劉學(xué)，胡剛剛，李健，楊志平，王寧玲，戈志華

(1. 華電重工股份有限公司，北京 100070；2. 華北電力大學(xué) 國家火力發(fā)電工程技術(shù)研究中心，北京 102206)

0 引言

熱電聯(lián)產(chǎn)是能量高效利用的有效方式之一[1-2]?！笆奈濉毖h(huán)經(jīng)濟(jì)發(fā)展規(guī)劃提出，積極利用余熱余壓資源，推行熱電聯(lián)產(chǎn)，推動能源梯級利用，積極推廣集中供熱[3]。采用高背壓熱電聯(lián)產(chǎn)可以有效利用汽輪機(jī)乏汽余熱，符合能量高效利用原則[4]，對推動實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰、碳中和具有重要意義。

在高背壓技術(shù)的發(fā)展過程中，文獻(xiàn)[5-7]分析了高背壓技術(shù)區(qū)域適用性和熱經(jīng)濟(jì)性，驗(yàn)證了高背壓技術(shù)在節(jié)能減排方面的優(yōu)勢。文獻(xiàn)[8-11]確定了高背壓空冷機(jī)組運(yùn)行時的空冷島運(yùn)行模式和發(fā)電功率隨熱負(fù)荷比例變化的規(guī)律，通過耦合噴射器進(jìn)一步提高了乏汽利用率。文獻(xiàn)[12]針對濕冷機(jī)組構(gòu)建了高背壓耦合熱泵的乏汽利用系統(tǒng)，改善了機(jī)組經(jīng)濟(jì)性。

在運(yùn)行優(yōu)化及負(fù)荷分配方面，文獻(xiàn)[13]從電網(wǎng)角度提出了動態(tài)機(jī)組組合和等微增率法相結(jié)合的負(fù)荷分配方法。文獻(xiàn)[14]采用粒子群算法研究了熱電負(fù)荷對機(jī)組煤耗量的影響。文獻(xiàn)[15]通過FMK-means 算法確定了機(jī)組運(yùn)行參數(shù)基準(zhǔn)值。文獻(xiàn)[16]探究了抽凝-高背壓雙機(jī)組的熱電負(fù)荷運(yùn)行及經(jīng)濟(jì)分配特性，從節(jié)能和負(fù)荷靈活性的角度對熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組進(jìn)行優(yōu)化。文獻(xiàn)[17]通過數(shù)據(jù)擬合得到機(jī)組發(fā)電煤耗率曲面，結(jié)合成本分析得出2 臺機(jī)組的負(fù)荷分配方式。

綜上所述，現(xiàn)有文獻(xiàn)多側(cè)重于介紹高背壓機(jī)組的應(yīng)用條件、技術(shù)路線和節(jié)能效果，在運(yùn)行優(yōu)化方面一般基于歷史數(shù)據(jù)通過算法進(jìn)行尋優(yōu)，在對高背壓運(yùn)行特性進(jìn)行研究時目標(biāo)機(jī)組多為高背壓單機(jī)組或高背壓-抽凝雙機(jī)組，忽略了高背壓機(jī)組的抽汽。而目前電廠改造中大多采用抽背-抽凝雙機(jī)聯(lián)合運(yùn)行方式，因此有必要針對高背壓雙抽熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組開展研究。本文對某電廠2×330 MW直接空冷高背壓雙抽熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組進(jìn)行建模，研究了其電熱特性，給出高背壓投運(yùn)策略以及雙機(jī)組聯(lián)合運(yùn)行優(yōu)化方式與負(fù)荷分配方式，以期為電廠實(shí)際運(yùn)行管理與電網(wǎng)調(diào)度提供指導(dǎo)。

1 案例系統(tǒng)介紹及建模

1.1 高背壓雙抽供熱系統(tǒng)

某地區(qū)2×330 MW 供熱機(jī)組改造前采用傳統(tǒng)抽汽供熱方式進(jìn)行供熱，改造后1 號機(jī)組仍采用抽汽方式供熱，為“抽凝機(jī)組”，2 號機(jī)組可同時采用高背壓乏汽和抽汽進(jìn)行供熱，設(shè)計運(yùn)行背壓為30 kPa，為“抽背機(jī)組”，熱網(wǎng)配置為間連熱網(wǎng)，調(diào)節(jié)模式為質(zhì)調(diào)節(jié)。供熱系統(tǒng)原理如圖1所示，熱網(wǎng)回水首先經(jīng)過2 號機(jī)組高背壓凝汽器進(jìn)行一次加熱至67.1 ℃(取2 ℃為換熱端差)，然后流經(jīng)熱網(wǎng)加熱器，由2 臺機(jī)組中壓缸排汽進(jìn)行二次加熱。機(jī)組和熱網(wǎng)基本參數(shù)如表1 所示。

圖1 高背壓雙抽供熱系統(tǒng)Fig. 1 High back-pressure and double extraction heating system

表1 330 MW 機(jī)組與熱網(wǎng)基本參數(shù)Table 1 Basic parameters of 330 MW unit and heat supply network

1.2 案例機(jī)組計算模型

利用Ebsilon 軟件對機(jī)組及供熱系統(tǒng)進(jìn)行熱力學(xué)建模，熱力系統(tǒng)模型如圖2 所示。將模擬結(jié)果與熱平衡圖進(jìn)行對比，結(jié)果顯示最大誤差不超過1%，可認(rèn)為模型相對準(zhǔn)確。

圖2 2×330 MW 高背壓雙抽供熱機(jī)組熱力系統(tǒng)模型Fig. 2 Thermal system model of 2×330 MW heating units with high back pressure and double extraction

1.3 熱網(wǎng)數(shù)學(xué)模型

供熱系統(tǒng)相對熱負(fù)荷為

二次網(wǎng)參數(shù)[18]為

2 熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組運(yùn)行條件

2.1 熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組理論運(yùn)行區(qū)間

熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的理論供熱能力和調(diào)峰特性可由熱電負(fù)荷特性區(qū)間表示[19-20]，其決定了熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組的理論運(yùn)行邊界條件，對于供熱系統(tǒng)的設(shè)計具有重要的參考價值。熱電聯(lián)產(chǎn)雙機(jī)組的熱電負(fù)荷特性區(qū)間如圖3 所示。

圖3 熱電聯(lián)產(chǎn)雙機(jī)組熱電負(fù)荷特性區(qū)間Fig. 3 Feasible operation region of dual CHP units

當(dāng)機(jī)組以雙抽凝方式運(yùn)行時，其熱電負(fù)荷特性為MNPQM，與單臺抽凝機(jī)組相似，只是相應(yīng)電負(fù)荷與熱負(fù)荷增加了一倍，最大熱負(fù)荷為860 MW，對應(yīng)點(diǎn)N。由于抽汽的能量品質(zhì)較高，提供的熱負(fù)荷全部為有效熱負(fù)荷。

當(dāng)機(jī)組以抽凝-抽背方式運(yùn)行時，其熱電負(fù)荷特性為ABCDEFGA。當(dāng)乏汽利用量為0 時，2 臺機(jī)組最大抽汽供熱為706 MW，對應(yīng)點(diǎn)H。AI1為抽凝機(jī)組最大抽汽供熱，熱負(fù)荷為430 MW，I1H為抽背機(jī)組最大抽汽供熱，熱負(fù)荷為276 MW。隨著乏汽利用量的增加，曲線AH右移，HD為最小冷卻乏汽供熱，熱負(fù)荷為252 MW。若乏汽利用量繼續(xù)增加，則要相應(yīng)減少抽背機(jī)組的抽汽量，抽汽量為0 時乏汽量達(dá)到最大，AB為乏汽最大供熱，熱負(fù)荷為465 MW。若2 臺機(jī)組均為最大抽汽供熱，且達(dá)到最小冷卻乏汽供熱，此時得到抽凝-抽背運(yùn)行的理論最大熱負(fù)荷，為958 MW，對應(yīng)點(diǎn)D。在實(shí)際供熱過程中，乏汽利用率與熱網(wǎng)水溫度相關(guān)，機(jī)組的實(shí)際熱電特性仍需要結(jié)合熱網(wǎng)供回水溫度進(jìn)一步分析。

2.2 供熱系統(tǒng)熱電負(fù)荷分配

2.2.1 熱負(fù)荷分配方案

一次網(wǎng)回水依次經(jīng)過高背壓凝汽器和熱網(wǎng)加熱器，因此高背壓梯級供熱機(jī)組總供熱熱負(fù)荷Q包括2 部分，即

式中：Q21和Q22分別為1 號機(jī)抽汽和2 號機(jī)抽汽承擔(dān)的熱負(fù)荷，MW；me為熱網(wǎng)加熱器消耗的總抽汽量，t/h；he和h′e分別為混合抽汽焓和混合抽汽凝結(jié)水焓，kJ/kg， Δτ2為熱網(wǎng)水在熱網(wǎng)加熱器中的溫升，℃；me1和me2分別為1、2 號機(jī)組抽汽量，t/h；he1和he2分別為1、2 號機(jī)組抽汽焓，kJ/kg。

2.2.2 電負(fù)荷分配方案

熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組一般采用“以熱定電”的方式運(yùn)行，因此在某一熱負(fù)荷下，雙機(jī)組的電負(fù)荷經(jīng)濟(jì)分配問題是一個線性約束優(yōu)化問題，目標(biāo)函數(shù)設(shè)為定熱負(fù)荷下2 臺機(jī)組的總發(fā)電煤耗，即

式中：be為機(jī)組總發(fā)電煤耗，g/(kW·h)；P1和P2分別為1、2 號機(jī)組的電負(fù)荷，MW；a、b、c、d、e、f、g、h、i、j分別為機(jī)組的煤耗系數(shù)；P為總電 負(fù) 荷，MW；P1,max、P1,min和P2,max、P2,min分 別為1、2 號機(jī)組的電負(fù)荷上、下限，MW。

以總發(fā)電煤耗為決策屬性對目標(biāo)函數(shù)進(jìn)行規(guī)劃求解，即可得到在某一總電負(fù)荷條件下2 臺機(jī)組較優(yōu)的電負(fù)荷分配情況。

2.3 熱電聯(lián)產(chǎn)機(jī)組實(shí)際電負(fù)荷范圍

在給定熱網(wǎng)條件下，熱負(fù)荷與環(huán)境溫度一一對應(yīng)，因此機(jī)組的實(shí)際熱電負(fù)荷特性可表示為電負(fù)荷與環(huán)境溫度的關(guān)系。在滿足熱負(fù)荷的條件下，電負(fù)荷上限為2 臺機(jī)組均在最大主蒸汽流量下的發(fā)電量，但決定電負(fù)荷下限的最小主蒸汽流量會受到熱網(wǎng)實(shí)際負(fù)荷、機(jī)組運(yùn)行背壓、機(jī)組抽汽分配方式等多重因素的影響，變化過程十分復(fù)雜。

由于2 臺機(jī)組均能提供抽汽供熱，為簡化計算條件，假設(shè)采用文獻(xiàn)[16,21]中的抽汽方式，所需抽汽量主要由1 號機(jī)承擔(dān)，達(dá)到最大抽汽量時再由2 號機(jī)的抽汽進(jìn)行補(bǔ)充，2 號機(jī)既可以高背壓運(yùn)行，也可以凝汽運(yùn)行，可得到2 臺機(jī)組以抽凝-抽背方式運(yùn)行和雙抽凝方式運(yùn)行的最小主蒸汽流量和最低電負(fù)荷，如圖4 和圖5 所示。

圖4 抽凝-抽背運(yùn)行時兩機(jī)組最小主蒸汽流量及電負(fù)荷Fig. 4 Minimum main steam flow and electrical load for both units during EC-EHBP operation

圖5 雙抽凝運(yùn)行時兩機(jī)組最小主蒸汽流量及電負(fù)荷Fig. 5 Minimum main steam flow and electrical load for both units during EC-EC operation

若以抽凝-抽背方式運(yùn)行，2 號機(jī)的背壓調(diào)整方式由文獻(xiàn)[20] 給出。環(huán)境溫度高于6 ℃時，2 臺機(jī)組的最小主蒸汽流量均由鍋爐最小穩(wěn)燃負(fù)荷決定，為319.6 t/h 保持不變，電負(fù)荷均為99 MW。隨著環(huán)境溫度逐漸降低至2.2 ℃，所需乏汽品質(zhì)提高，2 號機(jī)背壓逐漸升高至30 kPa，為保證末級葉片安全性，最小主蒸汽流量需相應(yīng)增加至519 t/h，電負(fù)荷增大至157 MW。環(huán)境溫度低于2.2 ℃時，乏汽供熱不足的部分需利用1 號機(jī)抽汽補(bǔ)充，隨著環(huán)境溫度的降低，所需抽汽量增加，因此1 號機(jī)電負(fù)荷略有下降。0℃時達(dá)到對應(yīng)主蒸汽流量下的最大抽汽量，低于0℃時需增大1 號機(jī)主蒸汽流量來提供足夠的抽汽，電負(fù)荷也相應(yīng)增加。環(huán)境溫度降低至-15 ℃時，1 號機(jī)達(dá)到最大主蒸汽流量1 120.4 t/h，對應(yīng)電負(fù)荷為255 MW。環(huán)境溫度進(jìn)一步降低時，需增加2 號機(jī)組主蒸汽流量使其提供抽汽，隨著環(huán)境溫度降低至-1 7 ℃，主蒸汽流量增加至585 t/h，電負(fù)荷增至172 MW。

若以雙抽凝方式運(yùn)行，2 號機(jī)組始終處于最小穩(wěn)燃負(fù)荷流量，并可提供68 t/h 抽汽，電負(fù)荷為91 MW。2 號機(jī)組可抽汽量極小，無法滿足任何環(huán)境溫度下的熱負(fù)荷要求，因此熱負(fù)荷主要由1 號機(jī)組承擔(dān)，隨著環(huán)境溫度的降低，最小主蒸汽流量從381 t/h 增至1 082 t/h，最低電負(fù)荷由103 MW 增至249 MW。

按假設(shè)條件計算出最大主蒸汽流量下的電負(fù)荷，并結(jié)合圖4、圖5 可得到2 臺機(jī)組在實(shí)際熱網(wǎng)條件下的電負(fù)荷范圍，如圖6 所示。

圖6 實(shí)際熱網(wǎng)條件下供熱機(jī)組電負(fù)荷范圍Fig. 6 Electric load range of CHP units under actual heat network conditions

若采用雙抽凝方式運(yùn)行，隨著環(huán)境溫度的降低，電負(fù)荷上限從676 MW 降低至602 MW，電負(fù)荷下限從194 MW 提升至339 MW，可調(diào)節(jié)范圍變小。若采用抽凝-抽背方式運(yùn)行，電負(fù)荷上限從706 MW 降低至586 MW，電負(fù)荷下限除了在0～2.2 ℃時由于1 號機(jī)在最小穩(wěn)燃負(fù)荷下抽汽略有下降外，其他情況下可從200 MW 提升至427 MW，電負(fù)荷可調(diào)節(jié)范圍迅速縮小。說明環(huán)境溫度較高時，抽凝-抽背運(yùn)行的電負(fù)荷上限高于雙抽凝運(yùn)行，此時高背壓供熱的經(jīng)濟(jì)性較好，隨著環(huán)境溫度的降低，電負(fù)荷范圍迅速減小，說明其熱電耦合效應(yīng)較為嚴(yán)重，電負(fù)荷下限幾乎一直高于雙抽凝運(yùn)行，說明高背壓供熱的調(diào)峰能力較差，靈活性不足。

3 熱電聯(lián)產(chǎn)雙機(jī)組運(yùn)行優(yōu)化

在定熱負(fù)荷條件下，供熱所需的總抽汽量基本不變，但由于2 臺機(jī)組各自運(yùn)行情況不同，當(dāng)各自抽汽量發(fā)生改變時，機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性必然發(fā)生變化。而目前并沒有明確的抽汽分配原則，電廠運(yùn)行人員一般按照經(jīng)驗(yàn)進(jìn)行分配，因此需對抽汽分配方式進(jìn)行優(yōu)化。為便于分析，定義2 臺機(jī)組的 抽汽 比 ε1和 ε2分 別為1 號 機(jī) 和2 號機(jī) 的 抽汽 量 與供熱所需總抽汽量的比值，即

采用熱量分配法[22]對機(jī)組進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析，給出較優(yōu)的運(yùn)行方式。

3.1 抽凝-抽背供熱雙機(jī)運(yùn)行優(yōu)化

由文獻(xiàn)[20]可知，當(dāng)回水溫度低于61 ℃時，應(yīng)當(dāng)采用抽凝-抽背方式供熱。以當(dāng)?shù)毓┡谄骄鶞囟葹?5 ℃為典型溫度，分析抽凝-抽背供熱機(jī)組的優(yōu)化方式，此時供回水溫度為87.3/55.1 ℃，對應(yīng)熱負(fù)荷為310.5 MW。

3.1.1 變抽汽比經(jīng)濟(jì)性分析

由 于 ε1和 ε2為 線 性 關(guān) 系，因 此 只 分 析 總 發(fā) 電煤耗be與 ε1的關(guān)系即可說明問題。在不同電負(fù)荷條 件下，be與 ε1的 關(guān) 系 如 圖7 所示。

圖7 不同電負(fù)荷下的總發(fā)電煤耗與1 號機(jī)抽汽比的關(guān)系Fig. 7 Relationship between power generation coal consumption and steam extraction ratio of No.1 unit under different electric loads

以圖7 c) 為例，此時2 號機(jī)組功率P2為240 MW，若P1為 150 MW，隨著 ε1從0 增加至1，be從263.9 g/(kW·h)增加至266.7 g/(kW·h)，變化量為2.8 g/(kW·h)；若P1為 120 MW，隨著 ε1從0 增加至0.8，be從262.2 g/(kW·h)增加至265.7 g/(kW·h)，變化量為3.5 g/(kW·h)， ε1無法增加至1 是因?yàn)镻1過低導(dǎo)致1 號機(jī)組主蒸汽流量過小，限制了1 號機(jī)組的抽汽量，導(dǎo)致1 號機(jī)組抽汽無法單獨(dú)滿足熱負(fù)荷，所以必須由2 號機(jī)組抽汽進(jìn)行補(bǔ)充。整體來看，在不同電負(fù)荷下，隨著 ε1的 提高，be呈上升趨勢，這是因?yàn)? 號機(jī)組運(yùn)行背壓高，蒸汽膨脹不完全，理想焓降變小，其發(fā)電熱效率要低于相同工況下的抽凝機(jī)組。因此，以抽凝-抽背方式運(yùn)行時，應(yīng)優(yōu)先使用抽背機(jī)組抽汽提供熱負(fù)荷，達(dá)到最大抽汽量后再使用抽凝機(jī)組抽汽補(bǔ)充。

兩機(jī)組的抽汽分配方式優(yōu)化后，其電負(fù)荷范圍也會發(fā)生相應(yīng)改變，優(yōu)化后的電負(fù)荷范圍如圖8所示。電負(fù)荷下限幾乎沒有變化，而電負(fù)荷上限提高了約9 MW。

圖8 優(yōu)化抽汽分配后抽凝-抽背供熱機(jī)組的電負(fù)荷范圍Fig. 8 Electric load range of EC-EHBP units after optimization of steam extraction distribution

3.1.2 電負(fù)荷分配方式

利用Ebsilon 分別對不同電負(fù)荷、不同抽汽比條件下的發(fā)電煤耗進(jìn)行模擬計算，然后利用Matlab 中的“Fmin”函數(shù)進(jìn)行尋優(yōu)，得出各電負(fù)荷條件下的最低發(fā)電煤耗并用“Regress”函數(shù)進(jìn)行擬合，從而得到抽凝-抽背運(yùn)行機(jī)組的各發(fā)電煤耗特性系數(shù)，如表2 所示。

表2 抽凝-抽背運(yùn)行機(jī)組的發(fā)電煤耗特性系數(shù)Table 2 Coefficients of coal consumption for power generation in EC-EHBP units

通過擬合函數(shù)對抽凝-抽背機(jī)組進(jìn)行負(fù)荷分配，結(jié)果如圖9 所示。當(dāng)總電負(fù)荷為300～350 MW時，應(yīng)保持P2維持150 MW 不變，適當(dāng)調(diào)整P1；當(dāng)總電負(fù)荷在350～420 MW 時，應(yīng)保持P1維持150 MW 不變，適當(dāng)調(diào)整P2；當(dāng)總電負(fù)荷高于420 MW 時，2 臺機(jī)組均須隨總負(fù)荷做出相應(yīng)調(diào)整。

圖9 機(jī)組最優(yōu)電負(fù)荷分配關(guān)系Fig. 9 Optimal electric load distribution relationship of units

3.2 雙抽凝供熱雙機(jī)運(yùn)行優(yōu)化

回水溫度高于61℃或需深度調(diào)峰時，機(jī)組需要采用雙抽凝運(yùn)行。因此，選取-15℃為典型溫度，分析雙抽凝供熱機(jī)組的優(yōu)化方式，此時供回水溫度為114.6/68.4℃，對應(yīng)熱負(fù)荷為445.5 MW。

3.2.1 變抽汽比經(jīng)濟(jì)性分析

在不同的電負(fù)荷條件下，be與 ε1的關(guān)系如圖10所示。以圖10 b) 為例，此時2 號機(jī)組功率P2為240 MW，若P1同 樣為240 MW，則be是一條關(guān)于ε1=0.5 的 對稱曲線，且在 ε1=0.5時達(dá)到峰值。隨著 ε1從 0.1 增 加 至0.5，be從253.4 g/(kW·h) 增 至254.8 g/(kW·h)，變化為1.4 g/(kW·h)； ε1在 各 工 況下均無法達(dá)到0 或1，是因?yàn)闊嶝?fù)荷較高，單臺機(jī)組無法滿足供熱要求；整體來看， ε1在趨近于0 或1 時的be最小，這是因?yàn)槌槠吭龃髮?dǎo)致低壓缸效率降低，單臺機(jī)組抽汽量越多，在低壓缸低效率區(qū)膨脹的蒸汽量越少，熱效率越高。因此，雙抽凝運(yùn)行時應(yīng)優(yōu)先使其中一臺機(jī)組的抽汽量達(dá)到最大，若仍無法滿足供熱要求時再采用另一臺機(jī)組抽汽補(bǔ)充供熱。

圖10 不同電負(fù)荷下的總發(fā)電煤耗與1 號機(jī)抽汽比的關(guān)系Fig. 10 Relationship between power generation coal consumption and steam extraction ratio of No.1 unit under different electric loads

3.2.2 電負(fù)荷分配方式

雙抽凝運(yùn)行的發(fā)電煤耗特性系數(shù)如表3 所示。因?yàn)? 臺機(jī)組運(yùn)行特性相同，所以P1和P2同冪項(xiàng)的發(fā)電煤耗特性系數(shù)相同。通過擬合函數(shù)對雙抽凝機(jī)組進(jìn)行負(fù)荷分配，結(jié)果如圖11 所示。在大多數(shù)工況下，P1=P2時be最低；當(dāng)總電負(fù)荷在3 3 0～4 0 0 M W 時，應(yīng)使其中一臺機(jī)組保證150 MW 不變，調(diào)整另一臺機(jī)組電負(fù)荷以適應(yīng)總電負(fù)荷需要。

表3 雙抽凝運(yùn)行機(jī)組的發(fā)電煤耗特性系數(shù)Table 3 Coefficients of coal consumption for power generation in EC-EC units

圖11 機(jī)組最優(yōu)電負(fù)荷分配關(guān)系Fig. 11 Optimal electric load distribution relationship of units

3.3 高背壓機(jī)組背壓運(yùn)行方式

當(dāng)2 臺機(jī)組按照優(yōu)化后的抽汽方式供熱時，在最大主蒸汽流量條件下對抽凝-抽背方式和雙抽凝方式運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行分析，結(jié)果如圖12 所示。

圖12 2 種方式運(yùn)行的發(fā)電熱效率和發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗Fig. 12 Thermal efficiency of power generation and standard coal consumption of power generation under two operation modes

隨著環(huán)境溫度的降低，采用2 種方式運(yùn)行的機(jī)組熱效率升高，發(fā)電煤耗降低。當(dāng)環(huán)境溫度高于-10.5 ℃時，采用抽凝-抽背方式運(yùn)行的發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗要低于雙抽凝方式，最大相差約12.7 g/(kW·h)；當(dāng)環(huán)境溫度低于-10.5 ℃時，由于回水溫度的升高，乏汽利用率降低，抽凝-抽背方式運(yùn)行的發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗會高于雙抽凝運(yùn)行。因此可以把-10.5 ℃作為高背壓投運(yùn)條件，高于此溫度時應(yīng)當(dāng)采用高背壓運(yùn)行，低于此溫度時應(yīng)當(dāng)退出高背壓運(yùn)行。

高于2.2 ℃時熱網(wǎng)水所需乏汽品質(zhì)低于設(shè)計背壓，為減小?損可采用調(diào)整背壓方式運(yùn)行，運(yùn)行背壓可根據(jù)供水溫度和高背壓凝汽器端差計算得到，結(jié)合高背壓投運(yùn)條件，即可得到整個供暖季的各溫度條件下背壓經(jīng)濟(jì)運(yùn)行方式，結(jié)果如圖13 所示。高于2.2 ℃時調(diào)整背壓運(yùn)行，-10.5～2.2 ℃時在設(shè)計背壓下運(yùn)行，低于-10.5 ℃時退出高背壓運(yùn)行。

圖13 供暖季抽背機(jī)組背壓經(jīng)濟(jì)運(yùn)行方式Fig. 13 Economic operation of HBP unit during heating season

4 結(jié)論

本文針對某地區(qū)2×330 MW 高背壓雙抽供熱機(jī)組搭建了變工況計算模型，優(yōu)化了抽凝-抽背運(yùn)行和雙抽凝運(yùn)行的抽汽分配方式，確定了不同環(huán)境溫度下的電負(fù)荷范圍，進(jìn)行廠級負(fù)荷分配，得到整個供暖期的高背壓機(jī)組的背壓經(jīng)濟(jì)運(yùn)行方式。主要結(jié)論如下。

（1）高背壓供熱具有一定的經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢，但其環(huán)境溫度較低時的熱電耦合效應(yīng)較為嚴(yán)重，調(diào)峰能力較差，靈活性不足。

（2）抽凝-抽背運(yùn)行時，優(yōu)先使用抽背機(jī)組抽汽，供熱不足時由抽凝機(jī)組補(bǔ)充，電負(fù)荷分配時，2 臺機(jī)組各自電負(fù)荷應(yīng)隨總電負(fù)荷做出相應(yīng)調(diào)整。

（3）雙抽凝運(yùn)行時應(yīng)該優(yōu)先使其中一臺機(jī)組的抽汽量達(dá)到最大，仍無法滿足供熱要求時再由另一臺機(jī)組補(bǔ)充。電負(fù)荷分配時，多數(shù)工況應(yīng)保證兩機(jī)組電負(fù)荷相同，僅少部分工況需要調(diào)整。

（4）為保證機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性，高于2.2 ℃時調(diào)整背壓運(yùn)行，-10.5～2.2 ℃在設(shè)計背壓下運(yùn)行，低于-10.5 ℃退出高背壓運(yùn)行。