沈 波，李曉暉，陳 健

（臺州發(fā)電廠，浙江 臺州 318016）

發(fā)電技術(shù)

330 MW純凝機組多汽源供熱經(jīng)濟性分析及控制策略

沈 波，李曉暉，陳 健

（臺州發(fā)電廠，浙江 臺州 318016）

為解決機組負荷低時導(dǎo)致供熱能力不足或蒸汽品質(zhì)不達標(biāo)等問題，通過對再熱冷段、再熱熱段以及主蒸汽三種抽汽供汽方式開展相關(guān)理論計算，分析出三種抽汽供熱方式對機組熱經(jīng)濟性的影響，制定不同負荷、不同供熱流量等工況的多汽源協(xié)同供汽經(jīng)濟運行策略，實現(xiàn)熱電負荷解耦，多汽源大流量協(xié)同備用、協(xié)同供汽的目標(biāo)。

330 MW多汽源抽汽；工業(yè)供汽；經(jīng)濟性分析；控制策略

0 引言

某發(fā)電廠對4臺330 MW純凝機組（7—10號機組）進行了再熱器冷端、熱端（簡稱冷再、熱再）供熱改造，且已對10號機組進行了主蒸汽供熱改造，以滿足發(fā)電廠周邊園區(qū)供熱需求。經(jīng)過多年的發(fā)展，園區(qū)供熱用戶達到71家，供熱量由50 t/h增加到240 t/h，主要熱用戶有醫(yī)藥化工企業(yè)以及皮革加工企業(yè)等。醫(yī)化行業(yè)原料發(fā)酵、噴霧干燥等工藝以及皮革行業(yè)烘干等工藝對蒸汽品質(zhì)要求非常高，蒸汽供應(yīng)連續(xù)穩(wěn)定且蒸汽壓力必須在1.1 MPa以上。目前供熱管網(wǎng)最大輸送距離達到17 km，考慮管網(wǎng)壓力沿程損失，發(fā)電廠供熱聯(lián)箱出口供熱壓力需達到1.5 MPa以上。

“十二五”后期浙江省電力相對過剩，省內(nèi)新增電源2 430萬kW，并且省外來電占全社會用電量的18.4%，而同期省內(nèi)用電最高負荷僅增加1 730萬kW，電力供需形勢發(fā)生了從緊缺過渡到寬裕根本性的轉(zhuǎn)折?！笆濉逼陂g全省煤機年利用小時數(shù)從6 000 h下降到3 800 h左右，造成省內(nèi)煤機負荷率低、機組調(diào)停頻繁。隨著300 MW等級機組發(fā)電負荷率逐年下降，供熱負荷逐年增長，時常出現(xiàn)機組發(fā)電負荷低導(dǎo)致機組供熱能力不足或蒸汽品質(zhì)不達標(biāo)等問題。在此背景下，對供熱機組進行改造，實現(xiàn)多汽源協(xié)同供熱，探索不同熱源抽汽供熱的經(jīng)濟性并提出控制策略成為發(fā)電廠的一個重要課題。

1 不同熱源抽汽供熱方式的經(jīng)濟性分析

根據(jù)用戶蒸汽參數(shù)要求，該發(fā)電廠主要有3種供熱抽汽方式：再熱熱段抽汽供熱、再熱冷段抽汽供熱和主蒸汽抽汽供熱。采用的對外供熱的熱源不同，對機組的熱經(jīng)濟性影響也不同。在主蒸汽流量保持不變的前提下，與原始工況相比，供熱抽汽均使進入凝汽器的凝汽量減少。凝汽量減少則冷源損失減少，機組能源利用效率提高。

運用等效焓降法對供熱機組進行局部定量分析時，采用了特殊的處理方法，即假定供熱機組供熱抽汽量不變。這樣假定的意義是：

（1）把局部變動限制在某一固定工況，使其變動范圍不致太大。

（2）把供熱機組系統(tǒng)變動問題凝汽化，也就是說這時的任何變動都成了凝汽循環(huán)的變動[7]。

下文假定采用再熱冷段、再熱熱段以及主蒸汽對外輸出100 t/h焓值3 051 kJ/kg相同品質(zhì)的蒸汽，采用等效焓降法分析對比不同抽汽方式對機組熱經(jīng)濟性影響。

1.1 再熱冷段抽汽供熱經(jīng)濟性分析

對于再熱器冷段抽汽工況下新蒸汽凈等效焓降為：

根據(jù)變熱量等效焓降法則，再熱器冷段蒸汽攜帶熱量離開系統(tǒng)時，因抽汽供熱導(dǎo)致系統(tǒng)的做功量減少ΔH為：

冷再抽汽供熱導(dǎo)致再熱器的吸熱量減少，因抽汽供熱導(dǎo)致系統(tǒng)吸熱量減少量ΔQ為：

式（1），（2），（3）中： h0為主蒸汽焓；Ar為各級抽汽疏水在加熱器中放熱量；ηr為各級抽汽效率；∑Π為各種輔助成份的做功損失；αlc為冷再抽汽量占主蒸汽的份額；hh為供熱抽汽焓；為供熱回水焓；σ為再熱器吸熱量；hc為汽輪機排汽焓；為再熱蒸汽出口焓。

機組絕對內(nèi)效率的變化：

式中：ηi為汽輪機組絕對內(nèi)效率。

采用再熱冷段抽汽對外供熱100 t/h時，機組絕對內(nèi)效率提高了3.8%，降低供電煤耗12.08 g/kWh。

1.2 再熱熱段抽汽供熱經(jīng)濟性分析

根據(jù)變熱量等效焓降法則，再熱器熱段蒸汽攜帶熱量離開系統(tǒng)時必然導(dǎo)致工質(zhì)做功量減少,熱段抽汽在再熱器之后抽取，再熱器的吸熱量不變，系統(tǒng)吸熱量只扣除供熱量：

機組的絕對內(nèi)效率的變化：

采用再熱熱段抽汽對外供熱100 t/h（調(diào)整至再熱冷段同品質(zhì)的供熱量）時，機組絕對內(nèi)效率提高3.28%，降低供電煤耗10.43 g/kWh。

1.3 主蒸汽抽汽供熱經(jīng)濟性分析

主蒸汽大流量抽汽供熱后，再熱器蒸汽基本上等量減少，再熱器蒸汽在鍋爐吸熱大幅度減少，造成鍋爐再熱器超溫，需在墻式再熱器出口與屏式再熱器入口之間連接管上加裝二級再熱蒸汽減溫器，用于控制再熱汽溫，可滿足主蒸汽抽汽150 t/h的供熱需求。

根據(jù)變熱量等效焓降法則，主蒸汽蒸汽攜帶熱量離開系統(tǒng)時，因抽汽供熱導(dǎo)致系統(tǒng)的做功減少。主蒸汽抽汽供熱后，再熱蒸汽流量減少，再熱蒸汽溫度通過燃燒器擺角調(diào)整，使得過熱汽溫升高，過熱減溫水相對增加。假設(shè)增加的過熱減溫水量占主蒸汽流量的系數(shù)Δαjw，由于過熱器減溫噴水引自高壓加熱器（簡稱高加）出口，其焓值等于高加出口給水焓hfw，減溫噴水進入鍋爐過熱器后變?yōu)閔0，對汽輪機做功以及系統(tǒng)循環(huán)吸熱量沒有影響，因此過熱器噴水減溫導(dǎo)致機組的做功量的減少量和系統(tǒng)循環(huán)吸熱量的變化量ΔHjw=0，ΔQjw=0。

表1 某330 MW機組THA原始工況的等效焓降計算結(jié)果kJ/kg

綜合考慮抽汽供熱對鍋爐和汽輪機的影響，主蒸汽抽汽供熱方式導(dǎo)致系統(tǒng)吸熱量減少為：

機組的絕對內(nèi)效率的變化：

采用主蒸汽抽汽對外供熱100 t/h（調(diào)整至再熱冷段同品質(zhì)的供熱量）時，機組絕對內(nèi)效率提高1.86%，降低供電煤耗5.91 g/kWh。

1.4 3種不同汽源抽汽方式經(jīng)濟性比較

根據(jù)等效焓降法應(yīng)用法則，抽汽供熱后，機組熱經(jīng)濟性發(fā)生了變化，假定采用再熱冷段、再熱熱段以及主蒸汽對外輸出100 t/h焓值3 051 kJ/kg相同品質(zhì)的蒸汽，經(jīng)濟性情況對比見表2。

表2 三種不同抽汽方式經(jīng)濟效益對比

根據(jù)等效焓降法對3種抽汽方式對機組熱經(jīng)濟性影響結(jié)果，發(fā)現(xiàn)再熱冷段抽汽對機組熱經(jīng)濟性影響最大，其次是再熱熱段，為提高供熱對機組的經(jīng)濟性影響，從盡可能多的機組再熱冷、熱段抽汽供熱，增大再熱冷、熱段抽汽量，但再熱冷、熱段抽汽量受限于再熱器溫度及汽輪機軸向推力和末級葉片強度等，尤其在低負荷工況下，再熱蒸汽壓力低，供熱受限明顯。

2 不同負荷下冷、熱段最大抽汽量試驗

機組穩(wěn)定在某一負荷，記錄冷再供熱和熱再供熱蒸汽流量。緩慢增加再熱管路供汽量，檢查主機軸向位移、差脹、軸承振動、推力瓦溫、支撐軸承溫度、高排限制、中壓缸排汽、低壓缸排汽等參數(shù)。試驗數(shù)據(jù)見表3。

表3 冷再、熱再供熱能力試驗數(shù)據(jù)記錄情況

機組負荷260.3 MW時，冷、熱段抽汽總供熱量為172.1 t/h；當(dāng)機組繼續(xù)提高負荷至277 MW時，冷、熱段抽汽總供熱量為178 t/h。

機組負荷至200 MW時，關(guān)小中調(diào)開度至43.1%。冷、熱段抽汽總供熱量為146.3 t/h。機組負荷降低至175 MW時，關(guān)小中調(diào)開度至40%。冷、熱段抽汽總供熱量為136.6 t/h。此時機組供熱聯(lián)箱壓力為1.41 MPa，供汽溫度為285.2℃。

主機軸向位移、高中低壓差脹、振動、瓦溫均控制在正常范圍，正推力瓦溫受供熱量下降稍有下降，負推力瓦溫受供熱量下降稍有升高。

3 機組負荷與供熱量的關(guān)系

由表3實際供熱試驗結(jié)果可知，在不同負荷下冷、熱段抽汽總供熱能力不同，隨著負荷的升高而增加。而在再熱器加裝二級減溫器以保證再熱壁溫不超限，主蒸汽抽汽供熱流量為150 t/h，不受負荷等因素影響。因此單臺機組的最大供熱量與負荷的關(guān)系如圖1和圖2所示。

圖1 冷再、熱再供熱量與機組負荷的關(guān)系

4 多點熱源協(xié)同供熱經(jīng)濟運行控制策略

在滿足高品質(zhì)且安全供熱需求前提下，根據(jù)每臺機組工業(yè)供汽邊界條件以及不同負荷段的最大出力情況，為實現(xiàn)純凝機組大流量供熱熱電解耦、提升機組供熱經(jīng)濟性、安全性，制定以下運行策略，見表4。

4.1 冷再與熱再優(yōu)先抽汽經(jīng)濟運行策略

圖2 冷再、熱再及主蒸汽聯(lián)合供熱量與機組負荷的關(guān)系

根據(jù)等效焓降法對3種抽汽方式對機組熱經(jīng)濟性影響結(jié)果，發(fā)現(xiàn)冷再抽汽對機組熱經(jīng)濟性影響是再熱熱段的1.16倍，是主蒸汽的2.04倍。主蒸汽抽汽供熱較冷再、熱再抽汽對機組熱經(jīng)濟性影響相差較大，為提高供熱對機組的經(jīng)濟性影響，從盡可能多的機組冷再、熱再段抽汽供熱，增大冷再、熱再抽汽量，低負荷時通過關(guān)小中壓調(diào)門來增大冷再、熱再抽汽量，盡可能減少主蒸汽供汽量，極大提高供熱對機組的經(jīng)濟性影響。

4.2 熱再與冷再抽汽協(xié)調(diào)策略

機組低負荷時，冷再抽汽溫度低，冷再供熱聯(lián)箱溫度偏低，而熱再抽汽溫度高，適量提高熱再抽汽溫度，通過熱再抽汽同冷再抽汽混合調(diào)整，實現(xiàn)冷、熱再汽源協(xié)同調(diào)整供熱汽溫。

表4 不同供熱流量具體運行策略

4.3 主蒸汽協(xié)同供熱策略

純凝機組發(fā)電負荷低時，供熱流量小，外界供熱需求量大時，通過主蒸汽抽汽彌補冷再、熱再供熱流量缺口，實現(xiàn)純凝機組大流量供熱熱電負荷解耦，提升機組發(fā)電負荷靈活性。

4.4 提升冷再與熱再抽汽供熱安全性策略

常規(guī)冷再、熱再抽汽供熱受汽輪機及其系統(tǒng)的影響，汽輪機及其系統(tǒng)解列會中斷冷再、熱再段抽汽供熱。通過主蒸汽抽汽改造，可以實現(xiàn)停機不停爐，連續(xù)不斷對外供熱，提升冷再、熱再抽汽供熱安全性。

5 結(jié)論

隨著電力形勢的進一步嚴峻，機組電負荷逐漸降低，熱負荷不斷攀升，做好機組在不同負荷工況下的多汽源協(xié)同供熱探索非常有現(xiàn)實意義，主要結(jié)論如下：

（1）通過對冷再、熱再以及主蒸汽3種抽汽供汽方式開展相關(guān)理論計算，分析出3種抽汽供熱方式對機組熱經(jīng)濟性的影響。試驗測試出冷再、熱再抽汽方式的最大供熱能力以及相關(guān)邊界條件。

（2）基于3種抽汽方式的最大供熱能力、邊界條件以及經(jīng)濟性，結(jié)合機組調(diào)度、電負荷情況以及供熱負荷情況，制定不同負荷、不同供熱流量等工況的多汽源協(xié)同供汽經(jīng)濟運行策略，實現(xiàn)熱電負荷解耦，多汽源大流量協(xié)同備用、協(xié)同供汽的目標(biāo)。

（3）項目實施后，節(jié)煤量大，經(jīng)濟效益突出，減排量大，環(huán)保效益明顯。3年來累計對外供熱319.95萬t工業(yè)蒸汽，減少發(fā)電廠發(fā)電煤耗11.38萬t標(biāo)準(zhǔn)煤，通過發(fā)電廠集中供熱替代周邊小鍋爐，減少社會燃燒14.96萬t標(biāo)準(zhǔn)煤，減少排放1 224 t二氧化硫、2 634 t粉塵以及872 t氮氧化物等污染物。

[1]柴國旭，鄭莆燕，張躍進，等.凝汽式機組工業(yè)供熱改造方案分析和比較[J].浙江電力，2012，31（1）∶32-36.

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[3]胡振東，張明強.300 MW機組供熱系統(tǒng)設(shè)計探討[J].山西電力，2009（4）∶126-129.

[4]孫瑋恒.300/330 MW機組供熱改造方案的研究與實施[J].浙江電力，2012，31（7）∶41-44.

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2017-06-05

沈 波（1960），男，高級工程師，主要從事發(fā)電企業(yè)生產(chǎn)管理工作。

（本文編輯：陸 瑩）

Economic Analysis and Control Strategy for Multiple Steam Source Heating of 330 MW Pure Condensing Unit

SHEN Bo， LI Xiaohui， CHEN Jian
（Zhejiang Energy Taizhou Power Plant， Taizhou Zhejiang 318016， China）

To handle heating deficiency or poor steam quality during low load of the unit，theoretical calculations on cold reheated steam，hot reheated steam and main steam are conducted to analyze their impact on thermal economy.An economic operation strategy for coordinated multiple steam source under different loads and heat supply flows is laid out to achieve heating load and power load decoupling as well as coordinated multiple steam source and large-flow backup and steam supply.

330 MW； multi-source steam extraction； industrial steam supply； economic analysis； control strategy

10.19585/j.zjdl.201710015

1007-1881（2017）10-0072-05

TK267

B