330 MW纯凝机组多汽源供热经济性分析及控制策略

浙江电力

ZHEJIANG ELECTRIC POWER

文章编号院 1007-1881(2017)10-0072-05

中图分类号：TK267

2017 年

第36卷第10期

文献标志码：

DOI: 10.19585/j.zjdl.201710015

发电技术

B

330 MW纯凝机组多汽源供热经济性

分析及控制策略

沈波，李晓晖，陈健

(台州发电厂，浙江台州318016)

摘要：为解决机组负荷低时导致供热能力不足或蒸汽品质不达标等问题，通过对再热冷段、再热热

段以及主蒸汽三种抽汽供汽方式开展相关理论计算，分析出三种抽汽供热方式对机组热经济性的影响， 制定不同负荷、不同供热流量等工况的多汽源协同供汽经济运行策略，实现热电负荷解耦，多汽源大 流量协同备用、协同供汽的目标。关键词：330 MW多汽源抽汽；工业供汽；经济性分析；控制策略

Economic Analysis and Control Strategy for Multiple Steam Source Heating

of 330 MW Pure Condensing Unit

(Zhejiang Energy Taizhou Power Plant，Taizhou Zhejiang 318016, China)

Abstract: To handle heating deficiency or poor steam quality during low load of the unit，theoretical calcula­

tions on cold reheated steam，hot reheated steam and main steam are conducted to analyze their impact on thermal economy. An economic operation strategy for coordinated multiple steam source under different loads and heat supply flows is laid out to achieve heating load and power load decoupling as well as coordinated multiple steam source and large-flow backup and steam supply.Key words: 330 MW曰 multi-source steam extraction； industrial steam supply； economic analysis； control strategy0

引言

某发电厂对4台330 MW纯凝机组(7 —10号 机组)进行了再热器冷端、热端(简称冷再、热再) 供热改造，且已对10号机组进行了主蒸汽供热 改造，以满足发电厂周边园区供热需求。经过多 年的发展，园区供热用户达到71家，供热量由 50t/h增加到240 t/h，主要热用户有医药化工企 业以及皮革加工企业等。医化行业原料发酵、喷 雾干燥等工艺以及皮革行业烘干等工艺对蒸汽品 质要求非常高，蒸汽供应连续稳定且蒸汽压力必 须在1.1MPa以上。目前供热管网最大输送距离 达到17 km，考虑管网压力沿程损失，发电厂供 热联箱出口供热压力需达到1.5MPa以上。

“十二五”后期浙江省电力相对过剩，省内新

增电源2 430万kW，并且省外来电占全社会用

电量的18.4%，而同期省内用电最高负荷仅增加

SHEN Bo，LI Xiaohui，CHEN Jian

1 730万kW，电力供需形势发生了从紧缺过渡到

宽裕根本性的转折。“十二五”期间全省煤机年利 用小时数从6 000 h下降到3 800 h左右，造成 省内煤机负荷率低、机组调停频繁。随着300 MW 等级机组发电负荷率逐年下降，供热负荷逐年增 长，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。在此背景下，对 供热机组进行改造，实现多汽源协同供热，探索 不同热源抽汽供热的经济性并提出控制策略成为 发电厂的一个重要课题。

1不同热源抽汽供热方式的经济性分析

根据用户蒸汽参数要求，该发电厂主要有3

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浙江电力

hh为再热蒸汽出口焓。

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种供热抽汽方式：再热热段抽汽供热、再热冷段 抽汽供热和主蒸汽抽汽供热。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， 供热抽汽均使进人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。

运用等效焓降法对供热机组进行局部定量分

机组绝对内效率的变化：

啄浊，=AQ\\HH 伊100%=3.8%

—驻HH

， (4)

式中：浊，为汽轮机组绝对内效率。

采用再热冷段抽汽对外供热100t/h时，机 组绝对内效率提高了 3.8%，降低供电煤耗12.08 g/kWh。

析时，采用了特殊的处理方法，即假定供热机组

1.2再热热段抽汽供热经济性分析供热抽汽量不变。这样假定的意义是院

(1) 把局部变动在某一固定工况，使其 根据变热量等效焓降法则，再热器热段蒸汽

变动范围不致太大。携带热量离开系统时必然导致工质做功量减少, (2) 把供热机组系统变动问题凝汽化，也就 热段抽汽在再热器之后抽取，再热器的吸热量不 是说这时的任何变动都成了凝汽循环的变动[71。下文假定采用再热冷段、再热热段以及主蒸 汽对外输出100t/h焓值3 051 kJ/kg相同品质的 蒸汽，采用等效焓降法分析对比不同抽汽方式对 机组热经济性影响。

变，系统吸热量只扣除供热量：

AH=arc(k；I-kc) = 101.57 kJ/kg ，

AQ=arc(h；h-kk)=295.45 kJ/kg .

机组的绝对内效率的变化：

啄浊，=驻”-驻1.1再热冷段抽汽供热经济性分析

对于再热器冷段抽汽工况下新蒸汽净等效焓 降为：

H=h0+滓-hc-移

r浊r-移装=1 150 kJ/kg ， (1)

'HH

伊100%=3.28% .

采用再热热段抽汽对外供热100t/h(调整至再 热冷段同品质的供热量)时，机组绝对内效率提高

3.28%，降低供电煤耗10.43g/kWh。

根据变热量等效焓降法则，再热器冷段蒸汽携带 热量离开系统时，因抽汽供热导致系统的做功量

减少AH为：

驻=(+-l) = 117.71 kJ/kg ， (2)

1.3主蒸汽抽汽供热经济性分析

主蒸汽大流量抽汽供热后，再热器蒸汽基本 上等量减少，再热器蒸汽在锅炉吸热大幅度减少，

造成锅炉再热器超温，需在墙式再热器出口与屏 式再热器人口之间连接管上加装二级再热蒸汽减 温器，用于控制再热汽温，可满足主蒸汽抽汽150 t/h的供热需求。

根据变热量等效焓降法则，主蒸汽蒸汽携带 热量离开系统时，因抽汽供热导致系统的做功减 少。主蒸汽抽汽供热后，再热蒸汽流量减少，再 热蒸汽温度通过燃烧器摆角调整，使得过热汽温 升高，过热减温水相对增加。假设增加的过热减

Halckhak

驻=冷再抽汽供热导致再热器的吸热量减少，因抽汽

供热导致系统吸热量减少量AQ为：

Qalc(k'义h-kk)=342.4 kJ/kg

， (3)

式(1)，（2)，（3)中：h。为主蒸汽焓；A为各级抽

汽疏水在加热器中放热量曰浊为各级抽汽效率；

移装为各种辅助成份的做功损失；琢，为冷再抽汽 量占主蒸汽的份额；hh为供热抽汽焓；hk为供热 回水焓；滓为再热器吸热量；kc为汽轮机排汽焓;

表1某330 MW机组THA原始工况的等效焓降计算结果

加热器编号抽汽焓给水焓疏水焓给水焓升等效热降抽汽效率

1号3 202.501 277.201 111.20192.201 095.040.52

2号3 051.101 085.009.40204.201 046.670.49

3号3 320.80880.80757.50137.80880.200.34

4号3 105.80743.00717.20127.90705.530.28

5号2 9.50615.109.2088.00611.070.25

6号2 863.90527.10468.1080.70502.480.21

7号2 747.30446.40371.7096.00402.200.17

8号

kJ/kg

2 613.50350.40163.90207.40293.100.12

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温水量占主蒸汽流量的系数驻琢„由于过热器减 温喷水引自高压加热器(简称高加）出口，其焓值 等于高加出口给水焓hw，减温喷水进人锅炉过热 器后变为h〇,对汽轮机做功以及系统循环吸热量 没有影响，因此过热器喷水减温导致机组的做功 量的减少量和系统循环吸热量的变化量AH.w=0， 驻 Qjw

=0〇驻H=驻Hcq+驻Hjw=azq(kh+a-kc)=135. kJ/kg .

综合考虑抽汽供热对锅炉和汽轮机的影响， 主蒸汽抽汽供热方式导致系统吸热量减少为：

AQ=AQCq+AQjw=ak滓+«k(kk-ki；)=337.60 kJ/kg .

机组的绝对内效率的变化：

啄浊.=AQH^1 —驻-tH

H 伊100%=1.86% .

采用主蒸汽抽汽对外供热100t/h(调整至再 热冷段同品质的供热量)时，机组绝对内效率提高

1.86%，降低供电煤耗5.91g/kWh。

1.4 3种不同汽源抽汽方式经济性比较

根据等效焓降法应用法则，抽汽供热后，机 组热经济性发生了变化，假定采用再热冷段、再 热热段以及主蒸汽对外输出100t/h焓值3 051 kJ/kg相同品质的蒸汽，经济性情况对比见表2。

表2三种不同抽汽方式经济效益对比

抽汽方式提高绝对 降低供电煤耗

内效率/%/(g-kWh-1)

制约因素再热冷段抽汽

3.8

12.08

易造成再热器超温会导致高压缸排汽压

再热热段抽汽3.2810.43

比过大，可能引起高 压缸次末级以及末级 叶片的断裂主汽抽汽1.865.91

易造成再热器超温

根据等效焓降法对3种抽汽方式对机组热经 济性影响结果，发现再热冷段抽汽对机组热经济 性影响最大，其次是再热热段，为提高供热对机

组的经济性影响，从尽可能多的机组再热冷、热 段抽汽供热，增大再热冷、热段抽汽量，但再热 冷、热段抽汽量受限于再热器温度及汽轮机轴向 推力和末级叶片强度等，尤其在低负荷工况下， 再热蒸汽压力低，供热受限明显。

2不同负荷下冷、热段最大抽汽量试验

机组稳定在某一负荷，记录冷再供热和热再

供热蒸汽流量。缓慢增加再热管路供汽量，检查 主机轴向位移、差胀、轴承振动、推力瓦温、支 撑轴承温度、高排、中压缸排汽、低压缸排 汽等参数。试验数据见表3。

表3冷再、热再供热能力试验数据记录情况

名称

数值

负荷/MW276.97260.83219.49200.17174.53

主蒸汽流量/(-h-1)975.93922.06729.77658.63599.59总供热量/(t_h-1)178.00172.07147.06149.30136.63冷再供汽量/(-h-1)62.00

61.70

52.6050.9345.28热再供汽量/ (t • h-1)116.00110.3694.4698.3791.35热再供汽阀开度/%92.2792.22.2692.2292.21热再供热减温水/(t_h-1)

23.2

22.120.220.218.2热再供热减温水阀开度/%66.20

61.6947.3048.7344.34供热母管压力/MPa1.441.61.481.431.41供热母管温度/益277.8287282.8287.6285.2高排压力/MPa3.37

3.24

2.67

2.68

2.

高排温度/益323.19324.85314.29308.09315.82中调开度/% 1号

99.7799.79.7443.1240.052号

^ 99.7499.6599.42.9939.94轴向位移/mm 21号

-0.46-0.46-0.45-0.43号

-0.43-0.56-0.57-0.56-0.53-0.53高中压差胀/mm0.950.960.930.860.857.367.367.357.347.34正161.1661.2461.3656.9857.26推力轴承温度/益正&2

62.9362.9562.9658.4258.83负

1

.19.28.42.13.98负252.86

53.91

55.52

57.29

57.09

机组负荷260.3 MW时，冷、热段抽汽总供 热量为172.1t/h;当机组继续提高负荷至277 MW 时，冷、热段抽汽总供热量为178t/h。机组负荷至200 MW时，关小中调开度至 43.1%。冷、热段抽汽总供热量为146.3t/h。机组 负荷降低至175MW时，关小中调开度至40%。 冷、热段抽汽总供热量为136.6t/h。此时机组供 热联箱压力为1.41MPa，供汽温度为285.2益。主机轴向位移、高中低压差胀、振动、瓦温 均控制在正常范围，正推力瓦温受供热量下降稍 有下降，负推力瓦温受供热量下降稍有升高。

3机组负荷与供热量的关系

由表3实际供热试验结果可知，在不同负荷

下冷、热段抽汽总供热能力不同，随着负荷的升

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340­330 -

齋

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高而增加。而在再热器加装二级减温器以保证再 热壁温不超限，主蒸汽抽汽供热流量为150t/h， 不受负荷等因素影响。因此单台机组的最大供热 量与负荷的关系如图1和图2所示。

310­300­290­280­270160

180

200 220 机组负荷

/MW

240 260

图2冷再、热再及主蒸汽联合供热量与机组

负荷的关系

根据等效焓降法对3种抽汽方式对机组热经 济性影响结果，发现冷再抽汽对机组热经济性影 响是再热热段的1.16倍，是主蒸汽的2.04倍。主 蒸汽抽汽供热较冷再、热再抽汽对机组热经济性 影响相差较大，为提高供热对机组的经济性影响， 从尽可能多的机组冷再、热再段抽汽供热，增大 冷再、热再抽汽量，低负荷时通过关小中压调门 来增大冷再、热再抽汽量，尽可能减少主蒸汽供 汽量，极大提高供热对机组的经济性影响。

图1冷再、热再供热量与机组负荷的关系

4多点热源协同供热经济运行控制策略

在满足高品质且安全供热需求前提下，根据

每台机组工业供汽边界条件以及不同负荷段的最 大出力情况，为实现纯凝机组大流量供热热电解

耦、提升机组供热经济性、安全性，制定以下运 行策略，见表4。

4.2热再与冷再抽汽协调策略

机组低负荷时，冷再抽汽温度低，冷再供热

联箱温度偏低，而热再抽汽温度高，适量提高热

4.1冷再与热再优先抽汽经济运行策略

供热流量

运行机组

7要9号机某1台

150

表4不同供热流量具体运行策略

边界条件发电负荷

大于170MW发电负荷 大于170MW发电负荷 大于170MW发电负荷 发电负荷 发电负荷 大于170MW发电负荷发电负荷发电负荷 发电负荷

发电出力不受热负荷牵连不受热负荷牵连不受热负荷牵连

风险

非停，无备用，可靠性差停机不断汽，可靠性较高

2台相互备用，可靠性高

具体策略

加强设备巡查、稳定机组运行参数， 启动供热事故预案

冷再多供，热再补足，主汽抽汽备用冷再多供，热再补足

冷再多供，加强设备巡查、稳定机组

运行参数

主蒸汽紧急参与供热

3台机组冷再全供，热再补足

t/h

10号2台以上2台2台

(无10号）大于170MW

150~250

不受热负荷牵连不受热负荷牵连不受热负荷牵连

非停1台，供热量减半

10号机组主蒸汽抽汽，供热

t/h

(有10号）大于170MW

3台2台2台

量不影响

非停1台，供热量不影响非停1台，供热量减半，机组

负荷无法调整

非停1台，供热量减半，供热安全性较差

非停1台，供热减1/3,供热安全性较高

非停1台，供热不影响，供热安全性高

(无10号）大于170MW(有10号）大于170MW

3台3台

发电负荷只能最大基本受热负荷牵连不受热负荷牵连不受热负荷牵连

协调电网负荷、加强设备巡查、稳定

机组运行参数

冷再多供，主蒸汽参与调节供热量，加强设备巡查、稳定机组运行参数

3台机组冷再全供，热再补足3台机组冷再全供，热再补足

250~350

t/h

(无10号）大于170MW(有10号）大于170MW

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再抽汽温度，通过热再抽汽同冷再抽汽混合调整， 实现冷、热再汽源协同调整供热汽温。

减排量大，环保效益明显。3年来累计对外供热319.95万t工业蒸汽，减少发电厂发电煤耗11.38万t标准煤，通过发电厂集中供热替代周边小锅

炉，减少社会燃烧14.96万t标准煤，减少排放1 224 t二氧化硫、2 634 t粉尘以及872 t氮氧化物等污染物。

4.3主蒸汽协同供热策略

纯凝机组发电负荷低时，供热流量小，外界 供热需求量大时，通过主蒸汽抽汽弥补冷再、热

再供热流量缺口，实现纯凝机组大流量供热热电 负荷解耦，提升机组发电负荷灵活性。

4.4提升冷再与热再抽汽供热安全性策略

常规冷再、热再抽汽供热受汽轮机及其系统 的影响，汽轮机及其系统解列会中断冷再、热再 段抽汽供热。通过主蒸汽抽汽改造，可以实现停

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(2)

基于3种抽汽方式的最大供热能力、边

收稿日期：2017-06-05

作者简介：沈波（1%0)，男，高级工程师，主要从事发电企 业生产管理工作。

(本文编辑院陆莹）

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(3) 项目实施后，节煤量大，经济效益突出，

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收稿日期：2017-05-27

作者简介：孙景钌（1983)，男，高级工程师，研究方向为分布 式发电及微电网技术。

(本文编辑：徐晗）