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摘  要：热电解耦是指破解热电机组的热电捆绑关系，打破“以热定电”的模式，一定程度实现热电负荷独立供应。其主流技术方式有热泵回收余热技术、低压缸近零出力技术、旁路供热技术等。本文以华北地区百万级别热电机组为对象，选择热泵回收余热方式，通过研究热电机组运行原理和运用统计分析，建立热电机组变工况运行模型，根据热泵运行特性，计算热电解耦效果、分析能耗变化情况。

关键词：热泵，热电解耦，回收余热，能耗分析

Abstract： Thermoelectric decoupling is refers to the relationship between crack thermoelectric power units to bind， break the "thermal power" model， to a certain extent to achieve thermal load supply independently. The mainstream technology solutions are heat pump recovery of waste heat， low pressure cylinder near zero output， bypass heating technology and so on. Based on the level of millions of thermal power units in north China as the object， select heat recovery of waste heat scheme， by studying the thermal power unit operation principle and the use of statistical analysis， thermal power unit load operation model is established， based on the characteristics of heat pump operation calculation thermoelectric decoupling effect， the market peak shaving earnings.

Key words： Thermoelectric decoupling， heat pump， recovery of waste heatEnergy

1  引言

为实现“2030年实现碳达峰，2060年实现碳中和”的“双碳”目标[1]，我国政府制定了关于构建以新能源为主体的新型能源系统的相关部署。由于各种因素的限制，目前大多数煤电机组的最低稳定运行负荷为40-50%的额定负荷，无法进一步降低机组的最小运行负荷，无法为新能源提供更多的发电空间。因此，需要对传统煤电进行灵活性改造，用来提高煤电机组的深度调峰能力和变负荷响应速度，一方面能够化解新能源的消纳问题，另一方面也为电网运行安全稳定提供更有力的保障。对热电联产机组来说，实现灵活性改造的关键路径是热电解耦，即通过对热电厂热力系统的改造，能够帮助热电厂实现发电能力的深度调节，同时能够提高机组供热能力，时刻满足居民供热需求。热电解耦常见方式有热泵回收余热技术、低压缸近零出力技术、旁路供热技术等。针对不同类型机组，应综合考虑机组特性、能耗变化、投资收益等方面内容，选取适当的热电解耦技术方案。对比其他机组技术路线，吸收式热泵具有适用性广、能够回收机组冷源损失、提高机组热效率等优点。本文以华北地区某1000MW热电机组为研究对象，通过建立机组的变工况运行模型，对热泵回收余热技术方案进行解耦效果和煤耗变化分析。

2  热泵回收余热参数计算

本文研究的热泵为第一类溴化锂吸收式热泵。它以高温热源（蒸汽、高温热水、燃油、燃气）为驱动热源，以溴化锂溶液为吸收剂，水为制冷剂，通过回收利用低温热源（如电厂循环冷却水）的热能，用于制取所需要的工艺或采暖用高温热媒（热水），从而实现从低温向高温输送热能，这部分热量可以弥补低负荷时段供热能力不足的缺口，一定程度实现了热电解耦[2]。某1000MW热电机组运行数据及热泵主要设计参数如下表所示。

2.1热泵容量设计

根据机组运行数据统计得知，热网回水温度50℃，供水温度 90℃，供热额定需求抽汽量750t/h。根据热泵运行特性得知，热泵最优工况下出水温度75℃。所以热泵所提供热网温升为25℃;原热网加热器需要继续加热到90℃，提供温升15℃，因此实际热泵供热出力只能达到额定供热量的60-70%，据此计算，热泵供所能提供的热量折合成供热抽汽量为426t/h。所以设计热泵的容量折合成供热蒸汽量相当于426t/h。

2.2运行参数计算

将热泵各个运行参数代入公式2-1，计算得出热泵回收热量为118W，将热泵折合供热抽汽量426t/h代入公式2-2，计算得出热泵提供总热量为300W，然后代入公式2-3得出热泵Cop为1.64。吸收式热泵的COP一般为1.5～2.5，证明热泵参数设计合理，可以应用于机组供热。

热泵提供的总热量由驱动蒸汽和回收循环水余热两部分组成，折合成蒸汽量为426t/h，除以Cop就是热泵的驱动蒸汽流量为260t/h;剩余部分就是热泵回收循环水热量，折合成蒸汽流量相当于166t/h。

3 机组变工况分析

要想了解热泵方式的热电解耦效果，需要对机组进行变工况运行分析，从而精确计算实际抽汽量和机组负荷的边界关系。

3.1确定边界条件

发电机组在抽汽工况下有四个边界条件，分别是锅炉最大蒸发量;汽轮机设计最大抽汽量;汽轮机低压缸最小冷却流量;锅炉脱硝安全运行最低负荷。按照上述的四个边界条件，描述机组电负荷和抽汽流量的安全运行范围，从而直观描述出两者的耦合关系。首先根据百万机组的热电特性，找出负荷-主蒸汽-中压缸排汽的对应关系，作为汽轮机变工况计算的依据。通过机组运行统计数据，经过线性回归计算和t检验，可以得到两两之间的线性关系;其次通过不同电负荷最大抽汽量的统计数据进行线性回归得出锅炉最大蒸发量边界线;低压缸最小进汽量边界线则是通过在满足低压缸最小进汽量的不同工况，反推算中压缸排汽量-主蒸汽-电负荷对应数值，得出不同负荷下在满足汽轮机低压缸最小进汽量时的最大抽汽能力。锅炉脱硝最小负荷边界线与锅炉最大蒸发量边界线斜率一样，都是描述了最大最小锅炉负荷下，不同电负荷对应的最大供热抽汽量[3]。

3.2建立机组运行参数模型

根据表3-2中机组不同负荷与最大抽汽量的对应关系，通过线性回归可以得出各个工况下机组功率P与最大抽汽能力Q对应关系。

3.3原工况运行区间

将不同负荷对应的最大抽汽量关系（3-3）与y坐标轴相交，得到机组抽汽量为0时，最大负荷工作点A（0，1113.45）。由于机组低压缸进气压力要求0.7Bar，对应低压缸最小冷却流量550t/h，叠加五抽最大抽汽量1200t/h，得到了该工况中排最大蒸汽流量为1750t/h，将中排最大蒸汽流量依次代入公式（3-2）和（3-1），可以绘制该工况的锅炉最大蒸发量边界线关系为：P=890-0.258Q，从而得到该工况的最大抽汽量工作点B（1200，580.4）。

200MW为脱硝系统安全运行的机组最低负荷，可以确定y轴上最大负荷工作点E（0，200），参照锅炉最大蒸发量边界线AB的斜率，可以绘制200MW对应的负荷抽汽对应运行边界线DE。将负荷200MW依次代入（3-1）和（3-2）得出对应的主蒸汽流量和中排流量，减去低压缸最小进汽流量，可以算出该工况机组最大抽汽量为9.445t/h，代入DE边界线关系，可以得到负荷D点坐标（9.445，197）。

3.4热泵回收余热运行区间

由热泵设计参数可知，机组需要抽取260t/h蒸汽作为热泵驱动汽源，此时热泵可以最大提供相当于426t/h抽汽量的供热能力。将抽汽量260t/h代入（3-3）并平移至426t/h，可以得到对应的A’点（426，1046.37）;同理得出机组最大抽汽工况的工作点B’（1366，800）。由原工况C点向右平移166t/h，可以得到新的满足低压缸最小进汽流量的最大抽汽量工作点C’（1366，580.4）;同理将抽汽量260t/h代入（3-5）并平移至426t/h，低压缸最小进汽流量的工作点C’’（426，278）。将最小抽汽工况点9.447t/h全部用于热泵汽源，得出新的最小抽汽工况点D’（15.49，197）连接C’C’’和C’’D’可以绘制满足低压缸最小进汽流量的运行边界线。脱硝系统安全运行边界线原工况相同。

3-3热泵回收余热改造运行边界图

4热电解耦效果分析

根据前文建立的运行边界模型，可以计算出改造前后机组运行区间变化，如下表所示：

热电解耦效果包括新增调峰能力和新增供热能力两个指标。调峰能力变化量是指抽取750t/h供热蒸汽工况下机组最大调峰能力变化减去最小调峰能力的数值，结果为92.8MW。热泵回收余热对降低机组最小运行负荷贡献有限，平均仅能够降低52.8MW。

机组在278MW-1040MW负荷区间内，能够为热泵提供足够驱动蒸汽，此时热泵可以在额定工况运行，因此，在该负荷区间内机组增加的供热能力均为166t/h ，最大供热能力也同样增加了166t/h。

5发电煤耗分析

在实施热电解耦改造后，机组的运行工况和系统效率发生了变化，机组整体能耗水平也发生了变化。根据热电厂煤耗计算原理，通过回归分析建立煤耗计算模型，对实施改造后的机组单位发电煤耗进行了分析。

5.1纯凝机组发电煤耗计算模型

将某百万机组的不同负荷各部分效率代入公式5-6，可以得到各个工况点的供热部分煤耗，如表5-2所示：

5.3数据验证

查找某百万机组热平衡图可以得到抽汽工况下各个负荷点的锅炉效率和汽轮机绝对内效率，从而得到机组在抽汽工况各个负荷点的单位煤耗实际数据。将电负荷和抽汽量依次代入上述公式可以得到通过线性回归计算出的单位煤耗数据，并将两者进行对比分析。如表5-3所示：

由上表可知，通过线性回归计算得到的热电联产不同工况的煤耗与实际值非常接近，最大偏差3.6%，证明通过线性回归得到的热电联产煤耗计算公式有较高的准确性，能够较为准确的反映煤耗变化趋势，可以用于工程领域的分析计算。

5.4发电煤耗计算与分析

根据煤耗计算模型可以得出：热电解耦改造前，机组在50%THA负荷抽取750t/h供热蒸汽工况下，单位发电煤耗206.8g/KWH;实施热泵回收余热技术改造后单位发电煤耗为191.7g/KWH，降低约15.1g/MKW;同理，机组在75%THA负荷抽取750t/h供热蒸汽工况下，单位发电煤耗215.5g/KWH，实施改造后折算成提供750t/h抽汽量的煤耗为203.3g/KWH，降低约12.2 g/KWH。

6 结论

本文以华北地区某百万级别热电机组为研究对象，获得了如下结论：

结合本地供热需求，确定了热泵回收余热方案的设计规模，其中热泵回收余热折合抽汽量为166t/h。

（2）建立了抽汽工况下机组安全运行边界的计算模型。

（3）热泵方案具备一定热电解耦效果：在抽取750t/h供热蒸汽条件下，能够提高机组深调峰能力52.8MW;在相同发电负荷下，能够增加供热抽汽能力166t/h。要想进一步提高热电解耦效果，则需要增加低压缸近零出力或者旁路供热等技术改造。

（4）建立了1000MW级热电联产机组煤耗计算模型。

（5）改造后50%THA负荷单位煤耗降低了15.1g/KWH，75%THA负荷单位煤耗降低了12.2g/KWH。

参考文献：

[1] 顾文莹.国际法框架下全球碳减排新模式及中国的应对[D].青岛：青岛大学， 2021.

[2] 居文平，吕凯，马汀山，等.供热机组热电解耦技术对比[J].热力发电：2018，47（9）：115-121.

[3] 高耀岿.火电机组灵活运行控制关键技术研究[D].北京：华北电力大学， 2019.

[4]LIU Fuguo，JIANG Xuexia，LI Zhi.Investigation on affects of generator load on coalconsumptionrate infossil power plant[J].Power System Engineering，2008，24（4）：4749.

[5] 叶涛. 热力发电厂[M]. 北京：中国电力出版社，2006：4-5+98-104.