浅谈循环水双冷源系统在实践中的应用

杨兆林

（国家电投集团东北电力有限公司抚顺热电分公司，辽宁 抚顺 113009）

我国北方地区冬季寒冷，供暖期长，集中供热范围逐年扩大，运行调节方式直接关系到供热质量。火电厂采用热电联产方式，利用抽汽供热方式进行供暖。对抽汽供热机组进行高背压供热改造，是较为典型的改造方式之一，但缺点是受供热负荷影响，由传统的“以电定热”模式变为“以热定电”模式，使发电负荷的灵活性有所下降［1-2］。

刘依畅等［3］利用配置储热罐缓解电厂的调峰压力，实现了节能减排的效果。孙文彬等［4］对机组高低旁路联合供热投运前后进行了热力性能试验，在结合调峰补偿政策背景下，可提高企业的实际经济效益。李波等［5］对300 MW 机组改造前后的性能变化进行对比，确定改造后节能效果显著。王凤良［6］对供热改造提出了3 个经济性评价方法，并验证了其科学性。KHAN K H 等人［7］通过对双效吸收式制冷机热电联产的研究，发现利用双效吸收式制冷机进行现场热电联产，可减少13%以上的高峰需求，并可节省16%的能源消耗。

在经济发展、暖民政策及热网经济运行等诸多因素的影响下，在供暖初、末期高背压机组热量送不出去的现象越来越明显，机组的发电效益大打折扣。抚顺热电分公司设计了2 台亚临界300 MW抽凝供热机组，在2017 年因供暖面积增加350 万m²，扩容到1 450 万m²。因此，对1#机组进行了高背压供热改造，供暖期采用高背压2×4 级低压转子，纯凝运行更换2×6 级低压转子，更换低压一体化内缸通用供热及纯凝工况。

综上所述，该热电分公司采用了热网背压和水塔循环水在线切换技术（循环水双冷源），有效克服了“以热定电”的矛盾，但双冷源在实际应用中需要综合效益认定，主要包含能耗升高变化、发电效益、安全运行等方面。如果利用得不好，会造成能耗大幅度升高，经济效益下降。

1 凝汽器双冷源技术路线

1.1 系统连接方式

1#机组采用高背压运行模式时，在凝汽器进出口蝶阀前的4 个法兰堵板（DN1800）前，打开单侧（A 侧）循环水管道法兰堵板下方预留的循环水旁路管道的抽头堵板，将A侧循环水供回水预留的旁路管道（DN1000）连接起来并加装电动关断阀，形成双冷源系统，如图1 所示。当需要时，将凝汽器半侧（A侧）循环水投入运行。

图1 凝汽器双冷源系统

1.2 技术参数

表1 为凝汽器水侧主要参数。凝汽器双冷源连接方式在常规运行中，单侧凝汽器运行的最大流量为18 000 t，远大于热网最高流量。凝汽器热网水侧安全门动作压力为0.29 MPa，热网运行的常规压力为0.25 MPa，冷水塔常规运行压力为0.23 MPa，热网侧回水温度（凝汽器进水温度）为40 ℃～50 ℃，最高出水温度为79 ℃；循环水侧进水温度为10 ℃～20 ℃，最高出水温度为79 ℃，对应真空为-54 kPa。由此可见，参数符合运行基本要求。

表1 凝汽器水侧主要参数

1.3 在线切换技术要求及注意事项

凝汽器双冷源系统在线切换最大的危险点，在于两个不同系统存在压力差，不能实现先并列再分裂的无扰切换过程。该系统在切换前必须要先停止一路水源，确认隔离后，再运行到另一路水源。若操作不当，压力高的热网水通过循环水系统排到冷水塔，造成热网失水量超过补水极限，拖垮热网，不仅会发生中断供热事故，也因机组中断冷却水而发生跳机事故。对此，应先隔离再切换。比如热网循环水切换到水塔冷却水的操作过程，先关闭A侧凝汽器热网系统的进出口阀门，断开凝汽器与热网系统水侧的连接，在开启凝汽器本体放水门后，确定阀门无漏泄声或凝汽器压力能下降至0.1 MPa以下且热网补水流量可控，方可逐渐开启循环水进入凝汽器的阀门，完成切换，否则坚决禁止切换；反之亦然。

2 循环水双冷源切换条件

热电联产机组在供暖期为实现发电和供热品质最优，实现安全运行，往往需要克服一些客观制约因素。

2.1 当热网发生漏泄时保证机组安全

高背压机组最大的优点是采用热网循环水作为机组冷却水，没有水塔散失热量，热力循环效率最高。可一旦热网发生大面积漏泄，充满管网的水因漏泄量超供补充水量，压力下降，不能保持管网充满度，闭式循环被打破，循环泵入口汽化，机组因冷却水波动或中断。此时，快速切换冷却水源至循环水系统，可避免诱发低真空保护动作，造成非停事故。

2.2 电网需要增加机组出力，而机组增加出力因热网超供受阻

因电能不能大量存储的特点，电力系统调频稳定性需要电源与用电负荷实时匹配，而且电网事故造成的社会影响远远大于电厂机组的非停事故。因此，国家相关部门出台了一系列保电安全策略和规定，如《东北区域发电厂并网运行管理实施细则》《东北区域并网发电厂辅助服务管理办法实施细则》，这对电厂并网运行机组既是约束也是促进。简而言之，无论电厂自身有什么困难均要遵守规则，保证电网安全。为避免考核产生的巨大经济损失，结合增加发电量产生的效益，双冷源系统在“以热定电”下释放一部分热负荷保证电力供应成为必要的手段之一。

2.3 机组“以热定电”模式下最小安全运行需求

我国北方地区在采暖期，尤其是初、末期，环境温度并非呈线性关系，且昼夜温差大，这就造成了热网需求跟随环境温度的变化和机组发电负荷随电网的变化不能同步的矛盾关系。该热电公司1#机组进行高背压改造后，供暖初、末期近30 d 内经常发生带最小电负荷仍远高于热网需求情况，双冷源改造后才有了灵活调节的手段。

3 双冷源运行方式经济测算

循环水双冷源的缺点中最重要的是能耗升高。因此，必须通过双冷源运行综合经济效益测算，采取合理运行策略，才能实现安全、灵活、经济的运行方式。地区供热负荷与1#机组“以热定电”负荷分别如表2和表3所示。

表2 室外温度对应热网需求量

表3 1#机“以电定热”负荷

3.1 双冷源运行模式对煤耗的影响

抚顺热电分公司2020 年11 月的发电量为28 114万kW·h，1#机组平均负荷为191.4 MW，高背压平均释放热量为1 220 GJ/h（根据性能试验报告折算），双冷源运行模式下实际回收热量为964 GJ/h，去掉2#机组抽汽供热量110 GJ/h，1#机组的损失为366 GJ/h。

在高背压运行方式下，发电煤耗为143 g/（kW·h）左右，纯凝方式下的发电煤耗为399 g/（kW·h）左右。双冷源损失热量为3 66 GJ/h，与1 220 GJ/h 相比，相当于损失1/3 的热量。整体发电煤耗约228.3 g/（kW·h），比纯高背压方式升高了85.3 g/（kW·h）。与2#机合并后，全厂发电煤耗平均升高27.54 g/（kW·h），增加消耗标煤量7 743 t，按当时的市场价格，成本升高了542万元。

3.2 机组接带负荷能力升高创造收益

1#机组采用双冷源方式后，在2020年11月1日至11日，同比增加发电量4 022万kW·h左右，当期边际利润为0.15 元/（kW·h），发电收益增加了603万元左右。该热电公司在2020年11月的发电量与煤耗变化如表4所示，热网运行数据如表5所示。

表4 发电量与煤耗变化

表5 热网运行数据

由表4 和表5 可知，在不同的发电负荷和双冷源冷水塔阀门开度下，发电煤耗与负荷不是正比关系，而是阀门开度越大，散失热量越多，煤耗越高，经济损失越大。

4 双冷源经济运行方式探讨

通过上述分析，建议双冷源运行方式如下：

1）在2台机组总出力能满足电网需求时，尽量采取电负荷偏差调节模式，最大程度回收高背压热量；

2）双机运行时，在1#机组双冷源循环水侧阀门未关闭时不要开启2#机组抽汽供热；

3）当电网根据两个“细则”抽查旋转备用时，可短时间投入双冷源增加1#机组的发电负荷；

4）当热网发生重大漏泄，不能维持热网回水压力时，要紧急投入双冷源运行。

5 结论

本文从抚顺热电分公司1#机组高背压加循环水双冷源改造后实践应用视角出发，对双冷源运行模式进行了探索分析，结论如下：

1）循环水双冷源是在高背压发电负荷受阻或热网大面积漏泄时，采取的紧急保护机组安全措施，不是常规运行手段；

2）双冷源切换时，由于压力温度参数不能完全匹配，必须采用先隔绝再切换的顺序，严守安全第一原则，否则会扩大事故；

3）循环水双冷源系统影响能耗升高与增加发电量效益对比不是很清晰，目前受人为干预操作局限性较大。