调峰。那只能说对太阳能发电有作用，对其他能源：风、水、核都无济于事。因为它的波动周期不是一日内，水池储热量远不能满足要求。即使对太阳能而言逻辑上也不是恰好弥补的，因为白天发电量大而热网的热负荷需求也大。

3.1.3储热经济性

储热池散热面积很大，散热量也是值得注意的。

3.2电锅炉

电锅炉方案主要是指建设大型电锅炉，将过剩的发电量加热成热水用于供热。此方案对300MW级机组的投资也是1亿元左右，占地空间也很大。

3.2.1电锅炉逻辑

供热机组一般在80%左右负荷下达到最大供热能力，此时发电能力过剩，将发电量通过电加热转化为供热量的确可以大幅度增加机组供热能力，但那不一定非得由电厂投巨资来做。电网上、用户端处处可做，甚至居民用户家里可以直接采用电暖气片或电地暖就行，而且更加方便。

3.2.2电锅炉经济性

电是非常宝贵的高品位能源，发电过程机炉都发生过各种各样的能量损失，还有人力物力等等大量的财务成本。用高品位的电能以1:1的转化系数转化成热能，这个逆向的转化过程严重违背了热力学原理，因为电热泵完全可以实现1:2或者更高得转化率。当然电热泵也有自身问题，如气温低是，制热系数小。

3.2.3电锅炉的可靠性。

大型锅炉也有一些技术问题要解决好，如加热单元可靠性及维护问题，负荷调节设备被及过程的可靠性问题。

3.3低压缸零出力改造

低压缸零出力改造分两种方案：一是光轴方案，即将低压缸叶片拆除，中压缸所有排汽都用于供热。此方案有两个缺点：一是低压缸去叶片后，转子自振频率和挠度曲线发生变化，易引发机组振动，二是发电能力下降，要多发电时发不了，反而失去了灵活性。

另一个办法是不拆叶片，直接调小或关闭低压缸进汽量另引少量冷却汽对末级和排汽口进行冷却，为了保护末级叶片不受水蚀，还要开缸对其进行金属喷涂，很麻烦，还有末级叶片强度校核及对应安全措施。实际上有的厂大胆的进行过实验，直接调小进汽量，机组并没有出什么问题。

以上两个方案对增加机组供热能力作用很小，对300MW机组而言，只有100多吨/小时，可以说是杯水车薪，无济于大幅解耦，而且不能满足非采暖高参数热用户的要求，投资不合理。

3.4高、低旁联合配汽方案

首先应该肯定这个主攻方向是正确的，因为采用配汽法解决热电解耦问题是走过许多技术弯路后必然走的一条路。配汽法热电解耦需要解决好六大基本技术问题。

3.4.1锅炉过热、再热蒸汽流量失衡导致的再热器超温问题。

3.4.2汽轮发电机组转子推力平衡问题。

3.4.3安全稳定运行问题。

3.4.4运行经济性问题。

3.4.5如何实现大幅度问题。

3.4.6节约投资问题。

现有思路和做法是：不做系统改造，直接开启高低旁配汽，这样不能全面解决上述六个问题。（见图二高低旁联合配汽系统示意图）

见图二：高低旁联合配汽系统示意图

3.4.7对于安全可靠运行问题有两条需要说明：

3.4.7.1高旁长期运行，调节阀阀口冲刷问题需要解决。

3.4.7.2高旁运行控制一旦失灵，会引发事故。突然开满会导致高压缸转子推力快速降低，机组推力反向导致飞车事故；突然关闭会导致主汽安全阀起跳。

3.4.8对于运行经济性问题：

旁路就是减温减压器，就是牺牲做功能力，最终导致冷源损失加大的设备，这是专业常识。

3.4.9关于大幅解耦问题

高排压力决定了高旁出口压力，因为这两股汽要混合在一起进再热器。在低负荷时高排压力很低，新汽压力再高也要降至此压力，而此压力下蒸汽的比容非常大，要进再热器管道流速受60m/s的限制。本来解耦的概念就是电负荷越小热负荷可以越大，可是由于受到这一限制，还是电负荷越小热负荷越小，实现不了大幅度。以上所列问题，在增加汽汽引射器进行升压配汽后，都会迎刃而解，见后述。

3.5其他方案

3.5.1热泵方案要求有低温热源，循环水源热泵在电负荷小时，循环水温度低，热量少，纯空气源热泵投资大，深冷天气效果差。

3.5.2汽缸开孔抽汽，纯凝改供热，适合小机组，解耦幅度很小，以节能为主要目的。

3.5.3循环水供热，供热量受发电量限制，补充蒸汽加热要实现大幅度仍需进一步热电解耦。

4 热电解耦的推荐方案——引射配汽

采用汽汽引射器，以高压蒸汽引射低压蒸汽获取中间压力蒸汽予以利用，称引射配汽，如汽轮机抽汽及过、再热蒸汽之间引射的技术早已被广泛的采用，在我国的大中型发电厂中已有近数百家的设备使用案例，只不过都不是用来将混合汽送回再热器，即热电解耦的概念。当然高参数机组热电解耦配汽用的汽汽引射器要求较高，不是一般的设计制造水平所能达到要求的。第四代汽汽引射器（联调式）的推出使得其用于热电解耦成了完全的可能。

针对前述高低旁配汽方案需要解决的六大基本问题，以及现有方案所存在的问题，笔者提出采用汽汽引射器代替高低旁的新方案，很好地将以下列问题完全解决，具体介绍如下：

4.1解决好锅炉过再热流量和汽轮机流量失衡的矛盾

抽汽机组，在小负荷时热负载能力也小，这是共知的热电牵连问题。由于热电牵连，我国冬季限制发电，导致了严重的供热能力不足问题。于是人们想到用新蒸汽或再热蒸汽减温减压供热的办法。可是对再热机组来说抽汽量没办法提上去，原因是：用新蒸汽或冷再汽过多，再热蒸汽量相对减少就会造成，锅炉过热器超温，反过来用，抽取再蒸汽过多会造成中压缸进汽量减少引起机组转子推力失衡，即使从中压缸进汽口以后抽汽过多同样会引起机组转子推力减小。总之，无论从什么部位抽汽都不能同时解决好这两个问题。经过详细分析，发现只有一条路能走通，这就是向再热器回送蒸汽，而后再从热再抽汽供热才能巧妙地同时解决这两个问题。前述的高低旁联合配汽方案正常基于这种思路，只不过该方案存在一些不完善的问题。而采用汽汽引射器配汽正是要把这些不完善的方面完善化。（见图三:采用汽汽引射器进行配汽解耦的方案图）此方案有一个原则，即：

热再抽汽量=新汽回送量+减温水量。

当然所有的高排都必须经引射与新汽混合，一并进再热器。这样与发电有关的各部流量没有改变，抽量增加，发电量不变。不再牵连了，就是实现热电解耦了。

图三 采用汽汽引射器进行配汽解耦的方案图

4.2关于大幅度解耦

前面谈到，要实现大幅度解耦必须从汽轮热再进汽抽汽，但小负荷采用高旁减温减压，使蒸汽比容扩大进热再系统流量受限。引射配汽法，利用汽汽引射器将高排压力升高以后，比容变小了，流过再热器及管路的阻力问题也就解决了。这里也有一个有趣的逻辑：小负荷时，高排量小，虽然压力低，但新蒸汽量大，引射比小，升压就容易实现。反过来，负荷大高排压力高就更容易升压至满足流过再热系统的比容要求了。这是一个自然弥补的过程，这个逻辑通过计算得到明确的验证。

这实际是一个变工况计算问题，机组需要变工况运行，而引射也需要变工况与之适应。可压缩流体引射器的变工况计算是世界性难题，国内有公司经过十几年的研究，以数值计算法编写软件研究，以实践数据为依据，对计算软件进行精细化修正升级，目前已经取得了可靠地效果，计算精度与实际运行数据基本接近（见后述）

正是有了变工况计算手段，在引射器结构设计时，才能够保证在所有工况下性能满足要求，即：出口压力保证高于通过再热器系统的最低压力。

图四 华润唐山丰润热电有限公司热电解耦曲线图

如图四（华润唐山丰润热电有限公司热电解耦曲线图），有引射的解耦和无引射的解耦的供汽量有突出差异，即：有引射，随着电负荷的减小，最大供汽量明显上升，理论负荷到零时，最大供汽量升至超过再热器设计流量达900t/h以上这是真正的热电解耦的效果。

而无引射，以热再母管60m/s限速计算出的最大供汽量曲线是随着电负荷下降的，理论负荷到零，最大供汽量也到零，这与热电解耦的初衷是相悖的。

变工况下最大能力计算，以华润唐山丰润350MW机组参数为依据。

有人提出高排汽压力提高的方案，笔者认为是有风险的，因为高排升压，在冷再管道节流不能降低再热再热蒸汽比容，只能在热再管道上加装调节阀控制阀前压力，这样阀后压力不稳定，易导致负荷震荡。另外不引射直接减温减压还存在运行经济性问题。

4.3运行经济性

直接利用高低压旁减温减压牺牲了大量的蒸汽做功能力，引射配汽方案则不同，将新蒸汽的做功能力用于引射提升高排压力，最终结果使得用于供热的热再汽压力升高.若又以热再汽做引射介质，中排汽做被引射介质进行引射混汽，又可以获得一个高于设计采暖压力的蒸汽（华润300MW机组：设计抽汽压力0.4MPa）。我们把前面用新汽引射高排汽的引射器称为配汽引射器，把热再汽引射中排汽的引射器称为供热引射器。

如图五所示：采用供热引射器获得较高的供热压力有以下优势：

4.3.1解决小负荷下中排压力低不能满足供热要求问题。

4.3.2管径选的细一些可以节省投资减少散热量。

4.3.3换热器的换热系数可以增大，节省换热面积。

4.3.4增加蒸汽节能灵活性措施，如引射乏汽、热泵及小汽轮机拖动等。

图五 加供热引射器进行配汽解耦的方案图

4.4汽汽引射器技术发展简介

汽汽引射过程是两种可压缩流体间的引射，涉及激波、相变等复杂的计算理论，国内外虽提出多种计算方案但未能提出自动寻找最佳结构的数值解法，国内有公司做得很好,编写出了非常精确的计算软件。特别是变工况计算更是难上加难，如果没有变工况数据，引射器的推广应用就大受限制，因为变工况是广泛存在的。除计算理论正确外，还要通过长期大量的实践案例来检验修正。

汽汽引射器的设计、制造及升级换代过程，现介绍如下：

4.4.1第一代不可调节型：共有三个口，高压进口、低压进口和混合器出口。

图六 第一代引射器示意图

4.4.2第二代可调型：在喷嘴中部加调节芯，通过改变喷嘴喉部的面积改变出口流量。缺点：由于喷嘴出口混合室面积不能同时按比例变化，因而变工况适应范围很小（一般85%-100%）。

图七 第二代引射器示意图

4.4.3第三代多通道型（又称多喷嘴型）：此技术是目前通用技术。为了使小负荷下有引射效果，将大设备分解成多个小设备，集装在一起，用一个执行器进行调节，通常分三段较多。

4.4.4 第四代联调型：在设备中心设置一条通长芯子，调节过程中使喷嘴喉部面积、出口面积和混合面积同时严格按比例变化，而且混合室长度也同时进行适应性调整，以保持最佳工作状态，从而使负荷从小到大都能保证较高的引射系数，可简单理解为“无级变速”的方式。

除此以外，第四代产品还具有占用空间更小，安装运行方便，故障率低等诸多优点。

图九 第四代引射器示意图

热电解耦所用的引射器必须是第四代产品，因为机组运行不允许流量跳跃式变化，以免影响系统稳定性，而且高参数对设备提出了更多的要求，如材料结构等方面。

4.5安全性分析

引射配汽方案的安全性是大家最为关心的问题，这个问题需要从以下三个方面予以论述：

4.5.1变工况安全性分析

用引射配汽法实现热电解耦后，汽轮机以小负荷运行，锅炉以大负荷运行，二者在不同负荷工况下的参数流量基本上是不关联的。通俗简单的理解是：供热那部分蒸汽去再热器转了一圈供出去了，即汽机的工况不变，锅炉模拟了大负荷运行。

从计算结果来看：

4.5.1.1在30%电负荷时，冷再蒸汽流速（以DN700计算）最大为51.699m/s，流量也最大为884.407t/h，通过再热器没有问题。

4.5.1.2在70%时，引射升压后的压力最多为3.8424MPa，小于额定值4.416MPa，所以不会出现起压现象。

4.5.1.3减温水量控制始终以额定温度321.1℃控制，所以再热器超温不可能。

在系统设计方面考虑了良好快速的退出机制，系统出现任何不正常现象只要关闭引射器开度到0，系统自然恢复加装前状态。不会由引射引发系统事故，只是抽汽能力会减小至解耦前状态。

4.5.2突然失控

如果引射运行中突然控制失灵，出现下述三种情况之一：

4.5.2.1突然关闭则出现解耦失效最多导致主汽安全阀起跳，高排汽经过逆止阀进再热器。

4.5.2.2突然全开，引射能力加大高排汽不会受到排斥升压，这与不用引射器高低旁配汽方案相反，所出现的问题是供热量加大可能使供热系统安全阀起跳。

4.5.2.3卡住不动，根据卡住位置的不同，出现上述供热能力偏大偏小的问题。总之引射出现问题是只影响抽汽供热，对发电没有影响。

4.5.3引射器自身的安全性

国内目前已有上汽汽千台引射器在用，基本都是第三代及以前的产品，通常压力等级也较低。用于超临界主蒸汽上的设备很少.为了保证产品长期安全运行，主要解决材料的耐温、耐压、抗磨问题，一般采取如下措施：

4.5.2.1先减温法：在引射器前加减温器把温度降下来，对材料的要求就低了，缺点：占地空间较大，现场布置较难。

4.5.3.2侧控法为了防止高温高压带来的密封隐患，将执行器安装于引射器中部低压低温区，结构上避免主蒸汽侧采用软密封结构。

4.5.3.3两次设计法，由产品开发单位所出的结构设计，再有专业的高资质制造商进行强度校核计算和结构改进并生产，严把工序质量。

4.6关于控制

增加引射配汽的改造参考方案，对热控调节的要求与改造前变化不大，以丰润唐山热电系统数据简述如下（见图五）：

4.6.1中低压缸导汽管调节阀控制其阀后压力为0.111MPa（经计算，此时进汽量为150t/h，根据经验也可进一步调小），但上限不超过0.4MPa（基于大负荷时安全性考虑）

4.6.2用供热引射器进汽量控制其出口供热蒸汽压力从而保证其流量满足供热要求，其设定值可大于0.4MPa。

4.6.3用供热引射器的减温水量控制其出口的供热蒸汽温度。

4.6.4用配汽引射器进汽量控制冷再压力，同步控制了热再压力。压力设定值以变工况计算的数据拟合成曲线，在DCS上给定，进行跟踪控制，当热负荷很小时，引射器自动关闭，高排汽经逆止阀进再热器。

4.6.5配汽引射器减温水量用以控制其出口冷再温度。

4.6.6热再汽温度仍由锅炉侧减温器控制

4.7主要工程量及投资

4.7.1主要工程量：两台引射器及隔离门加装，高排出口加逆止门及控制部分的传感器加装和DCS软件补充。

4.7.2投资估算

对300MW机组而言，引射配汽方案投资约800~1000万元。而且锅炉、电锅炉和储热方案投资均为1亿元上下，节约投资90%，全国一千台以上机组急需热电解耦，总投资约在1千亿元以上。

5 结论

本文主要观点如下：

5.1当前正在大规模启动的热电灵活性改造的关键措施是热电解耦。

5.2做好热电解耦工作，电网上就无需大量保留低负荷运行的备用调峰机组，政策应补贴停机机组，不应该鼓励低负荷运行，这是电网节能环保的大方向。

5.3在诸多热电解耦方案中，配汽引射方案具有显著的优势，它巧妙的解决了再热器超温和机组推力失衡问题，实现了大幅度解耦，使电网调峰发生概念性变化，更节能，更安全，更省投资，可为国家节省投资一千亿元以上.

参考文献：

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【2】国家发展改革委 国家能源局 关于提升电力系统调节能力的指导意见(发改能源〔2018〕364号)

【3】王颖 几种喷射器设计方法比较和喷射器设计及性能分析一体化软件开发2015.12

【4】苏鹏等 提升热电机组灵活性改造技术方案研究《中国电力》2018.5 P87

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[2]The national development and reform commission national energy administration  guidance about improving power system adjustment ability ( [2018] no. 364)

[3] Wangying several injector design methods comparison  and the development of integration software for injector design and  performance analysis    2015.12

[4] Supeng etc.  Scheme research about the improvement technologies of heat power flexibility of unit  "China power" 2018.5 P87

作者简介：朱建文，男，高级工程师，从事汽机、锅炉、热力试验、引射器技术研发和推广工作多年。