供热机组深度调峰中供热方式的优化改造

童家麟,吴瑞康,李 剑,吕洪坤

(国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014)

随着国民经济的持续快速增长，石油、化工、纺织、造纸等行业大型用热企业用热量也随之大幅增加。国家节能减排政策的推行使得小型供热锅炉逐步关停，取而代之的是大型电站进行供热。这些大容量供热发电机组具有较高的供热蒸汽参数和较低的单位能耗，不仅可以满足各类热用户用热参数的需求，而且可以节能降耗、减少污染，在现阶段已成为主要热力来源。

近年来，在经济的快速增长和发电装机容量不断增加的同时，用电结构也不断发生变化，连续生产的工业用电比例逐年下降，而城乡居民用电、市政商业等用电的比例逐步上升，本地电力系统日常运行峰谷差值必然加大，这一点在夜间和节假日体现得最为明显。火电机组进行深度低负荷调峰运行已成为常态，而机组在低负荷运行时常出现供热压力低、热源品质差等问题[1-4]。因此，有效改善机组在深度调峰运行情况下的供热能力迫在眉睫。笔者以某亚临界600 MW机组为研究对象，对该机组深度调峰期间的供热抽汽改造做了优化分析，并对不同抽汽点的经济性进行了研究，以期为解决同类型机组深度调峰期间的供热问题提供参考。

1 机组概况

某电厂2号机组锅炉为亚临界压力、单炉膛、一次再热、自然循环、平行烟道、单汽包型箱式，配用带中速磨煤机的直吹式制粉系统，采用前后墙对冲燃烧方式、平衡通风、全钢架悬吊结构，固态排渣的2 000 t/h煤粉炉，配单轴四缸、四排汽、冲动、双背压凝汽式汽轮机。原设计供热汽源为再热冷段抽汽，50%THA(热耗率验收)工况下再热冷段蒸汽压力为1.8 MPa、温度为337 ℃，可满足供热蒸汽压力为1.5 MPa、温度为250 ℃的要求。但在目前火电机组进行深度低负荷调峰运行已成为常态的背景下，深度调峰至30%THA工况时，再热冷段蒸汽压力下降至1.2 MPa，已不能满足热用户的要求。因此，有必要对供热汽源进行改造。

2 改造方案

目前2号机组采用的供热系统见图1。

图1 机组供热系统示意图

该系统由供热母管、减温减压器、热网加热器单元、热网热量传输单元和热网热用户单位等部分组成。1号机组和2号机组的抽汽经过供热母管后通过减温减压器在热网加热器中释放热量，将供热介质从进口温度加热到出口温度；在热量传输单元，将热量传递到热用户的进口；在热用户单元，将供热介质携带的热量传递给热用户，满足热用户所需的热量。2号机组是深度调峰试点机组，深度调峰至40%THA负荷以下已成为常态。由于热用户用热品质的需要，需要将供热母管压力维持在1.5 MPa以上，因此2号机组深度调峰期间出现了无法对外供热的问题，而仅靠1号机组供热，供汽量又无法完全满足热用户的要求。综上，需要对2号机组原供热系统进行改造，以满足深度调峰期间供热需求。

考虑到机组实际供热蒸汽质量流量较大，约为50 t/h，而除了主蒸汽、冷段再热蒸汽和热段再热蒸汽管道这三个抽汽点，其他位于汽轮机中、低压缸的各级抽汽点由于受原有抽汽口大小的制约，无法提供足够的抽汽。因此，笔者主要研究从主蒸汽、冷段再热蒸汽和热段再热蒸汽这三处连接锅炉和汽轮机之间的管道上进行抽汽。

2.1 从主蒸汽管道上进行抽汽

40%THA负荷和30%THA负荷下，主蒸汽压力分别为8.1 MPa和7.5 MPa，可满足供热所需压力1.5 MPa，在现场布置时通过三通管路和阀门，并设置减温减压器后供热。

2.2 从冷段再热管道上进行抽汽

40%THA负荷和30%THA负荷下，冷段再热蒸汽压力分别为1.61 MPa和1.21 MPa，冷段再热蒸汽温度可维持在约320 ℃。因此，冷段再热蒸汽温度可满足供热要求，但30%THA负荷下压力低于供热要求。图2为改造的供热示意图，在冷段再热管道供热抽汽口后加装节流阀，低负荷时关小节流阀，使得阀前蒸汽压力高于1.5 MPa，抽汽管道上设置减温减压器后供热。

图2 冷段再热蒸汽供热改造示意图

2.3 从热段再热管道上进行抽汽

40%THA负荷和30%THA负荷下，热段再热蒸汽压力分别为1.47 MPa和1.15 MPa，热段再热蒸汽温度可维持在约520 ℃。与冷段再热蒸汽情况相同，热段再热蒸汽温度可满足供热要求，但压力低于供热要求。图3为改造的供热示意图，在热段再热管道供热抽汽口后加装节流阀，低负荷时关小节流阀，使得阀前蒸汽压力高于1.5 MPa，抽汽管道上设置减温减压器后供热。

图3 热段再热蒸汽供热改造示意图

2.4 方案比较

综上，3种可行的改造方案均可使供热抽汽压力提高至1.5 MPa，尤其是目前供热经济高于发电经济的背景下，低负荷的供热可行性显得更为重要。但3种方案带来的经济性损失不同：从主蒸汽管道上进行抽汽的方案由于抽取的是主蒸汽，参数与供热蒸汽参数相比明显偏高，减温减压的损失较大；从冷段再热管道上进行抽汽的方案靠节流阀憋压，存在很大的节流损失；从热段再热管道上进行抽汽的方案同时存在着减温减压的损失和节流阀憋压的节流损失。

3 经济性分析

3.1 计算方法

等效焓降法是以蒸汽初、终参数和蒸汽流量不变，回热系统特征量为常数，且满足小扰动理论为前提的回热系统的局部定量求解方法[5]。30%THA负荷下主蒸汽质量流量约为590 t/h，再热蒸汽质量流量约为538 t/h，该负荷下各段抽汽的抽汽质量流量低于42 t/h，仅占主蒸汽和再热蒸汽质量流量的7.1%和7.8%，影响较小。因此，等效焓降法可以满足该机组供热经济性的计算要求。

主蒸汽、冷段再热蒸汽和热段再热蒸汽中的这部分抽汽量，未在汽轮机内做功，从而降低了机组的热效率。在计算中，不考虑减温水、吹灰等对蒸汽流量变化的影响，但需考虑节流阀憋压带来的节流损失，节流阀对再热蒸汽管道阻力的影响由数值模拟的方法计算得出，通常认为再热蒸汽管道每增加0.1 MPa阻力，降低机组循环热效率约0.3%。为了能够有效比较抽汽量增加和节流阀憋压对机组绝对热效率和发电煤耗的影响，笔者在分析中未将供热收益计算在内，将供热抽汽量简化为机组损失的蒸汽量。

主蒸汽的等效焓降为：

H=Q×η

(1)

式中：Q为给水在锅炉中的吸热量，kJ/kg；η为机组的循环效率。

由于冷段再热蒸汽或者热段再热蒸汽抽汽量的增加导致主蒸汽等效焓降的减少值分别为：

ΔH2冷=α2冷(h2冷-hn)

(2)

ΔH2热=α2热(h2热-hn)

(3)

式中：α2冷和α2热分别为冷段再热蒸汽和热段再热蒸汽的增加值占主蒸汽量的份额；h2冷和h2热分别为冷段再热蒸汽或者热段再热蒸汽的比焓，kJ/kg；hn为排汽比焓，kJ/kg。

主蒸汽抽汽量增加导致机组绝对热效率的减少值Δη为：

Δη=ΔH/(H-ΔH)

(4)

式中：ΔH为由于主蒸汽抽汽量的增加导致主蒸汽等效焓降的减少值，kJ/kg。

冷段再热蒸汽抽汽量增加导致机组绝对热效率的减少值Δη2冷为：

Δη2冷=ΔH2冷/(H-ΔH2冷)

(5)

热段再热蒸汽抽汽量增加导致机组绝对热效率的减少值Δη2热为：

Δη2热=ΔH2热/(H-ΔH2热)

(6)

3.2 计算结果

机组40%THA负荷和30%THA负荷下的主要参数和计算结果见表1。

表1(续)

由表1可知：40%THA负荷下各段抽汽压力均高于1.5 MPa，因而机组绝对热效率下降值中不存在节流阀憋压造成的损失，主要是由供热抽汽量引起的，其中冷段再热蒸汽参数与供热所需参数接近，因此在该负荷下用冷段再热蒸汽供热经济性最佳。主蒸汽和热段再热抽汽的供热经济性接近。30%THA负荷下若用冷段再热蒸汽和热段再热蒸汽供热，机组绝对热效率下降值中不仅存在着由供热抽汽量引起的绝对热效率下降，并且存在着不可忽略的节流阀憋压引起的节流损失，因此30%THA负荷下用冷段再热蒸汽供热经济性大幅下降，而用热段再热蒸汽经济性最差。

图4为不同供热量下机组负荷变化对发电煤耗的影响。从图4中可以看出：热段再热蒸汽供热的经济性始终是最差的，因为热段再热蒸汽参数较供热蒸汽参数相对较高，需要减温减压后进行供热，存在着不可逆损失；同时30%THA负荷下，热段再热蒸汽压力最低，节流阀憋压导致的节流损失也最大，两方面的综合作用使得深度调峰下使用热段再热蒸汽供热的经济性最差。主蒸汽和冷段再热蒸汽供热的经济性在不同负荷和供热量下则存在着差异：40%THA负荷下，冷段再热蒸汽供热的经济性好于主蒸汽供热，随着供热质量流量从25 t/h增加到50 t/h，发电煤耗的增加值从2.39 g/(kW·h)增加到5.04 g/(kW·h)，随着供热量的进一步增加，冷段再热蒸汽供热的优势会进一步加强；30%THA负荷下，随着供热质量流量从25 t/h增加到50 t/h，冷段再热蒸汽供热与主蒸汽供热的发电煤耗增加值差异则从1.56 g/(kW·h)降低至-2.18 g/(kW·h)，若供热量进一步增加，主蒸汽供热的经济性则会更好，对于该机组而言，临界点约为32 t/h。由图4可知：若机组负荷进一步降低，主蒸汽供热更有优势，因为冷段再热蒸汽和热段再热蒸汽压力随着负荷降低更不足以满足供热的需要，节流阀憋压产生的节流损失加大，而主蒸汽供热不会带来节流损失。而超低负荷下主蒸汽大流量供热对锅炉壁温、减温水和汽轮机低压缸低流量下安全运行等带来的影响[6]，则须要进一步核算。

图4 不同供热抽汽点对发电煤耗的变化值

4 结语

(1)由供热改造方案可行性分析可知，低负荷下用主蒸汽、冷段再热蒸汽和热段再热蒸汽供热3种供热改造方案均可满足供热蒸汽参数要求，这3种改造方案都是可行的。

(2)40%THA负荷下，冷段再热蒸汽供热的经济性最好，其优势随着供热量的增加而更为明显；30%THA负荷下，主蒸汽供热和冷段再热蒸汽供热的经济性在不同供热量下有所不同，供热蒸汽质量流量为25 t/h工况下，冷段再热蒸汽供热的经济性相对较佳，随着供热量的增加，主蒸汽供热更具优势，对于该机组而言，临界点约为32 t/h；若负荷进一步降低，主蒸汽供热优势更为明显；而热段再热蒸汽供热由于高参数带来的减温减压损失和节流阀憋压导致的节流损失两方面的综合影响，经济性较差。

(3)不同机组的运行情况、参数和供热参数不相同，若要在超低负荷下进行大流量供热，还须要对锅炉壁温、减温水和汽轮机低压缸低流量下安全运行等带来的影响进行进一步核算。