柴國旭，鄭莆燕，張躍進，任建興，羅 晶

（1.上海電力學(xué)院能源與環(huán)境工程學(xué)院，上海 200090；2.臺州發(fā)電廠，浙江 臺州 318016）

隨著地方經(jīng)濟的快速發(fā)展，一些工業(yè)園區(qū)的熱需求增長很快。建設(shè)小型鍋爐或小型熱電廠將面對效率低、環(huán)保性差等問題；建設(shè)大型熱電聯(lián)產(chǎn)機組面臨投入過多資金等問題。對工業(yè)園區(qū)附近大型發(fā)電廠的純凝汽式機組進行供熱改造，既能充分利用大型機組的環(huán)保設(shè)備降低環(huán)境污染，又能提升發(fā)電機組的能源利用效率，因此能夠取得更好的綜合效益，這已經(jīng)成為解決工業(yè)園區(qū)供熱需求的一條有效途徑。

1 工業(yè)供熱方案

1.1 供熱需求分析

近年來，某發(fā)電廠周圍的化學(xué)工業(yè)園區(qū)不斷擴大生產(chǎn)規(guī)模，園區(qū)的工業(yè)用熱一直由發(fā)電廠的135 MW機組提供。由于135 MW機組裝機容量較小、效率低，受國家政策的影響而面臨關(guān)停，致使園區(qū)用熱出現(xiàn)缺口，影響企業(yè)的正常生產(chǎn)。

對園區(qū)用汽量進行統(tǒng)計和預(yù)測得知，未來10年的基本用汽量將從目前100 t/h增加到250 t/h以上。工業(yè)園區(qū)熱用戶用汽壓力處于0.3～1.6 MPa之間，用汽溫度為180℃，最大供汽半徑14 km，最大供汽長度16.5 km。考慮管道平均壓降不大于0.05 MPa/km，以及管道平均溫降不超過7℃/km等技術(shù)性要求，通過對熱網(wǎng)主干線熱力管道的計算，確定廠界處的供熱參數(shù)為壓力1.6 MPa、溫度290℃?？紤]管網(wǎng)接頭等壓力損失，為確保供汽的可靠性，選擇2.0 MPa，300℃作為熱源提供的出口參數(shù)。

為了滿足園區(qū)生產(chǎn)和發(fā)展的需要，發(fā)電廠擬對現(xiàn)存的4臺亞臨界330 MW容量的純凝汽式機組進行供熱改造。綜合分析汽輪機出力、系統(tǒng)可靠性等因素，選取單臺機組提供蒸汽量為100 t/h進行分析和設(shè)計。通過改造4臺機組來滿足近10年的基本用汽需求，同時預(yù)留一定的供汽余量。

1.2 改造方案

依據(jù)機組的設(shè)計和運行參數(shù)，選擇恰當(dāng)部位進行供熱改造，該機組可行的供熱方案有3種：

方案一：采用再熱冷段抽汽供熱。在高壓缸排汽蝶閥之后的合理位置開孔抽汽，由于抽汽量的大小將引起高壓缸排汽壓力的變化，需要對高壓缸末級動、靜葉柵進行安全校核。另外，抽取大量供熱蒸汽后，將影響再熱器金屬管壁溫度，因此必須通過事故減溫噴水才能確保再熱器的運行安全[1]。

方案二：采用再熱熱段抽汽供熱。在再熱器出口至中壓缸進汽閥之間蒸汽管道的恰當(dāng)部位開孔抽汽[2]，但由于該處蒸汽的能級較高，減溫減壓過程的損失較大。

方案三：采用壓力匹配器供熱。利用壓力匹配器合理組合高壓蒸汽和低壓蒸汽，也可達到供熱參數(shù)和流量的要求[3]，但壓力匹配器的選用費用較高。對高壓汽源和低壓汽源點進行可行性綜合分析后，可以選取再熱冷段抽汽作為驅(qū)動蒸汽，中壓缸排汽作為引射蒸汽。

2 改造方案對比與分析

2.1 “以熱定電”的方案設(shè)計

機組采用“以熱定電”的方式進行改造設(shè)計，要求改造后的供汽量能夠滿足園區(qū)熱需求。在確保機組運行安全的基礎(chǔ)上，結(jié)合客觀條件、工程投資額度及改造難易度等情況，對上述3個方案進行了對比分析。

以機組100%和75%額定負(fù)荷工況的設(shè)計蒸汽參數(shù)為基礎(chǔ)，在100 t/h供熱抽汽流量條件下對機組工作情況進行熱力學(xué)分析計算，3個改造方案之間的差別如表1所示。

表1 供熱改造方案的熱力計算數(shù)據(jù)

由表1可以看出，在供熱量保持100 t/h不變的條件下，機組低負(fù)荷時的熱化發(fā)電比增加，各方案的燃料利用系數(shù)均有增加。在方案三中的兩股抽汽流均屬于熱電聯(lián)產(chǎn)，由于引用了低壓蒸汽供熱，因而具有最高的燃料利用系數(shù)。但是，壓力匹配器的運行會受到蒸汽負(fù)荷參數(shù)的變化影響，當(dāng)機組負(fù)荷降低時將影響壓力匹配器正常工作。方案一和方案二能在變負(fù)荷運行過程中，保持供熱量相對穩(wěn)定，供熱可靠性好，但是由于采用高品質(zhì)蒸汽供熱，系統(tǒng)的燃料利用系數(shù)不高。尤其是方案二，供熱蒸汽在再熱器中吸收的熱量僅用于供熱而未發(fā)電，對高品位的能量沒有分級利用，所以該方案的燃料利用系數(shù)最低。

由表1數(shù)據(jù)可以看出，若機組核準(zhǔn)采取“以熱定電”的運行方式，則在不超過汽輪機最大進汽量、保證低壓缸最小通流量、滿足汽輪機安全運行的條件下，采用各個供熱改造設(shè)計方案都可以最大限度地滿足園區(qū)熱負(fù)荷需求。

2.2 “保電供熱”對供熱能力的影響

無論采取何種抽汽供熱方式，100 t/h抽汽供熱所形成的熱電比都沒有達到國家對供熱機組所規(guī)定的比例，因此電網(wǎng)對完成供熱改造的機組在運行調(diào)度時并不按“以熱定電”方式進行負(fù)荷分配，使得此類機組在運行時需同時滿足發(fā)電和供熱兩方面的要求，這就是“保電供熱”的原由。

發(fā)電機組日常接受電網(wǎng)的負(fù)荷調(diào)度，當(dāng)電網(wǎng)要求的機組負(fù)荷偏離額定負(fù)荷較遠時，可以滿足發(fā)電與供熱兩者的要求；但接近額定電負(fù)荷要求時，二者并不能同時滿足，為此需要確定運行中發(fā)電和供熱相互約束的極限條件。

基于汽輪機最大連續(xù)出力工況（TMCR）的進汽量，針對發(fā)電機額定發(fā)電功率及最大供熱負(fù)荷這兩種特殊工況，進行計算分析，分別確定以發(fā)電機額定負(fù)荷為條件的供熱蒸汽量和以100 t/h最大供汽量為條件的發(fā)電功率，有關(guān)計算結(jié)果如表2所示。

表2 基于TMCR工況進汽量下的抽汽供熱能力計算數(shù)據(jù)

表2中的計算數(shù)據(jù)表明，機組處于“保電供熱”時，為了滿足機組帶額定發(fā)電功率的電網(wǎng)負(fù)荷調(diào)度要求，單臺機組的供熱蒸汽量始終達不到100 t/h的最大需求值；若需滿足100 t/h最大抽汽供熱量時，發(fā)電功率只能達到額定狀態(tài)的90%～93.3%，即必須縮小電負(fù)荷調(diào)整范圍。在確保發(fā)電機額定負(fù)荷的前提下，方案二中由于減溫水量的使用量較大，使供汽量增加，造成燃料利用系數(shù)的提升。在確保最大供熱負(fù)荷的前提下，方案三中由于引入了低壓蒸汽供熱，機組發(fā)電功率大，燃料利用系數(shù)高，因此采用此方案改造的機組擁有相對較為寬裕的發(fā)電功率調(diào)節(jié)范圍。

2.3 應(yīng)急供熱改造措施

根據(jù)發(fā)電廠的設(shè)備配置實際情況，鍋爐的最大連續(xù)蒸發(fā)量為1 004 t/h，汽輪機最大連續(xù)出力工況的進汽量為980 t/h，因此鍋爐滿足汽輪機用汽量時依然存在富裕量（24 t/h），可以考慮對新蒸汽減溫減壓以補充對外供汽不足。此時考慮減溫水量后，可增加供熱蒸汽28.44 t/h。采取鍋爐產(chǎn)出的主蒸汽經(jīng)減溫減壓器直接供熱的應(yīng)急供熱改造措施后，各方案在確保額定發(fā)電功率時均可增加供汽負(fù)荷調(diào)節(jié)范圍：方案一可達到46.47%的最大供汽負(fù)荷，方案二可達到56.3%的最大供汽負(fù)荷，而方案三可達到50.94%的最大供汽負(fù)荷。

3 多臺機組的供熱分配方案

經(jīng)過以上的分析，為了在確保發(fā)電需求的條件下滿足對外供汽的總量要求，需要對機組間的負(fù)荷進行優(yōu)化分配。以表2中額定發(fā)電功率下供熱量最大的方案二為例，分析4臺機組改造的效果。以平均供電負(fù)荷系數(shù)（以對外供電總負(fù)荷改造后與改造前相比表示，%）來度量多臺供熱改造機組的綜合“保電供熱”能力。

（1）全廠供汽量為100 t/h時，1臺機組處于最大的供汽量狀態(tài)，3臺可保持純凝汽式運行，4臺機組的平均供電負(fù)荷系數(shù)可達97.24%。

（2）當(dāng)供汽量達到150 t/h時，1臺機組處于最大的供汽量狀態(tài)，2臺機組采取“保電供熱”運行要求來補充供汽差額，1臺機組處于凝汽運行工況，平均負(fù)荷率可達94.96%。

（3）供汽量達到200 t/h時，2臺機組處于最大的供汽量狀態(tài)，2臺機組處于凝汽運行工況，平均負(fù)荷率為94.06%。

（4）當(dāng)全廠供汽量為300 t/h時，3臺機組處于最大的供汽量狀態(tài)，1臺可保持純凝汽式運行，平均負(fù)荷率為90.87%。

（5）全廠供汽量為400 t/h時，4臺機組均處于供熱狀態(tài)，平均負(fù)荷率仍可達到87.69%。

考慮到當(dāng)前純凝汽式機組的年平均負(fù)荷率低于85%，則供熱改造后機組能夠滿足全廠供電負(fù)荷的正常要求。由此可見，結(jié)合改造后的供熱方案，對多臺機組進行廠內(nèi)供電負(fù)荷和供熱負(fù)荷的重新分配有助于增強全廠的綜合“保電供熱”能力。

4 結(jié)論

（1）供熱改造設(shè)計時，“以熱定電”是設(shè)計的基本原則，但針對機組運行中“保電供熱”的需要，電功率變動與供熱抽汽量相互約束的特殊性需要在改造方案論證階段引起特別關(guān)注。

（2）機組采取“保電供熱”運行方式下，為了滿足電網(wǎng)的負(fù)荷需求而讓機組帶較高的負(fù)荷時，單臺機組的供熱能力無法滿足100 t/h的供熱需求，因此必須考慮對2臺或2臺以上機組進行供熱改造以便更好解決熱用戶的最大用汽需求。

（3）在多臺機組完成供熱改造后，通過機組間熱電負(fù)荷的合理分配，可以減少供熱負(fù)荷對供電負(fù)荷的制約影響。

（4）鑒于該型機組的鍋爐容量大于汽輪機最大連續(xù)出力蒸汽通流量的設(shè)備配置情況，可采取鍋爐產(chǎn)出的主蒸汽經(jīng)減溫減壓器直接供熱作為供汽量不足時的應(yīng)急補充措施。

[1]錢瑾，王培紅，曹祖慶.中間再熱機組再熱前后抽汽供熱方案研究[J].華東電力，2010，38（1）:118-122.

[2]許琦，馬駿馳.國產(chǎn)300 MW機組高再抽汽供熱改造[J].華東電力,2008，36（6）:102-103.

[3]王汝武.壓力匹配器在大型凝汽機組改造成供熱機組中的應(yīng)用[J].節(jié)能，2009（6）:35-36.