楊兆林

（國家電投集團東北電力有限公司撫順熱電分公司，遼寧 撫順 113009）

我國北方地區(qū)冬季寒冷，供暖期長，集中供熱范圍逐年擴大，運行調節(jié)方式直接關系到供熱質量?；痣姀S采用熱電聯(lián)產方式，利用抽汽供熱方式進行供暖。對抽汽供熱機組進行高背壓供熱改造，是較為典型的改造方式之一，但缺點是受供熱負荷影響，由傳統(tǒng)的“以電定熱”模式變?yōu)椤耙詿岫姟蹦Ｊ剑拱l(fā)電負荷的靈活性有所下降［1-2］。

劉依暢等［3］利用配置儲熱罐緩解電廠的調峰壓力，實現(xiàn)了節(jié)能減排的效果。孫文彬等［4］對機組高低旁路聯(lián)合供熱投運前后進行了熱力性能試驗，在結合調峰補償政策背景下，可提高企業(yè)的實際經濟效益。李波等［5］對300 MW 機組改造前后的性能變化進行對比，確定改造后節(jié)能效果顯著。王鳳良［6］對供熱改造提出了3 個經濟性評價方法，并驗證了其科學性。KHAN K H 等人［7］通過對雙效吸收式制冷機熱電聯(lián)產的研究，發(fā)現(xiàn)利用雙效吸收式制冷機進行現(xiàn)場熱電聯(lián)產，可減少13%以上的高峰需求，并可節(jié)省16%的能源消耗。

在經濟發(fā)展、暖民政策及熱網經濟運行等諸多因素的影響下，在供暖初、末期高背壓機組熱量送不出去的現(xiàn)象越來越明顯，機組的發(fā)電效益大打折扣。撫順熱電分公司設計了2 臺亞臨界300 MW抽凝供熱機組，在2017 年因供暖面積增加350 萬m2，擴容到1 450 萬m2。因此，對1#機組進行了高背壓供熱改造，供暖期采用高背壓2×4 級低壓轉子，純凝運行更換2×6 級低壓轉子，更換低壓一體化內缸通用供熱及純凝工況。

綜上所述，該熱電分公司采用了熱網背壓和水塔循環(huán)水在線切換技術（循環(huán)水雙冷源），有效克服了“以熱定電”的矛盾，但雙冷源在實際應用中需要綜合效益認定，主要包含能耗升高變化、發(fā)電效益、安全運行等方面。如果利用得不好，會造成能耗大幅度升高，經濟效益下降。

1 凝汽器雙冷源技術路線

1.1 系統(tǒng)連接方式

1#機組采用高背壓運行模式時，在凝汽器進出口蝶閥前的4 個法蘭堵板（DN1800）前，打開單側（A 側）循環(huán)水管道法蘭堵板下方預留的循環(huán)水旁路管道的抽頭堵板，將A側循環(huán)水供回水預留的旁路管道（DN1000）連接起來并加裝電動關斷閥，形成雙冷源系統(tǒng)，如圖1 所示。當需要時，將凝汽器半側（A側）循環(huán)水投入運行。

圖1 凝汽器雙冷源系統(tǒng)

1.2 技術參數(shù)

表1 為凝汽器水側主要參數(shù)。凝汽器雙冷源連接方式在常規(guī)運行中，單側凝汽器運行的最大流量為18 000 t，遠大于熱網最高流量。凝汽器熱網水側安全門動作壓力為0.29 MPa，熱網運行的常規(guī)壓力為0.25 MPa，冷水塔常規(guī)運行壓力為0.23 MPa，熱網側回水溫度（凝汽器進水溫度）為40 ℃～50 ℃，最高出水溫度為79 ℃；循環(huán)水側進水溫度為10 ℃～20 ℃，最高出水溫度為79 ℃，對應真空為-54 kPa。由此可見，參數(shù)符合運行基本要求。

表1 凝汽器水側主要參數(shù)

1.3 在線切換技術要求及注意事項

凝汽器雙冷源系統(tǒng)在線切換最大的危險點，在于兩個不同系統(tǒng)存在壓力差，不能實現(xiàn)先并列再分裂的無擾切換過程。該系統(tǒng)在切換前必須要先停止一路水源，確認隔離后，再運行到另一路水源。若操作不當，壓力高的熱網水通過循環(huán)水系統(tǒng)排到冷水塔，造成熱網失水量超過補水極限，拖垮熱網，不僅會發(fā)生中斷供熱事故，也因機組中斷冷卻水而發(fā)生跳機事故。對此，應先隔離再切換。比如熱網循環(huán)水切換到水塔冷卻水的操作過程，先關閉A側凝汽器熱網系統(tǒng)的進出口閥門，斷開凝汽器與熱網系統(tǒng)水側的連接，在開啟凝汽器本體放水門后，確定閥門無漏泄聲或凝汽器壓力能下降至0.1 MPa以下且熱網補水流量可控，方可逐漸開啟循環(huán)水進入凝汽器的閥門，完成切換，否則堅決禁止切換；反之亦然。

2 循環(huán)水雙冷源切換條件

熱電聯(lián)產機組在供暖期為實現(xiàn)發(fā)電和供熱品質最優(yōu)，實現(xiàn)安全運行，往往需要克服一些客觀制約因素。

2.1 當熱網發(fā)生漏泄時保證機組安全

高背壓機組最大的優(yōu)點是采用熱網循環(huán)水作為機組冷卻水，沒有水塔散失熱量，熱力循環(huán)效率最高?？梢坏峋W發(fā)生大面積漏泄，充滿管網的水因漏泄量超供補充水量，壓力下降，不能保持管網充滿度，閉式循環(huán)被打破，循環(huán)泵入口汽化，機組因冷卻水波動或中斷。此時，快速切換冷卻水源至循環(huán)水系統(tǒng)，可避免誘發(fā)低真空保護動作，造成非停事故。

2.2 電網需要增加機組出力，而機組增加出力因熱網超供受阻

因電能不能大量存儲的特點，電力系統(tǒng)調頻穩(wěn)定性需要電源與用電負荷實時匹配，而且電網事故造成的社會影響遠遠大于電廠機組的非停事故。因此，國家相關部門出臺了一系列保電安全策略和規(guī)定，如《東北區(qū)域發(fā)電廠并網運行管理實施細則》《東北區(qū)域并網發(fā)電廠輔助服務管理辦法實施細則》，這對電廠并網運行機組既是約束也是促進。簡而言之，無論電廠自身有什么困難均要遵守規(guī)則，保證電網安全。為避免考核產生的巨大經濟損失，結合增加發(fā)電量產生的效益，雙冷源系統(tǒng)在“以熱定電”下釋放一部分熱負荷保證電力供應成為必要的手段之一。

2.3 機組“以熱定電”模式下最小安全運行需求

我國北方地區(qū)在采暖期，尤其是初、末期，環(huán)境溫度并非呈線性關系，且晝夜溫差大，這就造成了熱網需求跟隨環(huán)境溫度的變化和機組發(fā)電負荷隨電網的變化不能同步的矛盾關系。該熱電公司1#機組進行高背壓改造后，供暖初、末期近30 d 內經常發(fā)生帶最小電負荷仍遠高于熱網需求情況，雙冷源改造后才有了靈活調節(jié)的手段。

3 雙冷源運行方式經濟測算

循環(huán)水雙冷源的缺點中最重要的是能耗升高。因此，必須通過雙冷源運行綜合經濟效益測算，采取合理運行策略，才能實現(xiàn)安全、靈活、經濟的運行方式。地區(qū)供熱負荷與1#機組“以熱定電”負荷分別如表2和表3所示。

表2 室外溫度對應熱網需求量

表3 1#機“以電定熱”負荷

3.1 雙冷源運行模式對煤耗的影響

撫順熱電分公司2020 年11 月的發(fā)電量為28 114萬kW·h，1#機組平均負荷為191.4 MW，高背壓平均釋放熱量為1 220 GJ/h（根據性能試驗報告折算），雙冷源運行模式下實際回收熱量為964 GJ/h，去掉2#機組抽汽供熱量110 GJ/h，1#機組的損失為366 GJ/h。

在高背壓運行方式下，發(fā)電煤耗為143 g/（kW·h）左右，純凝方式下的發(fā)電煤耗為399 g/（kW·h）左右。雙冷源損失熱量為3 66 GJ/h，與1 220 GJ/h 相比，相當于損失1/3 的熱量。整體發(fā)電煤耗約228.3 g/（kW·h），比純高背壓方式升高了85.3 g/（kW·h）。與2#機合并后，全廠發(fā)電煤耗平均升高27.54 g/（kW·h），增加消耗標煤量7 743 t，按當時的市場價格，成本升高了542萬元。

3.2 機組接帶負荷能力升高創(chuàng)造收益

1#機組采用雙冷源方式后，在2020年11月1日至11日，同比增加發(fā)電量4 022萬kW·h左右，當期邊際利潤為0.15 元/（kW·h），發(fā)電收益增加了603萬元左右。該熱電公司在2020年11月的發(fā)電量與煤耗變化如表4所示，熱網運行數(shù)據如表5所示。

表4 發(fā)電量與煤耗變化

表5 熱網運行數(shù)據

由表4 和表5 可知，在不同的發(fā)電負荷和雙冷源冷水塔閥門開度下，發(fā)電煤耗與負荷不是正比關系，而是閥門開度越大，散失熱量越多，煤耗越高，經濟損失越大。

4 雙冷源經濟運行方式探討

通過上述分析，建議雙冷源運行方式如下：

1）在2臺機組總出力能滿足電網需求時，盡量采取電負荷偏差調節(jié)模式，最大程度回收高背壓熱量；

2）雙機運行時，在1#機組雙冷源循環(huán)水側閥門未關閉時不要開啟2#機組抽汽供熱；

3）當電網根據兩個“細則”抽查旋轉備用時，可短時間投入雙冷源增加1#機組的發(fā)電負荷；

4）當熱網發(fā)生重大漏泄，不能維持熱網回水壓力時，要緊急投入雙冷源運行。

5 結論

本文從撫順熱電分公司1#機組高背壓加循環(huán)水雙冷源改造后實踐應用視角出發(fā)，對雙冷源運行模式進行了探索分析，結論如下：

1）循環(huán)水雙冷源是在高背壓發(fā)電負荷受阻或熱網大面積漏泄時，采取的緊急保護機組安全措施，不是常規(guī)運行手段；

2）雙冷源切換時，由于壓力溫度參數(shù)不能完全匹配，必須采用先隔絕再切換的順序，嚴守安全第一原則，否則會擴大事故；

3）循環(huán)水雙冷源系統(tǒng)影響能耗升高與增加發(fā)電量效益對比不是很清晰，目前受人為干預操作局限性較大。