張錫強 蘆馨楠 林昌鴻

（蘭州西固熱電有限責任公司，甘肅 蘭州730060）

0 引言

熱電廠具有節(jié)約能源、減少環(huán)境污染的優(yōu)點。因此，因地制宜地發(fā)展熱電聯(lián)產(chǎn)，實現(xiàn)集中供熱替代分散小鍋爐供熱，是治理環(huán)境污染、凈化藍天的重要手段，是城市潔凈生產(chǎn)的發(fā)展方向，也符合國家節(jié)能減排的方針。

電能和熱能是人類生活和生產(chǎn)中應用最廣的兩種能源，火電廠是能源的最大用戶之一，黨的十六大上提出要建設節(jié)能型社會，大力發(fā)展熱電聯(lián)產(chǎn)是我國今后節(jié)約能源的發(fā)展方向，而熱電廠正好具備了既發(fā)電又供熱的特征。熱電廠的電能、熱能生產(chǎn)是隨用戶的變化而變化的，而電能在電網(wǎng)整體平衡下變化不是太大，熱負荷根據(jù)熱網(wǎng)大小和熱用戶的多少及季節(jié)的變化而變化，有時變化較大，如何保證每時每刻與用戶保持一致是熱電廠保持最佳經(jīng)濟性的重要條件。熱電廠根據(jù)每天的電熱負荷曲線安排好主、輔設備的運行方式，是保證熱電廠經(jīng)濟運行的前提條件。

熱電廠的設計熱負荷大都是根據(jù)周邊企業(yè)生產(chǎn)工藝性熱負荷、居民生活用熱負荷及周邊發(fā)展需增加的熱負荷確定的，然而易出現(xiàn)的問題是調查熱用戶熱負荷不準確或發(fā)展增加的熱負荷由于種種原因未能建設投產(chǎn)，造成熱電廠的實際熱負荷比設計熱負荷小。另外，由于夏季沒有采暖熱負荷，同時環(huán)境溫度的升高也使企業(yè)生產(chǎn)工藝性熱負荷大幅下降，因而供熱機組抽汽量遠遠低于設計量，造成了供熱機組運行負荷率偏低，嚴重制約了供熱機組發(fā)電出力，不但加劇了電網(wǎng)缺電局面，也直接影響了熱電廠的經(jīng)濟效益。因此，在熱負荷較小時合理調整運行方式、提高機組負荷率，是熱電廠提高經(jīng)濟性的一個重要途徑。下面就以西固熱電有限責任公司（以下簡為該公司）的機組為例，探討熱電廠在熱負荷變化較大時運行方式的調整方法。

1 該公司2×330MW機組概況

該公司2×330MW機組2007年5月開始建設，建設工期為19個月，2臺機組以發(fā)電機—變壓器組單元方式接入新建330kV升壓站，通過2條線路連接蘭州西電站向系統(tǒng)輸送電能，機組的啟動／備用電源取自原220kV升壓站，經(jīng)#02啟動變壓器供給。

鍋爐型號為 WGZ1100／17.5－1，為武漢鍋爐廠生產(chǎn)的亞臨界參數(shù)、自然循環(huán)、單爐膛、一次中間再熱、四角切向燃燒、平衡通風、固態(tài)排渣、微正壓氣力除灰、全鋼架懸吊、緊身封閉結構、∏型布置汽包爐。該爐是在總結國內300MW等級機組鍋爐運行經(jīng)驗的基礎上，結合電廠地理條件、燃煤特點而設計的，采用了ALSTOM－CM公司典型爐型、成熟可靠的技術和設計制造標準，且運行結構可靠。鍋爐可以定壓運行，也可采用定—滑—定的運行方式，鍋爐可以帶基本負荷或調峰。設計煤種為寧夏礦區(qū)混煤︰靖遠礦區(qū)混煤＝7∶3混煤，校核煤種為寧夏礦區(qū)混煤。

汽輪機為 CC330／208－16.7／1.5／0.4／537／537型亞臨界、中間再熱、三缸雙排汽、抽汽凝汽式，本機組是三缸兩排汽、單軸布置的沖動式凝汽式機組，高、中壓部分為分缸結構，具有獨立的高壓缸和中壓缸，低壓部分為雙流、雙排汽的低壓缸。因進汽參數(shù)較高，為減小汽缸應力，增加機組啟停及變負荷的靈活性，高壓部分設計為雙層缸。低壓缸為對稱分流式，三層缸結構。為簡化汽缸結構和減小熱應力，高壓和中壓閥門與汽缸之間都是通過管道連接。高壓閥懸掛在汽機前運行層下面，中壓閥置于中壓缸兩側。高壓缸為雙層缸，高壓進汽管與外缸用法蘭連接，進汽管與蒸汽室用疊片式密封環(huán)相配合，既允許自由膨脹又能密封。高壓通流部分為反向流動，內有1個單列調節(jié)級、8個壓力級，第6級后有1個抽汽口，將第1段抽汽送往#1高壓加熱器（JG1），由高壓缸排出的蒸汽由2個排汽口引至再熱器，其中一部分抽汽作為第2段抽汽送至#2高壓加熱器（JG2），一部分抽汽為第1級非調整工業(yè)抽汽。再熱蒸汽通過2根熱段再熱汽管進入中壓聯(lián)合汽閥，再經(jīng)2根?610×55中壓主汽管從高中壓外缸中部下半兩側進入中壓通流部分。中壓缸全部采用隔板套結構，中壓缸內有9個壓力級，在中壓第4級后有第3段抽汽口，一部分抽汽送入#3高壓加熱器（JG3），另一部分抽汽為第2級可調整工業(yè)抽汽。中壓第7級后抽汽從中壓外缸下半的4段抽汽口抽汽供除氧器（CY）和給水泵小汽輪機。中壓排汽一部分從上半正中的一個?1 400中壓排汽口進入連通管通向低壓缸，另一部分抽汽從中壓外缸下半的5段抽汽送至#5低壓加熱器（JD5）和采暖抽汽。低壓部分為對稱分流雙層結構。蒸汽由低壓缸中部進入通流部分，分別向前后2個方向流動，經(jīng)2個壓力級做功后向下排入凝汽器。在1～3級后依次設有6～8段抽汽口，分別供3個低壓加熱器（JD6～JD8）。

發(fā)電機為東方電機廠生產(chǎn)的QFSN－330－2－20型汽輪發(fā)電機組，定子繞組為三相雙星形接線，F(xiàn)級絕緣，勵磁方式為自并勵靜止勵磁。發(fā)電機出口電壓為20kV，額定功率因數(shù)為0.85（滯相），額定轉速為3 000r／min，頻率為50Hz。發(fā)電機冷卻方式為水—氫—氫，即定子繞組（包括定子引線、定子過渡引線和出線）直接采用水內冷，轉子繞組采用直接氫內冷，定子鐵芯及端部結構件采用氫氣表面冷卻。集電環(huán)采用空氣冷卻。機座內部的氫氣由裝于轉子兩端的軸流式風扇驅動，在機內進行密閉循環(huán)。發(fā)電機—變壓器組單元接線接入330kV系統(tǒng)。發(fā)電機機端出口均有分支線，分別通過#1、#2高壓廠用變向廠用6kV工作1A／1B段和廠用6kV工作2A／2B段供電。

2 該公司熱負荷簡況

該公司主要向蘭州石化公司、蘭州鋁業(yè)公司、蘭鐵穎川堡車輛段及甘肅省構件工程公司等大中型企業(yè)提供生產(chǎn)工藝性用汽及生活采暖用熱。供熱用戶的蒸汽壓力有5.0MPa、1.8MPa、1.4MPa、0.8MPa，另外還有低壓采暖抽汽加熱的采暖熱水供周邊用戶。5.0MPa蒸汽是由鍋爐出口蒸汽經(jīng)10／5MPa減溫減壓器直接供給，不經(jīng)過汽輪機高壓部分做功發(fā)電，其余蒸汽均由汽輪機可調整抽汽段及不可調整抽汽段供給。目前冬季最大生產(chǎn)抽汽供汽量在800t／h左右，夏季平均生產(chǎn)抽汽供汽量在220t／h左右，可見冬、夏兩季生產(chǎn)抽汽供汽量的變化是很大的。

3 該類型機組168h運行情況

該公司一號機組2009年1月28日進入168h運行，2月3日結束，2月17日21：20歸調。168h期間（2009年1月28日—2月3日）主要運行指標如表1所示。

該公司二號機組2009年3月16日進入168h運行，3月23日結束，3月27日10：00歸調。168h期間（2009年3月16日—3月23日）主要運行指標如表2所示。

4 汽輪機負荷率對煤耗的影響

汽輪機熱力性能試驗數(shù)據(jù)如表3所示。

表1 一號機組168h期間主要運行指標情況

表2 二號機組168h期間主要運行指標情況

表3 汽輪機熱力性能試驗數(shù)據(jù)匯總表

以上數(shù)據(jù)測試表明，鍋爐負荷率偏差對供電煤耗的影響很大，在75%～50%之間時，每1%負荷率影響煤耗上升0.53g／kW·h左右，而50%負荷以下對煤耗影響更大，影響值達到0.85g／kW·h左右，隨著負荷的降低煤耗顯現(xiàn)出梯度上升趨勢（圖1、圖2）。

圖1 供電煤耗隨負荷變化規(guī)律

圖2 負荷與熱耗率的關系

5 機組在280MW負荷情況下二級工業(yè)抽汽與供電煤耗和熱耗的關系

二級工業(yè)抽汽負荷與供電煤耗和熱耗的關系如表4、圖3、圖4所示。

表4 二級工業(yè)抽汽負荷與供電煤耗和熱耗的關系表

圖3 330MW機組在不同二級工業(yè)抽汽負荷下供電煤耗

以上試驗數(shù)據(jù)表明，330MW雙抽供熱機組電負荷必須在70%以上，二級工業(yè)抽汽是否投入對機組熱經(jīng)濟性影響很大，決定了機組能耗水平的高低。

圖4 330MW機組在280MW負荷下熱耗率與抽汽的關系

6 熱電廠煤耗的計算

熱電聯(lián)產(chǎn)是指供熱式汽輪機先發(fā)電后供熱的生產(chǎn)方式，一般在計算煤耗時采用熱電分攤的方法來統(tǒng)計能耗指標。

6.1 熱電廠的效率分析

由于熱電聯(lián)產(chǎn)供熱部分利用了熱變功過程不可避免的冷源損失，所以該生產(chǎn)方式下電能生產(chǎn)（簡稱“熱化發(fā)電”）沒有冷源損失，它的理想循環(huán)熱效率和實際循環(huán)熱效率（汽輪機參加熱電聯(lián)產(chǎn)部分的絕對內效率）都等于1，減少了熱循環(huán)中最大的一部分損失——冷源損失。

雖然熱功轉換過程的不可逆損失在熱電聯(lián)產(chǎn)中被利用來給用戶供熱而沒有損失掉，但減少了做功量，把高質量能量變成了低質量的能量來利用。所以為了提高熱電廠熱經(jīng)濟性，力求做功能力損失最小，抽汽壓力越低越好，但在實際生產(chǎn)中用戶需要的不一定是一種壓力等級的蒸汽，所以在利用冷源損失對外供熱時必須犧牲一部分做功量，為此要提高熱電廠經(jīng)濟性，就要在滿足熱用戶需求的前提下盡量增加熱化發(fā)電量，減少熱損失。

6.2 供熱機組的熱電比

熱電比是表示熱化發(fā)電量的一個指標，用來對熱電廠發(fā)電煤耗進行修正，其計算公式如下：

式中，α為熱電比（GJ／萬kW·h）；Qr為每小時供熱機組供熱量（GJ）；Wf為每小時供熱機組發(fā)電量（萬kW·h）。

根據(jù)火電廠創(chuàng)一流標準，可以計算出不同抽汽壓力對煤耗的調整系數(shù)（該公司取10.75kg／GJ）和對發(fā)電廠用電的修正系數(shù)（該公司取0.019 1）。

6.3 供熱煤耗及供熱廠用電率的確定

根據(jù)熱電聯(lián)產(chǎn)特點，采用了熱量法、做功能力法、實際焓降法對熱量進行分攤，一般根據(jù)機組供熱量與汽輪機熱耗量的比值計算出供熱比，再根據(jù)供熱比進行電、熱煤耗和廠用電的分攤，分別計算出供熱煤耗和供熱廠用電率（或采用設計值）。國內資料表明供熱煤耗一般取值在37～43kg／GJ之間。可分時段分別計算出供熱煤耗并繪制曲線，根據(jù)用電設備分為凈電和凈熱分別統(tǒng)計用電量，再計算出供熱廠用電率。

7 機組在熱負荷變化較大時運行方式調整方法

7.1 問題的提出

夏季不僅沒有了采暖熱負荷，而且還由于環(huán)境溫度的升高，使熱用戶生產(chǎn)工藝性熱負荷也大幅下降，從而造成熱電廠抽汽供汽量很小，如該公司夏季生產(chǎn)抽汽平均供汽量還不到冬季最大供汽量的30%。運行的供熱機組因實際抽汽量與設計抽汽量相差較大，機組負荷率降低，制約了機組發(fā)電出力，也使機組運行的經(jīng)濟性大為下降。因此，夏季熱負荷遠低于設計值時，熱電廠如何采取有效的辦法，合理分配電、熱負荷，提高機組負荷率及運行經(jīng)濟性是需要探討的問題。

7.2 運行機組負荷合理分配原則

并列運行機組電負荷分配的原則：根據(jù)機組微增熱耗率的大小，按照從小到大的順序依次接帶電負荷。運行機組間熱負荷分配的原則：根據(jù)供熱汽輪機供熱抽汽熱值系數(shù)的大小，依從小到大的順序分配接帶熱負荷。供熱抽汽熱值系數(shù)計算公式如下：

式中，ξ為供熱抽汽熱值系數(shù)；Y為供熱抽汽做功不足系數(shù)；i0為主蒸汽焓值（kJ／kg）；ig為給水焓值（kJ／kg）；ir為抽汽供熱焓值（kJ／kg）；ih為回水焓值（kJ／kg）。

夏季熱負荷較小時，根據(jù)機組實際運行情況，按照以上負荷分配原則，可以使真空較高、各級監(jiān)視段壓力在規(guī)定范圍內的供熱機組在維持電負荷出力不變的情況下適當降低抽汽量，將抽汽熱負荷移至真空情況不好的機組。當熱負荷小到一定程度，調整凝結器冷卻水通水量已無法保持機組真空正常值時，可適當降低真空情況較差機組的電負荷出力，也可將真空情況相對好的機組由抽凝式運行切換為凝汽式運行。

8 結論

（1）供熱機組的選型非常重要，選型前一定要準確調查周邊企業(yè)的生產(chǎn)工藝性熱負荷及生活熱負荷情況，根據(jù)實際情況確定合理的熱電廠熱化系數(shù)，按“以熱定電”的原則合理選擇供熱機組型式、參數(shù)、容量，以使供熱機組盡量在設計工況下運行。

（2）供熱機組間電、熱負荷的分配，原則上以機組微增熱耗率及供熱抽汽熱值系數(shù)來確定，同時也要兼顧機組運行實際情況。

（3）熱電廠供熱機組可與抽凝式機組（330MW）配合運行，也可根據(jù)生產(chǎn)工藝性抽汽參數(shù)，配置“吃抽汽”的小機組并列運行，以增加發(fā)電出力，提高機組負荷率，提高熱電廠的經(jīng)濟性。

［1］西固熱電有限責任公司汽輪機運行規(guī)程

［2］鄭體寬.熱力發(fā)電廠.北京：水利電力出版社，1995

［3］李永寶.供熱機組調整探討