330 MW高背压热电联产机组运行优化分析

李 健， 丁维栋， 杨志平， 王宁玲， 戈志华

(1.华北电力大学 国家火力发电工程技术研究中心，北京 102206；2.内蒙古京宁热电有限公司，内蒙古 乌兰察布 012000)

0 引 言

2020年我国火力发电平均供电标准煤耗为305.5 g/kW·h[1],在世界范围内居领先水平,但仍有进步空间。热电联产集中供热具有能源综合利用效率高、节能环保等优势[2],可以显著提高机组热效率,在热电比理想的情况下甚至可以使发电标准煤耗率降低到138.7 g/kW·h[3]。利用高背压乏汽供热可以有效减少冷源损失,改善热源与热网间的品位失衡,属于绿色供热范畴[4,5]。因此在我国碳中和大背景下,高背压热电联产成为燃煤电厂的主要发展方向之一。

在高背压供热技术的发展过程中,已经有较多文献对高背压供热的应用条件、技术路线、节能效果进行研究。戈志华等分析了高背压技术区域适用性和热经济性,验证了高背压技术在节能减排方面的优势,并揭示其应用环节的限制[6-9]。杨志平等确定了高背压运行时的空冷岛运行模式,得到了供热期不同时期内机组发电功率随供热凝汽器热负荷比例变化的规律,构建了耦合喷射器的新型高背压热电联产系统,进一步提高了乏汽利用率[10-13]。李岩等构建了高背压耦合热泵的乏汽利用系统,改善了机组经济性[14]。赵世飞探究了双机热电联产机组的热电负荷运行及经济分配特性,从节能和负荷灵活性的角度对热电联产机组进行优化[15]。梁占伟等采用高背压凝汽器供热-新风加热方法,实现了供热初末期热电解耦[16]。

目前,我国北方已经有多个电厂进行高背压供热改造,改造技术趋于成熟。但在实际运行中,高背压供热能力受外网条件影响很大[17-19],当外网运行条件较差时难以达到理想的节能减排效果。在与热网结合方面,弓学敏等分析环境温度变化对高背压供热机组性能的影响,确定了机组的最佳背压运行曲线[20]。杨志平等以汽轮机背压为参数,确定了外网采用质调节和量调节时的运行边界和能耗情况[21]。戈志华等分析了一次网回水温度变化对机组性能的影响,给出高背压供热的适用性条件[6]。综合来看,当前研究中结合外部热网条件对高背压机组经济性运行进行优化的文献较少。

鉴于以上背景,本文对某电厂330 MW直接空冷高背压供热改造机组进行建模,结合热网实际供回水温度,对机组分别采用采用抽凝、抽背两种运行方式时的电热特性进行对比分析,确定高背压的经济性运行方式和投运条件,以期为电厂实际运行管理提供指导。

1 案例机组及供热方案介绍

1.1 高背压余热梯级利用系统

汽轮机排汽的压力和温度虽然低,但是其汽化潜热量很大。若能合理利用乏汽余热进行供热,则可以减少大量高品位抽汽用量。

选取某地区330 MW高背压供热机组为案例,机组改造前采用传统抽汽供热方式进行供热,改造后的机组可同时利用抽汽和高背压乏汽进行供热,运行背压为30 kPa,热负荷变化时热网循环水采用质调节方式进行调节。高背压供热系统如图1所示。在非严寒期,热网供回水温度往往低于其设计条件,一次网回水首先经过高背压凝汽器进行一次加热至67.1 ℃(换热端差为2 ℃),加热汽源为低压缸排出的高背压乏汽;然后流经热网加热器进行尖峰加热至所需温度,加热汽源为机组中压缸排汽。机组和热网基本参数如表1所示。

表1 330 MW供热机组和热网基本参数

图1 高背压余热梯级供热系统图Fig.1 Diagram of high back pressure waste heat cascade heating system

1.2 案例机组计算模型

本文采用Ebsilon软件进行热力学建模,根据案例机组的热力系统和供热改造资料,搭建的供热工况下机组热力系统模型如图2所示。

图2 330 MW供热机组热力系统模型Fig.2 Thermodynamic system model of 330 MW heating unit

为验证建模精度,本文分别对机组设计热平衡图中TMCR工况、THA 工况、75%THA工况、50%THA工况、30%THA工况及额定抽汽工况进行模拟计算,并与热平衡图中的数据进行对比,得到各工况模拟计算结果及误差见表2。从表2可以看出,模型在变工况下计算的最大相对误差不超过0.7%,满足工程计算的实际要求,可用于实际供热机组的变工况计算。

表2 不同工况计算误差

1.3 热网数学模型

供热系统相对热负荷:

(1)

式中:Qh和Q′h分别为实际热负荷和设计热负荷,MW;tn为设计室内温度,℃;tw为室外温度,℃;t′w为室外计算温度,℃。

二次网参数[5]:

(2)

(3)

式中:X=1-1/(1+α),Y=ln[(t′g-tn)/(t′h-tn)];α为散热器性能系数,取0.26[5];tg和th为二次网实际供回水温度,℃;t′g和t′h为二次网设计供、回水温度,℃。

一次网参数[5]:

(4)

(5)

(6)

式中:M=τ′g-τ′h,N=t′g-t′h;τg和τh为一次网实际供回水温度,℃;τ′g和τ′h为一次网设计供回水温度,℃;Δt′m为设计工况下热力站换热过程对数平均温差,℃。

从图3、图4可以看出,当热网水采用质调节模式时,随着环境温度升高,热网供、回水温度降低,供、回水温差减小;热负荷随环境温度升高而降低。

图3 环境温度与热负荷的关系Fig.3 Relationship between ambient temperature and heat load

图4 环境温度与供回水温度的关系Fig.4 Relationship between ambient temperature and temperature of supply and return water

2 热电联产机组运行条件

2.1 热电联产机组运行区间

热电联产机组的理论供热能力和调峰特性可由其热电负荷特性区间来表示[22]。假设最大发电功率对应的最大允许主蒸汽流量为锅炉BMCR工况对应的流量,最小发电功率对应锅炉最小蒸发量,抽凝运行时主要受锅炉最小稳燃负荷的影响,根据锅炉特性书将最小主蒸汽流量定为BMCR工况下的30%,抽背运行时主要受到低压缸最小冷却流量的影响,将最小主蒸汽流量定为BMCR工况下的50%。

汽轮机在低负荷运行时,末级的工况变化最大。由于汽轮机末级叶片较长且一般处于湿蒸汽区,在小容积流量工况下运行时叶片下半部产生回流区,且负荷越低回流区越大,回流的蒸汽携带水滴冲击叶片造成汽蚀,对汽轮机的安全性造成影响。为保证汽轮机的安全运行,一般为汽轮机末级设置最小容积流量,为一定值,在不同的背压下,蒸汽密度发生改变,因此最小冷却流量主要由机组的背压决定,其关系如表3所示。

表3 汽轮机不同背压下的低压缸最小冷却流量

若机组以抽凝方式运行,设计运行背压为13.6 kPa,由已知数据可知其最小容积流量约为560 m3/s,对应背压下最小冷却流量为183 t/h。其理论运行区间为图5中曲线ABCDA。其中,AB为最大主蒸汽流量线,CD为最小主蒸汽流量线,BC为最小冷却流量线。对于任意主蒸汽流量,无热负荷时其蒸汽全部用来发电,此时电负荷最高,随着热负荷的增加,抽汽量不断增加,因此电负荷逐渐减小,低压缸冷却流量也不断减少,当达到最小冷却流量时抽汽量达到最大,此时对应的热负荷即为该主蒸汽流量下对应的最大热负荷。由于抽汽的能量品质较高,因此一般情况下可将抽汽的供热量全部视作有效供热,其理论运行区间即为实际运行区间。

图5 热电联产机组热电负荷特性区间Fig.5 Thermoelectric load characteristic range of cogeneration unit

若机组以抽背方式运行,设计运行背压为30 kPa,对应的最小冷却流量为385 t/h。其理论运行区间为图5中曲线PMNOQP,其中PMN为最大主蒸汽流量线,OQ为最小主蒸汽流量线,OM为最大乏汽供热线,ON为最小冷却流量线。对于任意主蒸汽流量曲线L,与PQ、OM、ON的交点分别为L1、L2、L3,随着进入高背压凝汽器的乏汽量增多,其热负荷增大,电负荷保持不变,若乏汽全部进入高背压凝汽器,其热量完全被热网水吸收,则达到乏汽最大供热点L2。

但是由于乏汽的能量品质较低,其实际热负荷往往会受到外部热网条件的严格限制,难以获得有效利用。其中一部分乏汽被排至空冷岛放热,由于这部分乏汽的热量并未得到利用,因此为无效热负荷;另一部分乏汽则进入高背压凝汽器放热加热热网水,为有效热负荷。随着高背压凝汽器内热网水温升的变化,其有效热负荷也会发生相应变化。对于任意热网水温升Δτ1,其有效负荷曲线为S,其与OQ、PM、L1L2的交点分别为S1、SL、S2,曲线L1SL为无效热负荷,曲线L2SL为有效热负荷。若高背压凝汽器内热网水温升增大,则S线向左平移,有效热负荷增大,乏汽利用率ε为

(7)

当继续利用抽汽供热时,虽然抽汽供热会相应的减少乏汽供热,但是由于抽汽凝结放热量要高于乏汽,因此随着抽汽量的增加热负荷缓慢增大,电负荷则会迅速减小。对于任意抽汽曲线K,与L1L2、L2L3的交点分别为K1和K2,其中K1即对应主蒸汽流量和对应抽汽量时的最大乏汽热负荷,K2即对应条件下的最大热负荷。随着抽汽量的增加,K1沿L1L2向左移动,相当于最大乏汽供热线OM绕O点逆时针旋转,最大乏汽供热减少,达到该主蒸汽流量所对应的最大抽汽量时旋转至OM’,K1平移至L2’。在相同的热网水温升条件下,有效热负荷不变,因此曲线S绕S1逆时针旋转相同的角度,无效热负荷减小,乏汽利用率提高。随着抽汽量的增加,K2则沿L2L3向下移动,最大热负荷增加,电负荷减小。达到最小冷却流量时抽汽量达到最大,此时对应的热负荷即为该主蒸汽流量对应的最大热负荷,其最大乏汽供热线转至OM’。当以最小主蒸汽流量运行时,无任何抽汽时汽轮机排汽即已经达到最小冷却流量,此时无法进行抽汽供热。

在高背压热电联产机组整个运行区间内,明确各负荷条件下的乏汽最大供热及有效供热,设置合理的热网水温升、对热网进行改造,如提高换热站的换热能力,降低热网回水温度以及增大热网循环水流量都有助于乏汽利用率的进一步提高。

2.2 供热系统热负荷分配

一次网回水依次经过高背压凝汽器和热网加热器,因此高背压梯级供热机组总供热热负荷Q包括两部分:

(8)

式中:Q为总供热热负荷,MW;Q1为乏汽供热负荷,MW;Q2为抽汽供热负荷,MW;mh为一次网循环水流量,t/h;cp为水的定压比热,kJ/(kg·℃)。

热网水在高背压凝汽器内的吸热量Q1为

(9)

式中:mc为高背压凝汽器消耗的乏汽量,t/h;hc和h′c分别为乏汽焓和乏汽凝结水焓,kJ/kg,Δτ1为热网水在高背压凝汽器中的温升,℃。

热网加热器的热负荷由抽汽承担,因此热网水在热网加热器内的吸热量Q2为

(10)

式中:Q21和Q22为抽汽承担的热负荷,MW;me为热网加热器消耗的抽汽量,t/h;he和h′e分别为抽汽焓和抽汽凝结水焓,kJ/kg,Δτ2为热网水在热网加热器中的温升,℃。

乏汽供热和抽汽供热的热负荷分配情况和随环境温度的变化情况如图6、图7所示。

图6 乏汽供热和抽汽供热的热负荷分配Fig.6 Heat load distribution of exhaust steam heating and extraction steam heating

图7 乏汽供热和抽汽供热的热负荷随环境温度的变化情况Fig.7 Variation of heat load of exhaust steam heating and extraction steam heating with ambient temperature

随着环境温度的降低,热负荷逐渐增大,热网供回水温度也相应升高。电厂实际采用的凝汽器设计工况下换热端差为2 ℃,则乏汽最高可将热网回水加热到67.1 ℃。当环境温度高于2.2 ℃时,完全由乏汽供热,随着环境温度的降低,乏汽提供的热负荷不断增大,最大热负荷为213 MW,对应供回水温度为67.1/45 ℃。当环境温度低于2.2 ℃时,仅凭乏汽无法将热网水加热到所需温度,此时需利用抽汽将热网水进一步加热,随着环境温度的降低,乏汽承担的热负荷逐渐降低,抽汽承担的热负荷不断升高。当环境温度低于-14 ℃时,此时回水温度已超过67.1 ℃,乏汽无法承担热负荷,热负荷完全由抽汽承担,此时对应最大热负荷为472.5 MW。

2.3 环境温度与所需蒸汽量的关系

在供暖季不同的环境温度下,热负荷和供回水温度均不相同,因此机组采用抽凝方式或抽背方式进行供热时所需要的蒸汽量也会相应变化。图8展示了不同环境温度下分别采用抽凝机组和抽背机组进行供热时需要用到的蒸汽量。如果机组采用抽凝方式进行供热,随着环境温度的降低,所需抽汽量不断增加。当环境温度降低到-15 ℃时,对应的供回水温度为114.6/68.4 ℃,热负荷为445.5 MW,此时所需要的抽凝机组的抽汽量已经达到最大抽汽量,环境温度更低时机组采用抽凝方式无法满足供热要求,需要其他机组进行补充供热。

图8 环境温度与所需蒸汽量的关系Fig.8 Relationship between ambient temperature and required steam

如果机组采用抽背方式进行供热,环境温度为2.2 ℃时,对应的供回水温度为67.1/45 ℃,热负荷为213 MW;当环境温度高于2.2 ℃时,只采用高背压乏汽即可满足供热要求,所需乏汽量随环境温度降低而增加,并且不需要额外使用抽汽;当环境温度低于2.2 ℃时,此时只使用乏汽已无法满足供热要求,需要使用抽汽补充供热;随着环境温度的降低,供回水温度升高,因此所需乏汽量不断减少,所需抽汽量不断增加;环境温度为-8.4 ℃时,对应供回水温度为96.7/59.7 ℃,热负荷为356.5 MW,此时抽背机组已经达到最大抽汽量400 t/h,低于-8.4 ℃时应当利用其他机组进行补充供热;当环境温度为-14 ℃时,对应供回水温度为111.9/67.1 ℃,热负荷为432 MW,低于-14 ℃时乏汽无法承担热负荷,完全由抽汽进行供热,所需抽汽量与采用抽凝机组供热的抽汽量大致相同。

由于乏汽利用量与热网回水温度具有强烈的耦合关系,再加上低压缸最小冷却流量的限制,采用抽凝方式运行的环境温度条件适用性比抽背方式更广。机组采用抽背方式运行可以满足环境温度-8.4 ℃以上的任意热负荷,而采用抽凝方式运行由于可抽汽量更多,可以满足环境温度-15 ℃以上的任意热负荷。

3 机组供热运行优化分析

在整个供热期的不同环境温度下,由于供水温度的变化,机组的背压运行方式会对其经济性产生极大影响,尤其是在初末寒期和严寒期。因此本文确定了机组背压的运行方式,并对机组采用抽凝或抽背两种供热方式的经济性进行对比,以确定机组在供热期不同阶段的优化方式。

3.1 机组背压运行方式

机组背压运行的高低会直接影响发电功率,当机组背压升高时,蒸汽焓降减小,热效率降低。当环境温度较高于2.2 ℃时,热负荷较小,只用乏汽即可满足供热要求,因此机组可以通过调整背压来适应供水温度的变化,并且同时可以提高机组的热效率。而当环境温度低于2.2 ℃时,机组运行背压已经达到其安全背压,因此需要维持其背压不变使乏汽继续供热。根据供水温度计算相应压力,可得出不同环境温度下机组的背压运行方式如图9所示。

图9 不同环境温度下的最优运行背压Fig.9 Optimal operating back pressure under different environment temperatures

当环境温度高于2.2 ℃时,供水温度低于67.1 ℃,机组可逐渐降低背压至13.9 kPa,既能满足供热要求,又可以提高机组的热效率。

3.2 机组调峰范围

在不同的环境温度下,机组的背压和抽汽量会发生相应变化,导致机组采用两种方式供热时的调峰范围也会相应变化。为了确定实际供热情况下机组的电负荷范围,则首先需要明确机组的最大和最小主蒸汽流量。在保证各不同环境温度热负荷的条件下进行变工况计算,同时保证低压缸排汽流量达到最小冷却流量或主蒸汽流量达到锅炉最小蒸发量,则可以得出各环境温度下的机组最小主蒸汽流量,其结果如图10所示。

图10 不同环境温度下的机组最小主蒸汽流量Fig.10 Minimum main steam flow rate of unit at different ambient temperatures

当机组采用抽凝方式运行时,随着环境温度的升高,抽汽量不断减少,因此其对应的最小主蒸汽流量也相应减少。而当机组采用抽背方式运行时,当环境温度低于2.2 ℃时,由于抽汽量的减少,其最小主蒸汽流量随环境温度的升高而减少,当环境温度高于2.2 ℃时,由于背压的降低,最小冷却流量也相应减少,对应的主蒸汽流量可以进一步减少,当环境温度高于5 ℃时,已经达到锅炉最小蒸发量,因此其最小主蒸汽流量保持不变。

在对应的运行方式下分别对机组最大主蒸汽流量和最小主蒸汽流量进行变工况计算,可求得机组在各环境温度条件下的电负荷范围如图11所示。

图11 不同环境温度下的机组电负荷范围Fig.11 Unit electric load range under different ambient temperatures

从图11中可以看出,若机组采用抽凝运行方式,环境温度为-15 ℃时,主蒸汽流量已经达到最大,热电耦合严重,其电负荷无法改变。随着环境温度的升高,热电耦合减弱,其电负荷可调节范围逐渐增大,且与环境温度近似呈线性关系。若机组采用抽背运行方式,当环境温度较低时其热电耦合更加严重,当环境温度为-8.4 ℃时已经达到最大主蒸汽流量,此时无法改变其电负荷。当环境温度高于-8.4 ℃低于2.2 ℃时,热电耦合减弱,电负荷的可调节范围随环境温度升高而扩大,且变化速率高于抽凝机组。当环境温度高于2.2 ℃时,由于只利用乏汽供热,其热电基本解耦,由于满足热负荷所需最小主蒸汽流量的减少,其电负荷下限甚至低于抽凝机组。总的来看,机组采用抽凝运行时的环境温度适应性更广,抽背运行时在较高环境温度下电负荷可调节范围更广。

电厂实际供热时可以灵活的调整机组背压来改变其供热方式,对任意环境温度线t,与图中4条曲线的交点分别为T1、T2、T3、T4,机组电负荷的可调节范围为[min(T1, T2, T3, T4), max(T1, T2, T3, T4)]。在当前背景下,由于新能源大量并网,对传统火电机组调峰提出了更高的要求,因此根据环境温度的变化,提前预测机组的调峰范围,积极地参与调峰将有助于电厂效益的提升。

3.3 高背压供热对发电功率的影响

当环境温度较高时,机组采用高背压乏汽供热可以有效减少机组抽汽的用量,高品位的抽汽可以返回汽轮机进一步做功,增大机组出力。当主蒸汽流量不变时,进行变工况计算可得出机组通过抽凝或抽背两种方式运行时的发电功率如图12所示。

图12 机组采用不同方式运行的发电功率Fig.12 Generating power of units operating in different modes

从图12可以看出,在定主蒸汽流量条件下,机组采用抽凝方式运行时,由于抽汽量随环境温度的降低而递增,导致发电功率随环境温度的降低递减。环境温度高于2.2 ℃时,抽背机组由于不需要抽汽供热,仅利用乏汽就可满足供热要求,因此其发电功率保持不变,若根据供水温度变化对背压进行相应调整,则发电功率可进一步增大,最高可提高约17 MW。在抽背运行的可运行范围内,抽背机组的发电功率一直大于抽凝机组,最高可提高约31 MW。随着环境温度的逐渐降低,乏汽利用量越来越少,两种方式运行的抽汽量差别逐渐变小。

3.4 高背压供热热经济性分析

为比较两种供热方式的经济性,本文采用热量分配法[23]进行经济性分析。根据电厂供热期机组的实际运行情况,当机组电负荷为85%(280 MW)时,随环境温度变化机组采用两种方式供热时的能耗情况如图13所示。

图13 不同环境温度下发电机组的发电标准煤耗和热效率Fig.13 Standard coal consumption and thermal efficiency of generating units under different ambient temperatures

随着环境温度的升高,热负荷减小,由于电负荷不变,热电比降低,两种方式运行时的发电热效率均降低,且发电标准煤耗增加。当环境温度较高时,采用抽背方式供热可以明显提高发电热效率,降低发电煤耗,环境温度为2.2 ℃时优势最为明显,最多可节煤约34 g/kW·h,随着环境温度的降低,优势逐渐减小,但在可运行范围内仍优于抽凝方式。

3.5 回水温度变化时高背压投运条件

当环境温度较低时,两种方式运行的煤耗和热效率已经差别很小,此时其优劣性对外部条件的变化也更加敏感。因此需明确外部条件的变化对机组经济性的影响,才能在较高热负荷下选择合适的运行方式。由于热网回水受外网条件影响较大,并且具有一定的延时性,因此热网回水温度很难达到理想的条件,而回水温度的高低会严重影响机组高背压运行的经济性。因此本节对热网实际回水温度偏离理想值时的机组经济性进行研究,确定较高热负荷下回水温度变化时高背压的投运条件。

该地区供暖季平均温度为-5 ℃,因此选取-5 ℃对应的供水温度87.3 ℃为供热条件,当实际回水温度变化时,机组在定主蒸汽流量条件下采用两种方式运行的发电功率如图14所示。

图14 实际回水温度变化与机组发电功率的关系Fig.14 Relationship between actual return water temperature change and generator power

当机组采用抽背方式运行时,由于乏汽可直接将回水加热至67.1 ℃,因此回水温度变化时不需额外抽汽或改变背压,机组发电功率保持不变。采用抽凝方式运行时,机组抽汽量随回水温度的升高而减少,发电功率相应增大。当回水温度高于61.5 ℃时,机组抽凝运行时的发电功率开始高于抽背运行,这是因为回水温度较高,抽凝运行的抽汽量不断减少,而抽背运行的抽汽量几乎不发生变化,导致抽背运行的发电功率反而不如抽凝运行。

回水温度变化时的机组发电煤耗和发电热效率如图15所示。当供水温度不变时,随着回水温度的升高,热电比减小,机组采用两种供热方式的发电标准煤耗均增加,发电热效率均下降。回水温度较低时,机组采用抽凝方式运行的发电标准煤耗高于抽背方式运行,随着回水温度的升高,两种方式的发电标准煤耗差别逐渐减小,回水温度达到61.5 ℃时两者相等,此时采用两种方式运行的经济性相同,当回水温度进一步升高时,机组采用抽凝方式运行的发电标准煤耗低于抽背方式。

图15 不同回水温度下机组发电标准煤耗与发电热效率Fig.15 Standard coal consumption and thermal efficiency of power generation under different backwater temperatures

当供水温度为87.3 ℃时,可以把回水温度61.5 ℃作为高背压运行的投运条件,回水温度高于61.5 ℃时采用抽凝方式供热,低于61.5 ℃时则采用抽背方式供热。

对机组采用两种供热方式时的发电功率进行全工况计算,得到不同供水温度下高背压投运对应的回水温度,结果如图16所示。

图16 不同供水温度对应的高背压投运温度条件Fig.16 High back pressure operation temperature conditions corresponding to different water supply temperatures

从图16可以看出,当供水温度从75 ℃增大至96.7 ℃时,对应高背压投运的回水温度从60.8 ℃增大至62.35 ℃。在实际供热过程中,电厂运行人员应当根据实际供水温度和回水温度,灵活地调整机组背压,若回水温度高于投运温度,则应当降低机组背压,采用纯抽汽进行供热,而当回水温度低于投运温度时,则应当将机组背压提升至30 kPa,采用抽背方式供热。

4 结 论

(1)机组进行高背压改造后可显著提高供热能力,采用抽背方式运行的最大供热量比采用纯凝方式增大约80 MW。

(2)供热机组的电负荷范围随环境温度的升高逐渐扩大,采用抽凝方式运行时,温度适用性更广,可满足环境温度在-15 ℃以上的任意热负荷,采用抽背方式运行时可满足环境温度在-8.4 ℃以上的热负荷,在环境温度较高时的调峰范围更大。

(3)当环境温度高于2.2 ℃时,热负荷较低,根据供水温度变化,采用调整背压方式进行供热可以有效提升机组经济性,最多可节煤约34 g/kW·h,随着环境温度的降低,采用高背压方式的优势逐渐减小,但在其可运行范围内仍优于抽凝方式。

(4)在较高热负荷下,两种方式的经济性对比对热网条件更加敏感,实际热网回水温度的高低严重影响高背压运行的经济性,随着供水温度的升高,对应高背压投运的回水温度也相应增大。