凝汽式机组工业供热改造方案分析和比较

柴国旭，郑莆燕，张跃进，任建兴，罗 晶

（1.上海电力学院能源与环境工程学院，上海 200090；2.台州发电厂，浙江 台州 318016）

随着地方经济的快速发展，一些工业园区的热需求增长很快。建设小型锅炉或小型热电厂将面对效率低、环保性差等问题；建设大型热电联产机组面临投入过多资金等问题。对工业园区附近大型发电厂的纯凝汽式机组进行供热改造，既能充分利用大型机组的环保设备降低环境污染，又能提升发电机组的能源利用效率，因此能够取得更好的综合效益，这已经成为解决工业园区供热需求的一条有效途径。

1 工业供热方案

1.1 供热需求分析

近年来，某发电厂周围的化学工业园区不断扩大生产规模，园区的工业用热一直由发电厂的135 MW机组提供。由于135 MW机组装机容量较小、效率低，受国家政策的影响而面临关停，致使园区用热出现缺口，影响企业的正常生产。

对园区用汽量进行统计和预测得知，未来10年的基本用汽量将从目前100 t/h增加到250 t/h以上。工业园区热用户用汽压力处于0.3～1.6 MPa之间，用汽温度为180℃，最大供汽半径14 km，最大供汽长度16.5 km。考虑管道平均压降不大于0.05 MPa/km，以及管道平均温降不超过7℃/km等技术性要求，通过对热网主干线热力管道的计算，确定厂界处的供热参数为压力1.6 MPa、温度290℃。考虑管网接头等压力损失，为确保供汽的可靠性，选择2.0 MPa，300℃作为热源提供的出口参数。

为了满足园区生产和发展的需要，发电厂拟对现存的4台亚临界330 MW容量的纯凝汽式机组进行供热改造。综合分析汽轮机出力、系统可靠性等因素，选取单台机组提供蒸汽量为100 t/h进行分析和设计。通过改造4台机组来满足近10年的基本用汽需求，同时预留一定的供汽余量。

1.2 改造方案

依据机组的设计和运行参数，选择恰当部位进行供热改造，该机组可行的供热方案有3种：

方案一：采用再热冷段抽汽供热。在高压缸排汽蝶阀之后的合理位置开孔抽汽，由于抽汽量的大小将引起高压缸排汽压力的变化，需要对高压缸末级动、静叶栅进行安全校核。另外，抽取大量供热蒸汽后，将影响再热器金属管壁温度，因此必须通过事故减温喷水才能确保再热器的运行安全[1]。

方案二：采用再热热段抽汽供热。在再热器出口至中压缸进汽阀之间蒸汽管道的恰当部位开孔抽汽[2]，但由于该处蒸汽的能级较高，减温减压过程的损失较大。

方案三：采用压力匹配器供热。利用压力匹配器合理组合高压蒸汽和低压蒸汽，也可达到供热参数和流量的要求[3]，但压力匹配器的选用费用较高。对高压汽源和低压汽源点进行可行性综合分析后，可以选取再热冷段抽汽作为驱动蒸汽，中压缸排汽作为引射蒸汽。

2 改造方案对比与分析

2.1 “以热定电”的方案设计

机组采用“以热定电”的方式进行改造设计，要求改造后的供汽量能够满足园区热需求。在确保机组运行安全的基础上，结合客观条件、工程投资额度及改造难易度等情况，对上述3个方案进行了对比分析。

以机组100%和75%额定负荷工况的设计蒸汽参数为基础，在100 t/h供热抽汽流量条件下对机组工作情况进行热力学分析计算，3个改造方案之间的差别如表1所示。

表1 供热改造方案的热力计算数据

由表1可以看出，在供热量保持100 t/h不变的条件下，机组低负荷时的热化发电比增加，各方案的燃料利用系数均有增加。在方案三中的两股抽汽流均属于热电联产，由于引用了低压蒸汽供热，因而具有最高的燃料利用系数。但是，压力匹配器的运行会受到蒸汽负荷参数的变化影响，当机组负荷降低时将影响压力匹配器正常工作。方案一和方案二能在变负荷运行过程中，保持供热量相对稳定，供热可靠性好，但是由于采用高品质蒸汽供热，系统的燃料利用系数不高。尤其是方案二，供热蒸汽在再热器中吸收的热量仅用于供热而未发电，对高品位的能量没有分级利用，所以该方案的燃料利用系数最低。

由表1数据可以看出，若机组核准采取“以热定电”的运行方式，则在不超过汽轮机最大进汽量、保证低压缸最小通流量、满足汽轮机安全运行的条件下，采用各个供热改造设计方案都可以最大限度地满足园区热负荷需求。

2.2 “保电供热”对供热能力的影响

无论采取何种抽汽供热方式，100 t/h抽汽供热所形成的热电比都没有达到国家对供热机组所规定的比例，因此电网对完成供热改造的机组在运行调度时并不按“以热定电”方式进行负荷分配，使得此类机组在运行时需同时满足发电和供热两方面的要求，这就是“保电供热”的原由。

发电机组日常接受电网的负荷调度，当电网要求的机组负荷偏离额定负荷较远时，可以满足发电与供热两者的要求；但接近额定电负荷要求时，二者并不能同时满足，为此需要确定运行中发电和供热相互约束的极限条件。

基于汽轮机最大连续出力工况（TMCR）的进汽量，针对发电机额定发电功率及最大供热负荷这两种特殊工况，进行计算分析，分别确定以发电机额定负荷为条件的供热蒸汽量和以100 t/h最大供汽量为条件的发电功率，有关计算结果如表2所示。

表2 基于TMCR工况进汽量下的抽汽供热能力计算数据

表2中的计算数据表明，机组处于“保电供热”时，为了满足机组带额定发电功率的电网负荷调度要求，单台机组的供热蒸汽量始终达不到100 t/h的最大需求值；若需满足100 t/h最大抽汽供热量时，发电功率只能达到额定状态的90%～93.3%，即必须缩小电负荷调整范围。在确保发电机额定负荷的前提下，方案二中由于减温水量的使用量较大，使供汽量增加，造成燃料利用系数的提升。在确保最大供热负荷的前提下，方案三中由于引入了低压蒸汽供热，机组发电功率大，燃料利用系数高，因此采用此方案改造的机组拥有相对较为宽裕的发电功率调节范围。

2.3 应急供热改造措施

根据发电厂的设备配置实际情况，锅炉的最大连续蒸发量为1 004 t/h，汽轮机最大连续出力工况的进汽量为980 t/h，因此锅炉满足汽轮机用汽量时依然存在富裕量（24 t/h），可以考虑对新蒸汽减温减压以补充对外供汽不足。此时考虑减温水量后，可增加供热蒸汽28.44 t/h。采取锅炉产出的主蒸汽经减温减压器直接供热的应急供热改造措施后，各方案在确保额定发电功率时均可增加供汽负荷调节范围：方案一可达到46.47%的最大供汽负荷，方案二可达到56.3%的最大供汽负荷，而方案三可达到50.94%的最大供汽负荷。

3 多台机组的供热分配方案

经过以上的分析，为了在确保发电需求的条件下满足对外供汽的总量要求，需要对机组间的负荷进行优化分配。以表2中额定发电功率下供热量最大的方案二为例，分析4台机组改造的效果。以平均供电负荷系数（以对外供电总负荷改造后与改造前相比表示，%）来度量多台供热改造机组的综合“保电供热”能力。

（1）全厂供汽量为100 t/h时，1台机组处于最大的供汽量状态，3台可保持纯凝汽式运行，4台机组的平均供电负荷系数可达97.24%。

（2）当供汽量达到150 t/h时，1台机组处于最大的供汽量状态，2台机组采取“保电供热”运行要求来补充供汽差额，1台机组处于凝汽运行工况，平均负荷率可达94.96%。

（3）供汽量达到200 t/h时，2台机组处于最大的供汽量状态，2台机组处于凝汽运行工况，平均负荷率为94.06%。

（4）当全厂供汽量为300 t/h时，3台机组处于最大的供汽量状态，1台可保持纯凝汽式运行，平均负荷率为90.87%。

（5）全厂供汽量为400 t/h时，4台机组均处于供热状态，平均负荷率仍可达到87.69%。

考虑到当前纯凝汽式机组的年平均负荷率低于85%，则供热改造后机组能够满足全厂供电负荷的正常要求。由此可见，结合改造后的供热方案，对多台机组进行厂内供电负荷和供热负荷的重新分配有助于增强全厂的综合“保电供热”能力。

4 结论

（1）供热改造设计时，“以热定电”是设计的基本原则，但针对机组运行中“保电供热”的需要，电功率变动与供热抽汽量相互约束的特殊性需要在改造方案论证阶段引起特别关注。

（2）机组采取“保电供热”运行方式下，为了满足电网的负荷需求而让机组带较高的负荷时，单台机组的供热能力无法满足100 t/h的供热需求，因此必须考虑对2台或2台以上机组进行供热改造以便更好解决热用户的最大用汽需求。

（3）在多台机组完成供热改造后，通过机组间热电负荷的合理分配，可以减少供热负荷对供电负荷的制约影响。

（4）鉴于该型机组的锅炉容量大于汽轮机最大连续出力蒸汽通流量的设备配置情况，可采取锅炉产出的主蒸汽经减温减压器直接供热作为供汽量不足时的应急补充措施。

[1]钱瑾，王培红，曹祖庆.中间再热机组再热前后抽汽供热方案研究[J].华东电力，2010，38（1）:118-122.

[2]许琦，马骏驰.国产300 MW机组高再抽汽供热改造[J].华东电力,2008，36（6）:102-103.

[3]王汝武.压力匹配器在大型凝汽机组改造成供热机组中的应用[J].节能，2009（6）:35-36.