朱军锋
国能驻马店热电有限公司，河南，驻马店463000
摘 要：对供热机组深度调峰的供热方式进行了优化改造，并对不同供热方式的经济性进行了分析。结果表明：1.供汽参数为1.0MPa时，主蒸汽量低于850t/h以下时；2.供汽参数为0.9MPa时主蒸汽量低于780t/h以下时，冷再抽汽供汽煤耗即低于四段抽汽供汽煤耗；任何负荷工况下热再抽汽煤耗都大于冷再、四段抽汽。结合机组电负荷情况以及供热负荷情况，实现多汽源协同供汽经济运行策略。
关键词：供热机组；深度调峰；经济性；协同供汽
0 引言
随着社会经济的快速发展，某市热负荷需求不断增加。某热电有限公司2×330MW供热机组是某市唯一供热热源，近两年，电网为增加消纳新能源电力，使得火电机组运行负荷率一般都处于较低水平，导致火电机组运行工况与设计值偏差很大，火电机组深度调峰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。对火电机组灵活性的要求不断提升，在此背景下，对供热机组进行改造，实现多汽源协同供热，满足用户要求，对某公司是一个迫在眉睫的生存问题。机组深度调峰时的负荷状态和供热运行策略的调整必要性成为某热电公司的一个重要课题。
某热电有限公司2×330MW供热机组汽轮机由上海汽轮机有限公司设计制造，型号为：CC330-16.7/1.0/0.4/537/537，汽轮机型式：亚临界、一次中间再热、三缸双排汽、单轴、双抽可调凝汽式,最大出力为365.262MW（VWO工况），最大连续出力为350.562MW（T-MCR工况），额定出力330MW。
汽轮机设备规范
型 式：亚临界、单轴、三缸、双排汽、一次中间再热、双抽可调凝汽式。
额定功率（电机端/净出力）： 330MW
额定工况参数：
主蒸汽压力： 16.7MPa
主蒸汽温度： 537℃
主蒸汽流量： 968.52t/h
真空： -95.6kPa
额定冷却水温： 20℃
再热蒸汽流量： 865.867t/h
给水温度: 273.6℃
工业抽汽压力： 1.0Mpa
工业抽汽流量： 100 t/h采暖抽汽压力：
采暖抽汽流量： 400 t/h
额定转速： 3000r/min
供汽现状：某热电有限公司安装两台330MW亚临界抽凝机组，机组目前承担着工业抽汽出厂压力为1.0MPa.，出厂温度280℃～300℃的蒸汽。蒸汽由中压缸上的四段抽汽提供，通过调节旋转隔板的开度控制供汽压力，蒸汽经由减温器减温后达到供汽所需要的参数向外供出。两台机采用母管制的方式，可以实现一用一备，也可以同时供汽。2018年两台机组进行了再热器冷段供热改造；2021年#1、#2机组计划进行再热器热段供热改造，改造后供热抽汽方式有 3种。某热电有限公司目前有三条供汽管线：东一线、东二线和金顶用户。工业供汽正常流量在80-120t/h间波动，经常流量为100t/h，冬季工业用汽最大流量180t/h，采暖抽汽最大流量380t/h，另外，近期内拟增加压力为1.2MPa、流量50t/h的工业用户，供汽负荷有较大的提高。无论双机、还是单机运行参与电网深度调峰时常出现机组发电负荷偏低导致机组供热能力不足或蒸汽品质不达标等问题。
某热电有限公司的 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四段抽汽供热。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。
下文假定采用再热冷段、再热热段以及四段抽汽对外输出焓值3051 kJ/kg 相同品质的蒸汽，采用抽汽标煤耗分析对比不同抽汽方式对机组热经济性影响，并且如何通过运行控制协同供热，保证用户蒸汽品质达标。
一、不同热源抽汽供热方式的经济性分析
（一）冷再抽汽煤耗分析
计算基准：机组发电煤耗300g/kWh，锅炉效率92%，管道效率99%，标煤热值29271kJ/kg。
电厂锅炉产生1GJ热需燃标煤约37.509kg。
通过热平衡计算可得出机组额定工况下各段抽汽标煤耗如下：
序号 项目 压力（MPa） 温度（℃） 焓值（kJ/kg） 抽汽煤耗（kg/t）
1 主蒸汽 16.7 537 3395.8 127.37
2 再热冷段抽汽 3.4366 317.1 3024.8 96.50
通过以上分析可以看出额定工况下再热冷段抽汽煤耗为96.50kg/t，工业供汽需汽参数1.0MPa，300℃，相对冷再蒸汽压力，工业供汽压力参数较低，而改造后冷再抽汽设计最大抽汽量60t/h，不需要中调门参调即可满足抽汽需求，故认为在任何负荷工况下冷再抽汽煤耗为96.5t/h。
（二）热再抽汽煤耗分析
计算基准：机组发电煤耗300g/kWh，锅炉效率92%，管道效率99%，标煤热值29271kJ/kg。
电厂锅炉产生1GJ热需燃标煤约37.509kg。
通过热平衡计算可得出机组额定工况下各段抽汽标煤耗如下：
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通过以上分析可以看出额定工况下再热热段抽汽煤耗为115.8kg/t，而改造后机组负荷120WM时热再抽汽最小抽汽流量为200t/h，机组参与电网深调需要中调门参调才能满足抽汽参数需求，故认为在任何负荷工况下热再抽汽煤耗都大于115.8t/h。
（三）各负荷工况下四段抽汽煤耗分析
计算基准：机组发电煤耗300g/kWh，锅炉效率92%，管道效率99%，标煤热值29271kJ/kg。
电厂锅炉产生1GJ热需燃标煤约37.509kg。
通过热平衡计算可得出机组额定工况下各段抽汽标煤耗如下：
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通过以上分析可以看出额定工况下抽汽量不大于90t/h时，四段抽汽压力均高于1.0MPa，此时旋转隔板无需节流，在该工况下四段抽汽煤耗为91.65kg/t。
考虑实际运行情况，以下分供汽压力1.0MPa、0.9MPa分析：
下图是汽轮机进汽量变化时四段抽汽煤耗曲线
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上图为供汽参数为1MPa时主蒸汽量低于850t/h以下时，冷再抽汽供汽煤耗即低于四段旋转隔板抽汽供汽煤耗，主蒸汽量高于850t/h，参照上图曲线冷再供汽曲线下部区域为四段抽汽经济区域。
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上图为供汽参数为0.9MPa时主蒸汽量低于780t/h以下时，冷再抽汽供汽煤耗即低于四段旋转隔板抽汽供汽煤耗。当主蒸汽高于780t/h时，参照上图曲线冷再供汽曲线下部区域为四段抽汽经济区域。
通过以上分析可以得出：
1.供汽参数为1.0MPa时，主蒸汽量低于850t/h以下时；
2.供汽参数为0.9MPa时主蒸汽量低于780t/h以下时；
无论供热抽汽量多少，冷再抽汽供汽煤耗即低于四段旋转隔板抽汽供汽煤耗。
二、多点热源协同供热经济运行控制策略
在满足蒸汽品质且安全供热需求前提下，根据机组供热抽汽方式以及不同负荷段出力情况为实现机组供热经济性、安全性，制定以下运行策略。
（一）双机运行参与电网深调，机组负荷300MW以下时：
1.冷再与四段优先抽汽运行策略
冷再参数满足用户要求，但供汽量不能满足工业用户需求，可优先调整冷再抽汽量，两台机组冷再可供参数压力1.0MPa、温度300℃、流量2×40t/h的蒸汽，再通过调整旋转隔板，提高四段抽汽量进行补充，可满足工业用户参数要求，也可以提高供热对机组的经济性影响。
2.热再与冷再抽汽协调运行策略
冷再抽汽温度300℃，压力1.0Mpa，参数满足用户要求，但供汽量不能满足工业用户需求，可优先调整冷再供汽，再通过调整热再抽汽。而热再抽汽温度偏高537℃，需通过喷水减温满足用户要求，热再抽汽供热较冷再对机组热经济性影响相比较大，为提高供热对机组的经济性影响，尽可能多的从机组冷再抽汽供热，增大冷再供热量， 在满足工业用户参数要求下，实现冷、热再汽源协同调整供汽。
（二）单机运行参与电网深调，机组负荷150MW以下时：
1.冷再与四段优先抽汽运行策略
优先调整冷再抽汽量，单台机组可供参数压力1.0MPa、温度300℃、流量40t/h的蒸汽，再通过调整旋转隔板，提高四段抽汽量进行补充，非居民采暖季可满足工业用户参数要求，也可以提高供热对机组的经济性影响。
2.热再与冷再抽汽协调运行策略
冷再抽汽温度300℃，压力1.0Mpa，参数可以满足用户要求，但供汽量不能满足工业用户需求，可优先调整冷再供汽，再通过调整热再抽汽。而热再抽汽温度偏高537℃，需通过喷水减温满足用户要求，热再抽汽供热较冷再对机组热经济性影响相比较大，为提高供热对机组的经济性影响，尽可能多的从机组冷再抽汽供热，增大冷再供热量， 在满足工业用户参数要求下，实现冷、热再汽源协同调整供汽。
三、结论
随着新能源的快速发展，火电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：
（一）通过对冷再、热再以及四段抽汽 3 种抽汽供汽方式开展经济性分析， 分析出 3 种抽汽供热方式对机组热经济性的影响，再热冷段抽汽煤耗优于四段抽汽，四段抽汽煤耗优于再热热段抽汽。
（二）基于 3 种抽汽方式的最大供热能力、经济性，结合机组电负荷情况以及供热负荷情况， 制定低负荷、不同供热流量等工况的多汽源协同供汽经济运行策略， 实现多汽源协同备用、 协同供汽的目标，保证用户蒸汽品质达标。
参考文献
（1）国电驻马店热电有限公司低负荷满足工业抽汽参数改造项目可行性研究报告.2018.
作者简介
朱军锋，1980年8月出生,男，河南省驻马店市人，中级工程师，本科学历，现从事发电厂节能管理工作。（Email：1320056142@qq.com）