330 MW纯凝机组多汽源供热经济性r分析及控制策略

330 MW纯凝机组多汽源供热经济性r分析及控制策略沈波;李晓晖;陈健
【摘要】为解决机组负荷低时导致供热能力不足或蒸汽品质不达标等问题,通过对再热冷段、再热热段以及主蒸汽三种抽汽供汽方式开展相关理论计算,分析出三种抽汽供热方式对机组热经济性的影响,制定不同负荷、不同供热流量等工况的多汽源协同供汽经济运行策略,实现热电负荷解耦,多汽源大流量协同备用、协同供汽的目标.
【期刊名称】《浙江电力》
【年(卷),期】2017(036)010
【总页数】5页(P72-76)
【关键词】330MW多汽源抽汽;工业供汽;经济性分析;控制策略
【作者】沈波;李晓晖;陈健
【作者单位】台州发电厂, 浙江台州 318016;台州发电厂, 浙江台州 318016;台州发电厂, 浙江台州 318016
【正文语种】中文
【中图分类】TK267
某发电厂对4台330 MW纯凝机组（7—10号机组）进行了再热器冷端、热端（简称冷再、热再）供热改造，且已对10号机组进行了主蒸汽供热改造，以满足发电厂周边园区供热需求。

经过多年的发展，园区供热用户达到71家，供热量由50 t/h增加到240 t/h，主要热用户有医药化工企业以及皮革加工企业等。

医化行
业原料发酵、喷雾干燥等工艺以及皮革行业烘干等工艺对蒸汽品质要求非常高，蒸汽供应连续稳定且蒸汽压力必须在1.1 MPa以上。

目前供热管网最大输送距离达
到17 km，考虑管网压力沿程损失，发电厂供热联箱出口供热压力需达到1.5 MPa以上。

“十二五”后期浙江省电力相对过剩，省内新增电源2 430万kW，并且省外来电占全社会用电量的18.4%，而同期省内用电最高负荷仅增加1 730万kW，电力
供需形势发生了从紧缺过渡到宽裕根本性的转折。

“十二五”期间全省煤机年利用小时数从6 000 h下降到3 800 h左右，造成省内煤机负荷率低、机组调停频繁。

随着300 MW等级机组发电负荷率逐年下降，供热负荷逐年增长，时常出现机组发电负荷低导致机组供热能力不足或蒸汽品质不达标等问题。

在此背景下，对供热机组进行改造，实现多汽源协同供热，探索不同热源抽汽供热的经济性并提出控制策略成为发电厂的一个重要课题。

根据用户蒸汽参数要求，该发电厂主要有3种供热抽汽方式：再热热段抽汽供热、再热冷段抽汽供热和主蒸汽抽汽供热。

采用的对外供热的热源不同，对机组的热经济性影响也不同。

在主蒸汽流量保持不变的前提下，与原始工况相比，供热抽汽均使进入凝汽器的凝汽量减少。

凝汽量减少则冷源损失减少，机组能源利用效率提高。

运用等效焓降法对供热机组进行局部定量分析时，采用了特殊的处理方法，即假定供热机组供热抽汽量不变。

这样假定的意义是：
（1）把局部变动限制在某一固定工况，使其变动范围不致太大。

（2）把供热机组系统变动问题凝汽化，也就是说这时的任何变动都成了凝汽循环的变动[7]。

下文假定采用再热冷段、再热热段以及主蒸汽对外输出100 t/h焓值3 051 kJ/kg 相同品质的蒸汽，采用等效焓降法分析对比不同抽汽方式对机组热经济性影响。

对于再热器冷段抽汽工况下新蒸汽净等效焓降为：
根据变热量等效焓降法则，再热器冷段蒸汽携带热量离开系统时，因抽汽供热导致系统的做功量减少ΔH为：
冷再抽汽供热导致再热器的吸热量减少，因抽汽供热导致系统吸热量减少量ΔQ 为：
式（1），（2），（3）中： h0为主蒸汽焓；Ar为各级抽汽疏水在加热器中放热量；ηr为各级抽汽效率；∑Π为各种辅助成份的做功损失；αlc为冷再抽汽量占主蒸汽的份额；hh为供热抽汽焓；为供热回水焓；σ为再热器吸热量；hc为汽轮机排汽焓；为再热蒸汽出口焓。

机组绝对内效率的变化：
式中：ηi为汽轮机组绝对内效率。

采用再热冷段抽汽对外供热100 t/h时，机组绝对内效率提高了3.8%，降低供电煤耗12.08 g/kWh。

根据变热量等效焓降法则，再热器热段蒸汽携带热量离开系统时必然导致工质做功量减少,热段抽汽在再热器之后抽取，再热器的吸热量不变，系统吸热量只扣除供热量：
机组的绝对内效率的变化：
采用再热热段抽汽对外供热100 t/h（调整至再热冷段同品质的供热量）时，机组绝对内效率提高3.28%，降低供电煤耗10.43 g/kWh。

主蒸汽大流量抽汽供热后，再热器蒸汽基本上等量减少，再热器蒸汽在锅炉吸热大幅度减少，造成锅炉再热器超温，需在墙式再热器出口与屏式再热器入口之间连接管上加装二级再热蒸汽减温器，用于控制再热汽温，可满足主蒸汽抽汽150 t/h的供热需求。

根据变热量等效焓降法则，主蒸汽蒸汽携带热量离开系统时，因抽汽供热导致系统的做功减少。

主蒸汽抽汽供热后，再热蒸汽流量减少，再热蒸汽温度通过燃烧器摆
角调整，使得过热汽温升高，过热减温水相对增加。

假设增加的过热减温水量占主蒸汽流量的系数Δαjw，由于过热器减温喷水引自高压加热器（简称高加）出口，其焓值等于高加出口给水焓hfw，减温喷水进入锅炉过热器后变为h0，对汽轮机做功以及系统循环吸热量没有影响，因此过热器喷水减温导致机组的做功量的减少量和系统循环吸热量的变化量ΔHjw=0，ΔQjw=0。

综合考虑抽汽供热对锅炉和汽轮机的影响，主蒸汽抽汽供热方式导致系统吸热量减少为：
机组的绝对内效率的变化：
采用主蒸汽抽汽对外供热100 t/h（调整至再热冷段同品质的供热量）时，机组绝对内效率提高1.86%，降低供电煤耗5.91 g/kWh。

根据等效焓降法应用法则，抽汽供热后，机组热经济性发生了变化，假定采用再热冷段、再热热段以及主蒸汽对外输出100 t/h焓值3 051 kJ/kg相同品质的蒸汽，经济性情况对比见表2。

根据等效焓降法对3种抽汽方式对机组热经济性影响结果，发现再热冷段抽汽对机组热经济性影响最大，其次是再热热段，为提高供热对机组的经济性影响，从尽可能多的机组再热冷、热段抽汽供热，增大再热冷、热段抽汽量，但再热冷、热段抽汽量受限于再热器温度及汽轮机轴向推力和末级叶片强度等，尤其在低负荷工况下，再热蒸汽压力低，供热受限明显。

机组稳定在某一负荷，记录冷再供热和热再供热蒸汽流量。

缓慢增加再热管路供汽量，检查主机轴向位移、差胀、轴承振动、推力瓦温、支撑轴承温度、高排限制、中压缸排汽、低压缸排汽等参数。

试验数据见表3。

机组负荷260.3 MW时，冷、热段抽汽总供热量为172.1 t/h；当机组继续提高负荷至277 MW时，冷、热段抽汽总供热量为178 t/h。

机组负荷至200 MW时，关小中调开度至43.1%。

冷、热段抽汽总供热量为
146.3 t/h。

机组负荷降低至175 MW时，关小中调开度至40%。

冷、热段抽汽
总供热量为136.6 t/h。

此时机组供热联箱压力为1.41 MPa，供汽温度为
285.2℃。

主机轴向位移、高中低压差胀、振动、瓦温均控制在正常范围，正推力瓦温受供热量下降稍有下降，负推力瓦温受供热量下降稍有升高。

由表3实际供热试验结果可知，在不同负荷下冷、热段抽汽总供热能力不同，随
着负荷的升高而增加。

而在再热器加装二级减温器以保证再热壁温不超限，主蒸汽抽汽供热流量为150 t/h，不受负荷等因素影响。

因此单台机组的最大供热量与负荷的关系如图1和图2所示。

在满足高品质且安全供热需求前提下，根据每台机组工业供汽边界条件以及不同负荷段的最大出力情况，为实现纯凝机组大流量供热热电解耦、提升机组供热经济性、安全性，制定以下运行策略，见表4。

根据等效焓降法对3种抽汽方式对机组热经济性影响结果，发现冷再抽汽对机组
热经济性影响是再热热段的1.16倍，是主蒸汽的2.04倍。

主蒸汽抽汽供热较冷再、热再抽汽对机组热经济性影响相差较大，为提高供热对机组的经济性影响，从尽可能多的机组冷再、热再段抽汽供热，增大冷再、热再抽汽量，低负荷时通过关小中压调门来增大冷再、热再抽汽量，尽可能减少主蒸汽供汽量，极大提高供热对机组的经济性影响。

机组低负荷时，冷再抽汽温度低，冷再供热联箱温度偏低，而热再抽汽温度高，适量提高热再抽汽温度，通过热再抽汽同冷再抽汽混合调整，实现冷、热再汽源协同调整供热汽温。

纯凝机组发电负荷低时，供热流量小，外界供热需求量大时，通过主蒸汽抽汽弥补冷再、热再供热流量缺口，实现纯凝机组大流量供热热电负荷解耦，提升机组发电负荷灵活性。

常规冷再、热再抽汽供热受汽轮机及其系统的影响，汽轮机及其系统解列会中断冷再、热再段抽汽供热。

通过主蒸汽抽汽改造，可以实现停机不停炉，连续不断对外供热，提升冷再、热再抽汽供热安全性。

随着电力形势的进一步严峻，机组电负荷逐渐降低，热负荷不断攀升，做好机组在不同负荷工况下的多汽源协同供热探索非常有现实意义，主要结论如下：
（1）通过对冷再、热再以及主蒸汽3种抽汽供汽方式开展相关理论计算，分析出
3种抽汽供热方式对机组热经济性的影响。

试验测试出冷再、热再抽汽方式的最大供热能力以及相关边界条件。

（2）基于3种抽汽方式的最大供热能力、边界条件以及经济性，结合机组调度、电负荷情况以及供热负荷情况，制定不同负荷、不同供热流量等工况的多汽源协同供汽经济运行策略，实现热电负荷解耦，多汽源大流量协同备用、协同供汽的目标。

（3）项目实施后，节煤量大，经济效益突出，减排量大，环保效益明显。

3年来
累计对外供热319.95万t工业蒸汽，减少发电厂发电煤耗11.38万t标准煤，通
过发电厂集中供热替代周边小锅炉，减少社会燃烧14.96万t标准煤，减少排放1 224 t二氧化硫、2 634 t粉尘以及872 t氮氧化物等污染物。

（本文编辑：陆莹）
【相关文献】
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