摘要：本文对华东某公司330MW供热改造情况进行介绍，并就不同的供热方式进行经济性分析比较，结合发电及供热特性提出优化建议及方案，通过优化调整，可使该公司煤耗下降了2~4g/kwh，明显提高发电厂机组经济性。可供同类型机组的供热改造和运行调整进行参考。
关键词：供热方式，优化，运行调整
0引言
随着区域经济的发展和地方小锅炉的逐步关闭，330MW级发电机组已成为火电机组区域性供热的主要设备，而火电机组集中供热的方式，也在结合热网需求和设备状况进行改变，依据当前经济环保政策，火电厂对外供热相对发电来说虽还有利可图，但随着相关政策完善，供热范围的扩大，不断提高对外供热的经济性，成为火电厂必须认真对待的课题。分析不同模式下的供热，变得很有必要。
1机组供热简况
某公司两台330MW机组是本世纪初上海电气集团新型产品。建设之初，未作为供热机组考虑。初期供热依托中压缸排汽（供除氧器，四段抽汽用汽）的辅汽联箱，两机相通并与原有厂用蒸汽相连对外供汽；高压缸排汽（供二段抽汽用汽）接出，两机相连，进行较高压力的对外供汽。
随着该公司原有供热机组的停用，以及城市小热电厂的关闭，对两台330MW机组供热需求不断增加，初期供热的汽量已不能满足要求。在此情况下，诞生了压力匹配器供汽系统。在中低压连通管调压情况下，利用高排蒸汽驱动抽吸中排蒸汽，产生1.0Mpa左右压力的蒸汽向城市供热。
随着供热量的进一步增大，因高压缸排汽供热量因为受锅炉再热器超温的限制，压力匹配器供汽系统已不能满足供汽要求，出现了热再蒸汽为主体的供热系统。即锅炉再热器出口的蒸汽通过减温减压供应1.5~1.7Mpa的蒸汽，适应压力要求高、输送距离远的城市区域需求。通过中调门调节，控制门前参数，保证供汽能力，同时维持高缸压比在安全范围内。
2几种供热方式的经济性情况
对常规火电厂来说，在并网机组的调度启停、AGC、一次调频性能等方面，电网的发电考核对机组的性能要求非常高（除非以供汽可靠性为首要任务的供热机组，不在本文讨论之列）。如何在现有的凝汽式机组通过改造成为部分供热的机组后，平衡发电、供热的关系，采用合理的供热方式，保证发电厂较好的供热效益，是该公司必须认真考虑的问题。下面就几种不同供热模式进行分析。
2.1单纯抽汽供热状态
330MW机组在不改变汽缸抽汽口状态的情况下，对外供汽可抽取中排蒸汽和高排蒸汽。中排是机组本身最大的抽汽点，在不偏离原工况情况下，可以抽取的量较大，但压力较低；高排蒸汽抽取量制造厂限定不大于50t/h。所以，在区域性供1.0~2.0Mpa、270~300℃，50~80t/h的汽量情况下，两台汽轮机高排供汽就行了；但在单机情况下，只能供40~50t/h的量了。
对汽轮机而言，在抽汽口的设计抽汽能力之内，利用部分蒸汽对外供热，它的经济性是最好的。由于对汽轮机通流部分影响较小，在目前效益分担方式下，对外供热的蒸汽量，与使机组煤耗下降的数值，近似符合正比例的关系：
机组煤耗下降值＝对外供热量*A/机组电负荷系数A的值与抽汽品质相关
在这种单纯抽汽供热状态下，每吨外供蒸汽对电厂创造的价值高，对机组煤耗水平的提升作用较大。
2.2压力匹配器供汽系统
因中排蒸汽压力较低，在满负荷时为0.78Mpa，实际运行中在0.4~0.7Mpa之间。对电厂周边的采暖点而言，是好的汽源，但对一般工业企业而言就低了。而压力匹配器供汽系统可以提高供汽压力。
在压力匹配器供汽系统中，中低压连通管调整门维持中排压力在0.8~0.9Mpa，用高排蒸汽作为驱动蒸汽，抽吸中排蒸汽，使混合蒸汽压力相对原中排蒸汽提升0.1~0.3Mpa（这是抽吸效率和抽吸量较高的工作段），出口蒸汽压力达到1.0~1.2Mpa范围，能满足一般工业企业用汽的需求。根据制造厂提供的技术数据，在中低压连通管调整控制的情况下，可以最大抽取200t/h的中排蒸汽。这样，两台机组最大可供2*(50+200)t/h的蒸汽。单机的最大可供能力也可应付一般城市区域供汽量。
从2008年开始，该公司使用该方法供热，运行了8年多，适应了公司对外供热的需求，最大年供汽量86万t，最大单日供汽量3800t，最大供汽流量190t/h，为公司作出了较大的贡献。
由于压力匹配器系统自身的特点，在喷嘴设计工况下工作，吸入蒸汽的压力较大程度决定了出口混合蒸汽的压力，在实际使用中，抽吸比为1：1左右时，最理想的混合蒸汽压力比吸入蒸汽高出0.2Mpa左右。混合蒸汽压力高，则抽吸比小。这对电厂需要长距离高初始端压力对外供汽带来影响。
中低压连通管调节阀控制阀前压力，在调压的同时，也使得中排温度提升，一方面影响中压缸效率，另一方面，节流等焓膨胀，低压缸效率、做功能力下降，温度对低压缸安全造成影响。实际使用中，调节阀开度越大，中排压力越接近自然压力，单位供汽效益越好；反之，调节阀开度越小，阀前压力越高、温度变高，供汽能力加大，汽轮机效率下降，单位供汽效益越低。在极端工况下，中排温度接近388℃，达到低压缸进汽限额。
压力匹配器在一定的条件下，是一种很有效率的供汽方式。在它对应的区域范围内，它可以高效率、宽汽量地运行。作为高排蒸汽来说，从压力上讲品位高，如果单纯节流减压对外供汽，确实损失了它的效能。让其抽吸低品位蒸汽，事实上是提高了使用效率。对330MW机组而言，外供0.8~1.0Mpa的蒸汽，充分利用高排蒸汽的效能，抽吸中排蒸汽，宽流量对外供汽，整体效率是很不错的。如果是用来供应城市区域性采暖，那是很好的方式。
对外供汽是一个系统工程，供汽管路的设计也是很重要的。如果在初始建设管线时，管线口径选择偏小，后期供汽距离又长，需要较高的初始压力，这就限制了匹配器供汽系统的优势。
随着中排节流加深，供汽量对运行经济性的有益作用被削弱，甚至起到反作用。
中排阀门开度78%至46%影响煤耗稍有上升；在阀门关至29%左右时，在线煤耗显示会增大15~16g/kwh。所以运行中中排阀门开度一般应控制大于35%，尽量避免在开度小于30%的恶劣工况下运行。这需要在运行中合理调整供汽方式与机组负荷。
2.3热再中调门节流供汽系统
热再抽出的汽量比高排大很多，压力的调节范围也大。但为了平衡轴向推力、保证汽轮机的安全，必须进行中调门调节以维持高压缸压比在安全范围。根据汽轮机厂提供的计算书，在保证高压缸压比的前提下，热再可抽取300t/h的蒸汽。从热再抽出的再热蒸汽，经过减温减压，形成电厂供应端1.5~1.7Mpa压力的外供蒸汽。目前两台机组供应蒸汽的最长距离22km，2018年供汽量106万t，最大日供汽量超过4300t，最大流量达250t/h。又成功取代了一个小热电公司供汽，保证了供汽稳定。
热再供汽方式是一种比较简单的方法，在中调门维持高压缸压比的情况下，直接抽出蒸汽减压减温就可以调节外供汽量了，参数调节范围也比较广些。但是热再也有它不足的地方。首先，它取的蒸汽来自高品味段，而且还是最高温度，直接减温减压来外供蒸汽，供热经济性不如中排，也逊色于高排供汽。其次，中调门节流维持高压缸一定的压比，实际上就是调整抽汽状态，损伤了高压缸的作功能力，同时对中压缸效率造成影响。随着中调门节流加剧，汽轮机整体效率下降严重，特别在机组电负荷较低情况下。调门关闭、压力抬升，供汽量的增加，甚至带来机组煤耗的上升。第三，制约机组发电能力与性能考核。超出机组设计范围的供汽量，直接影响机组接待负荷，制约调差性能。中调门调节运行，对机组AGC、一次调频性能均造成影响，特别在深度调节情况下。
全厂供热量相当，双机正常方式与单机中调门节流方式供电煤耗运行数据，说明机组中调门节流对供电煤耗的不利影响。
（表一）
相差不大的对外供汽量，在单机运行和双机运行情况下，对煤耗的影响却相差较大。双机运行时，每台机组供汽基本符合自然抽汽对降煤耗的规律；单机运行时，蒸汽量从80t/h开始增加70t/h，进一步降低的煤耗按规律应为15g/kwh左右，但实际上只降了7g/kwh。蒸汽虽然带走的冷源损失量相当，但单机运行时这样的外供蒸汽量，机组中调门必须节流运行，以维持高缸压比，由此带来上述8g/kwh的煤耗差距。应在年度计划中合理单双机运行时段。
2.4讨论
对火电厂供热来说，目前运用的能量计价方法，每供一吨汽都会给电厂带来好处，一方面是蒸汽的价格回报，另一方面是汽轮机组减少了冷源损失，也会带来效益的提升。供热方式不同，经济性也不相同；随着外供汽量的变化，单位外供蒸汽带来的效益也不相同。
在机组冷再供热量相同（50吨/小时），分别利用热再蒸汽、中排蒸汽节流供热时的机组发电热耗率数据曲线，说明相同工况下不论中调门节流或中排节流供热对经济性影响均较大，相比较而言中排供热更经济。
制造厂给定的工况数据也反映存在的节流问题。
具体数据见下表：
（表二）
2.4.1在自然抽汽外供状态下，供汽对机组经济性水平提高最位有利。对目前自然抽汽状态下的三种蒸汽来说，抽汽外供单位蒸汽的经济性由高到低为：中排、高排、热再蒸汽。
2.4.2高排蒸汽驱动一定量的中排蒸汽，在满足外供汽要求、同时又不超机组各限额的情况下，效益也高；因自然吸进中排蒸汽，效益好于高排单供。在中低压联通管节流情况下，影响高中压缸效率与做功能力，影响低压缸效率，供热的经济性下降；中排温度会上升，上升过多影响低压缸安全。
2.4.3热再供热在中调门不节流运行时，供热效率接近高排供热；在中调门需要节流维持高压缸压比时，前后缸效都下降；极端工况下，影响机组发电煤耗上升。
2.4.4外供汽的需求在一定范围变化的情况下，合理采取有利的供汽方式，并在机组运行中较好地切换，对电厂机组来讲，经济性影响较大。
2.4.5该公司目前的供热系统现状，是由前面三阶段三种方法梯度改造而来，系统复杂，给运行维护带来不少的工作量。但事实上也给经济运行方式的选择与经济调度留下空间。
3优化调整
该公司从下列方面入手，充分研究热负荷变化规律，利用各种供热方式的优势，在确保外供汽的情况下，努力提高供热对机组经济性的提升，实现公司效益最大。
3.1在编排全年机组运行方式时，避开春冬高热负荷、高电负荷阶段进行检修。在发电利用小时不足时，要平衡双机运行与单机运行发电、供热经济性，以主动选择调停时间和时节，避免单机中调门节流高热负荷供热。单机运行时段建议如图三中标注虚线执行。日供汽量达3000t应尽量双机运行。
3.2在每日的热负荷变化过程中，要超前调节准备，避免发电与供汽的高峰叠加。尽努力进行供汽的需求侧管理。
3.3在每日的电负荷变化过程中，既要考虑与热负荷的相对匹配，以保证经济性，又要避免电热冲突影响对外供汽能力。
3.4可选高排抽吸中排供#2母管，热再减温减压供#1母管；尽量能够自然抽汽，及时调整努力减少节流程度。
3.5形成专家系统，提醒指导运行人员进行节流阀门的调节，以保证机组经济性的水平维持在较好水平。
3.6结合机组通流升级改造，考虑合理的供热抽汽口。
4结论
该公司充分利用现有三种供汽方式的系统特性，随电、热负荷变化进行细致的经济性调节，在发电利用小时同比相当的情况下，合理安排单双机运行时段，可使煤耗下降了2~4g/kwh，明显提高机组的经济性。
参考文献：
[1].上海汽轮机厂330MW机组热力计算书
[2].330MW汽轮机运行规程
[3].火电厂热系统节能理论。林万超著
[4].大型凝汽机组改造成供热机组的新途径。王汝武
论文作者:周海峰
论文发表刊物:《科技新时代》2019年10期
论文发表时间:2019/12/6
标签：蒸汽论文; 机组论文; 煤耗论文; 调门论文; 压力论文; 中排论文; 经济论文; 《科技新时代》2019年10期论文;