直接空冷供热机组排汽余热梯级利用系统变工况分析研究

陈宝菲

【摘 要】大型直接空冷供热机组采用串并联式排汽余热梯级利用系统，一方面减少了对发电量的不利影响，另一方面通过逐级加热，使传热温差减少，降低了不可逆损失，能源利用效率更高。本文在通过典型工况数据分析掌握排汽利用系统的设计性能以及主要设备的变工况性能的基础上，建立热泵组及全厂优化分析模型，分析计算热泵组变工况运行性能，分析不同运行背压、不同热网回水温度下对组整机经济性的影响，获得热泵投用后全厂最优运行方式。最终确定冬季供热工况在各个条件下的抽凝比曲线，可指导热泵机组的优化运行。也为供热机组深度调峰或灵活性改造提供技术支持和依据。

【关键词】供热;排汽余热;梯级;变工况分析

1.背景

当前我国宏观经济正处于经济结构调整阶段，经济增速进入换档期，经济发展进入“新常态”。[1]节能减排、电源结构调整等政策使水电、风电、太阳能发电等清洁能源呈快速发展势头。但风能发电出力随机性强，波动性大，在电力系统运行中风电基本无法与负荷匹配，削峰填谷能力弱;太阳能间歇性、波动性特点决定了其出力难以保证稳定，所以风电、太阳能等新能源大规模集中并网并且持续增长，加大电网系统的调峰压力和调峰难度。因此，在目前电网缺乏其他更加有效调峰手段的情况下，煤电机组担负电网调峰将是长期的任务。[2-3]然而在冬季热电联产机组担负着城市绝大多数的供热负荷，为保证民生需求和环保考虑也需要加快发展热电联产机组，同时也伴随着一些问题，供热机组“以热定电”的运行方式与机组调峰之间的矛盾日益突出。[4-5]由统计数据看，热电机组在冬季供热量较小时的最低电负荷为60%额定负荷，随着热负荷的增加电负荷也要相应的增加。[6]

目前供热机组的调峰问题，可通过回收机组余热进行供热来改善。电厂常见的余热回收方案主要有两种，一种为汽轮机低真空运行技术，另一种为热泵回收余热技术，无论采用何种运行方式，都会使汽轮机排汽温度及所对应的饱和压力发生变化，从而导致排汽压力的改变，也即真空度的改变，影响机组的通流量及功率。但节省的抽汽量所做功发电，增加的发电量抵消甚至超过了凝汽器压力升高减少的发电量时，采用余热供热的优势就可显现出来，所以在供热负荷不变的情况下，最大发电负荷要大于传统热电联产最大发电负荷，也就是说可相对降低机组电负荷。

另外我国电厂平均热能利用率比较低，大部分的热能在发电过程中通过不同形式抛弃于环境中，能源利用效率低，同时对环境造成大量的污染。被抛弃的热能中占比例最大的为汽轮机排汽，约占总输入热能的40%，在直接空冷机组中尤其严重。[7-8]如果能合理的利用此部分热量，对于提高电厂的热效率、保护环境有着重大的意义。因此，如果将凝结余热用于供热采暖、生活热水、机组余热回收等，不仅能够减少电厂冷凝散热造成的水蒸发损失和环境的热污染，而且能够缓解采暖带来资源的紧张局面。同时，实现能源的梯级利用，提高能源综合利用效率，同时使燃煤电厂适应电力市场化运营，提高竟价上网的优势。[9-10]

2.空冷供热机组排汽余热梯级利用系统分析

某厂余热利用系统如图1所示，一期2×220MW机组和二期2×300MW共4台机组，每台主机对应一台热泵，每台热泵均单独设置余热回收机房，回收汽轮机排汽余热。两台供热机组的设计背压不同，2#、4#机组背压高于1#、3#机组，前置换热器采用串联形式，吸收式热泵采用并联形式，热网水依次通过前置换热器-吸收式热泵-尖峰加热器三级加热后送至城市热网。充分利用背压较高的2#、4#机组去供热，尽量多抽汽承担供热基础负荷，并尽量提取该机组的凝汽余热，提高机组的热利用效率;利用背压较低的1#、3#机组去发电，使之只承担部分的抽汽负荷，整个采暖季作为调峰运行。在初末寒期高背压的2#、4#机组排汽上塔的量少，低压缸排汽的凝汽余热全部回收，空冷岛隔离阀一直处于关闭状态，没有冻结的危险;而1#、3#机组随着严寒期向初末寒期过渡，向空冷凝汽器的排汽量增加，系统运行中仅需集中精力监控 1#、3#机组的空冷凝汽器即可。

為确定投运与切除排汽余热回收供热系统的经济性对比，特对排汽余热利用系统进行了投运与切除排汽余热利用系统的典型工况对比经济性数据研究，比较不同工况下汽轮机真空与排汽余热利用机组经济性的关系，从而寻找最佳运行工况和方式。[11-12]排汽余热回收经济性分析结果见下表。

由典型工况数据结果可得到投运前后，300MW主机背压为15kPa、20 kPa、25 kPa时的热耗差见图2所示，其所对应的回收热量如图3所示，从图中可以看出，在当前负荷及环境条件下，背压为20kPa左右时整体经济性较好。在相同的热负荷和电负荷时，15kPa背压下，投运排汽余热回收供热系统可减少厂用电0.013MW，20kPa背压下可减少0.798MW，25kPa背压下可减少0.366MW。在投运排汽余热回收供热系统时，前置凝汽器的余热利用分额为17%～25%。

同理可以得到200MW机组在当前负荷及环境条件下，背压为25kPa左右时整体经济性较好。20kPa背压下可减少厂用电率0.15%，25kPa背压下可减少0.05%。在投运排汽余热回收供热系统时，前置凝汽器的余热利用分额为35%～60%。

3.排汽余热利用系统的优化运行

典型工况数据分析毕竟只能是少数的离散工况，为了详细了解配备排汽余热利用系统汽轮机组的运行特性，需要对汽轮机进行变工况核算。本文采用热经济状态方程来进行配置排汽余热利用系统的汽轮机组的变工况计算。[13-14]

通过对电厂一年的运行数据的统计分析，可得到供热期机组一期热网循环水流量趋势图如4所示，一期热网循环水流量趋势图如5所示，全厂所需热负荷如图6所示。

可以看出供热期热网水流量基本可分为三个阶段，在供热初期1号机热网水流量为3000t/h，2号机热网水流量为3500t/h，一期总热网水流量为6500t/h左右;3号机热网水流量4300t/h，4号机热网水流量为4000t/h，二期总热网水流量8300t/h左右。供热中期为高负荷期间，1号机热网水流量为3200t/h，2号机热网水流量为3800t/h，一期总热网水流量为7000t/h左右;3号机热网水流量4800t/h，4号机热网水流量为4200t/h，二期总热网水流量9000t/h左右。供热末期，1号机热网水流量为2500t/h，2号机热网水流量为3000t/h，一期总热网水流量为5500t/h左右;3号机热网水流量3900t/h，4号机热网水流量为3100t/h，二期总热网水流量7000t/h左右。

同理可以由上图看出，在供热初期一期的供热量为600GJ/h，二期为1200GJ/h，全厂总供热量为1800GJ/h左右;在供热中期，一期的供热量为1300GJ/h，二期为1700GJ/h，全厂总供热量为3000GJ/h左右;在供热末期，一期的供热量为650GJ/h，二期为500GJ/h，全厂总供热量为1050GJ/h左右。

由以上统计数据，将含余热利用系统的机组通过热状态方程变工况计算方法进行分析，可得到优化后随供热量变化的机组供热关系曲线。

同样可以得到每台机组的余热系统制热量与机组热网加热器供热量之间关系。对优化后的排汽余热利用系统进行应用，可以得到机组新的供热调峰曲线如图7、8所示，从 中可以看出，优化后机组的调峰范围也增大了很多，从而减轻了冬季电网调峰的压力。

4.结论

大型直接空冷供热机组上采用三段梯级加热热网循环水，随着热网循环水温度的升高，加热的能级也逐渐提高，整个换热环节的效率可大幅度提高。三段梯级充分利用了低品位的排汽余热，实现了换热过程的能级匹配，大大减少换热过程的不可逆损失，提高了经济性。并且相同型号的两台机呈现一高一低不同的运行背压，降低了两台机的平均运行背压，一方面减少了对发电量的不利影响，另一方面通过逐级加热，使传热温差减少，降低了不可逆损失，能源利用效率更高。

本文在通过典型工况数据分析掌握排汽利用系统的设计性能以及前置凝汽器、吸收式热泵的变工况性能的基础上，建立热泵组及全厂优化分析模型，分析计算热泵组变工况运行性能，分析热泵投用后全厂变工况运行性能，获得热泵运行性能与这些边界条件的对应关系，分析不同运行背压、不同热网回水温度下对组整机经济性的影响，获得热泵投用后全厂最优运行方式。最终确定冬季供热工况在各个条件下的抽凝比曲线，可指导热泵机组的优化运行。也为供热机组深度调峰或灵活性改造提供技术支持和依据。

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