邓伟;张燕平
【摘 要】通过建立基于热平衡法的热力分析模型,对某600 MW凝汽式汽轮发电机组的抽汽供热改造方案进行了热经济性分析.计算了非供热工况、再热冷段抽汽供热工况、再热热段抽汽供热工况下机组的发电功率、热耗率、发电煤耗率等指标,并对比了不同供热工况、不同供热抽汽流量下机组的热性能.研究结果表明:该机组采用再热蒸汽供热,热经济性好,且在最大供热抽汽流量运行时发电煤耗率最低;相比于再热热段抽汽供热方案,再热冷段抽汽供热方案的发电功率和发电煤耗率较大.%By constructing a thermal analysis model based on heat balance method,the paper analyzes thermal economy of the extraction and heat supply reconstruction scheme for one 600 MW condensing steam turbine generator unit.It calculates indicators including generated power,thermal consumption rate,coal consumption rate and so on of the unit under different working conditions of non-heat-supply condition,low-temperature reheat steam tube extraction and heat supply,high-tem-perature reheat steam tube extraction and heat supply.Meanwhile,it compares thermal performance of the unit under dif-ferent heat supply conditions and different heat supply and extraction flow. Research results indicate thermal economy of the unit is better as it adopts reheat steam for heat supply and coal consumption rate is the lowest as the unit is running with the maximum heat supply and extraction flow.Compared with generated power and coal consumption rate of the high-tem-perature reheat steam tube extraction and heat supply scheme,that of the low-
temperature reheat steam tube extraction and heat supply scheme is larger.
【期刊名称】《广东电力》 【年(卷),期】2018(031)001 【总页数】5页(P25-29)
【关键词】热电联产;再热热段抽汽供热;再热冷段抽汽供热;热平衡法;发电功率;发电煤耗率
【作 者】邓伟;张燕平
【作者单位】武汉都市环保工程技术股份有限公司,湖北 武汉430071;华中科技大学 能源与动力工程学院,湖北 武汉430074 【正文语种】中 文 【中图分类】TK219
热电联产是发电企业降本增效的重要途径，在各国发电行业中广泛应用[1]。欧盟从2003年开始试行《欧盟热电联产指令》草案 [2-3]，从法律层面鼓励发展热电联产。美国能源法中明确要求电力公司必须购买热电厂的电力产品，美国计划2020年前使小型热电联产电站发电量达到全美总发电量的29%[4-5]。日本从20世纪70年代开始大力发展分布式热电联产，2012年热电联产总装机规模已达到9.852 GW[6]。
我国热电产业发展的一个重要特点是对凝汽式汽轮机进行抽汽改造，实现热电联产。20世纪80年代，江苏某电站成功将凝汽式汽轮发电机组改为抽汽式汽轮供热机
组[7]，年平均节约煤耗约5 ×103 t。吉林白城发电厂对100 MW凝汽式汽轮发电机组先后进行了低压进汽管打孔抽汽改造和低真空供热改造，每年可节约标煤约2 ×104 t[8]。国电科学技术研究院对某200 MW机组进行了中低压联通管抽汽供热改造和低真空改造，大幅提高了机组供热能力[9]。文献[10]对江苏省135 MW及 300 MW 凝汽式汽轮发电机组改供热后的经济性进行了评价。文献[11]以600 MW凝汽式汽轮发电机组改供热机组为例，分析了不同抽汽工况下机组的热经济性。
本文针对某600 MW凝汽式汽轮机组抽汽供热改造，定量分析了不同供热蒸汽流量对机组电功率、煤耗率等热经济性指标的影响，认为从高温再热管道上开孔抽汽是对象机组最经济的供热改造方式。 1 供热方案
某电厂600 MW发电机组的汽轮机为N600-24.2/566/566型超临界、单轴、一次中间再热、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，由上海汽轮机厂制造。该电厂计划给相邻的钢铁厂供应蒸汽，要求电厂供热接口处蒸汽参数达到压力1.8 MPa、温度280 ℃、流量20～100 t/h。由于机组已经投运，改造汽轮机本体时，在汽缸上开孔抽汽并不现实，而从再热蒸汽管道上抽汽最为合适。具体方案有：方案A——再热热段抽汽供热方案，如图1所示；方案B——再热冷段抽汽供热方案，如图2所示。
图1 方案A——再热热段抽汽供热方案Fig.1 Scheme of high-temperature reheat steam tube extraction and heat supply(scheme A)
图2 方案B——再热冷段抽汽供热方案Fig.2 Scheme of low-temperature reheat steam tube extraction and heat supply(scheme B) 2 计算方法
计算分析包括4个工况，即主蒸汽流量分别为1 800 t/h、1 677 t/h、1 500 t/h、
1 220 t/h。针对每个工况，分别计算不同抽汽方式、不同抽汽量下的发电功率和发电煤耗率。 2.1 抽汽参数
汽轮机进行抽汽改造后，流经供热抽汽后各级的蒸汽量变少，因此要利用汽轮机变工况理论对抽汽工况进行分析。变工况理论的基本原理是弗留格尔公式，通过抽汽前后蒸汽压力和流量的关系算出抽汽口压力。计算式为
式中：D1,0、D1分别为基准工况、变工况的蒸汽流量，p1,0、p1分别为基准工况、变工况的抽汽口压力。 各级抽汽口蒸汽比焓
式中：h0为主蒸汽比焓，h1,0为基准工况抽汽口蒸汽比焓，为主蒸汽压力。 根据抽汽改造后的各级抽汽压力、比焓等参数，计算高压加热器、低压加热器、除氧器的内压力和给水系统参数。该计算在文献[12]中有详细叙述，本文不再赘述。 2.2 电功率
汽轮机供热改造后，在汽轮机内做功的蒸汽流量减少，汽轮机的实际内功也相应减小，机组发电量随之降低。 汽轮机实际内功
式中：αj为第j级抽汽系数，根据热平衡法确定；Δhj为第j级抽汽在汽轮机的实际焓降；αc为凝汽系数；Δhc为凝汽在汽轮机的实际焓降；z为回热抽汽级数。 汽轮机电功率
Pe=D0wiηmηg/3 600.
式中：D0为主蒸汽流量，ηm为机械效率，ηg为发电机效率。
2.3 发电煤耗率
对于供热改造机组，采用热量分配法分别计算供热和发电两部分热耗量，然后得到发电效率和发电标准煤耗率。 供热部分热耗量
式中：Qh为热电厂送出的热量，Q为供给热用户的热量，ηb为锅炉效率，ηp为管道效率，ηhs为热网效率。 发电部分热耗量 Qtp(e)=Qtp-Qtp(h)， 式中Qtp为机组总热耗量。 发电效率
发电标准煤耗率
3 计算结果与分析
3.1 发电功率与供热抽汽量的关系
图3、图4分别反映了2种抽汽供热改造方案在6种工况下的发电功率。 图3 方案A电功率与供热蒸汽流量的关系Fig.3 Relations of electric power and heat supply steam flow in scheme A
图4 方案B电功率与供热蒸汽流量的关系Fig.4 Relations of electric power and heat supply steam flow in scheme B
由图3和图4可见：流经汽轮机的蒸汽流量越大，汽轮机发电功率越高；在同一主蒸汽流量下，机组在凝汽工况下的发电功率最高，在最大抽汽流量(100 t/h)下的发电功率最低；机组发电功率与进入汽轮机做功的蒸汽流量呈正比关系。计算表
明，600 MW超临界汽轮发电机组供热改造后，抽汽流量每增加10 t/h，机组发电功率减小约3.5 MW。
3.2 发电煤耗率与供热抽汽量的关系
图5、图6分别显示了2种供热改造方案在6种工况下的发电标准煤耗率。 图5 方案A发电煤耗率与供热蒸汽流量的关系Fig.5 Relations of coal consumption rate and heat supply steam flow in scheme A 图6 方案B发电煤耗率与供热蒸汽流量的关系Fig.6 Relations of coal consumption rate and heat supply steam flow in scheme B
由图5和图6可见：机组发电煤耗率与流经汽轮机的蒸汽流量呈反比关系，供热工况下的煤耗率普遍比凝汽工况下的煤耗率低。众所周知，汽轮机最大的热量损失在于排汽冷凝损耗，而供热改造后，一部分蒸汽被抽出供热，排汽量减小，汽轮机冷端损耗和热耗降低，使煤耗减少。计算发现，600 MW机组供热改造后，抽汽流量每增加 10 t/h， 发电标准煤耗率减小0.5～1.0 g/kWh。机组在额定蒸汽流量下，供热抽汽流量越大，则发电煤耗越低，实现高效率运行。 3.3 2种供热改造方案的比较
以供热抽汽流量典型值80 t/h为例，计算主蒸汽流量分别为1 800 t/h、1 677 t/h、1 500 t/h、1 220 t/h时，2种抽汽供热改造方案的热经济性指标，结果见表1。
表1 各计算工况下的抽汽参数Tab.1 Extraction steam parameters in different calculation conditions主蒸汽流量/(t·h-1)抽汽压力/MPa冷再抽汽热再抽汽抽汽温度/℃冷再抽汽热再抽汽抽汽比焓/(MJ·kg-1)冷再抽汽热再抽汽18004 2843 856308 9566 02 97803 596316774 0473 642303 4566 02 97013 598315004 0453 640303 1566 02 96953 598312203 0152 714279 3566 02 93953 6067 对于方案B，由于进入锅炉再热器的蒸汽流量降低，会导致再热器超温，因此将增
加再热器减温水流量纳入计算中，以保证再热器出口不超温。计算过程中，保持主蒸汽流量不变，各工况下2种抽汽供热方案的热经济性指标见表2，发电功率和发电煤耗率结果如图7、图8所示。
表2 各计算工况热经济性指标Tab.2 Thermo-economic index in different calculation conditions主蒸汽流量/(t·h-1)汽耗率/(kg·kW-1h-1)冷再抽汽热再抽汽发电热耗率/(MJ·kW-1h-1)冷再抽汽热再抽汽发电效率/%冷再抽汽热再抽汽18002 952 978 162478 1006144 1044 4416772 952 978 188398 1351243 9644 2515002 942 988 265958 2491343 5543 6412202 892 928 341208 2631643 1643 57
图7 抽汽流量为80 t/h工况下的发电功率Fig.7 Generated power with 80 t/h extraction steam flow
图8 抽汽流量为80 t/h工况下的发电煤耗率Fig.8 Coal consumption rate with 80 t/h extraction steam flow 从表2、图7和图8可以看出：
a)与纯凝工况相比，2种抽汽供热改造方案都大大降低了机组煤耗率，提升了机组的运行效率，提高了机组经济性。这是由于供热蒸汽外供，没有完整地参与汽水循环过程，不存在冷端损失，因此供热机组效率提高；另一方面，由于供热蒸汽不再进入中低压缸做功，导致供热机组发电功率低于纯凝工况。
b)在低主蒸汽流量工况下，抽汽供热方案可节省的煤耗更高，此时机组的热电比更大，可见热电比越大机组煤耗越低。
c)方案B比方案A的发电功率大。这是因为方案B考虑了一定量的再热器减温水，这部分减温水最终成为再热蒸汽的一部分进入中低压缸做功，因此发电功率有所升高。
d)与方案A相比，方案B的发电煤耗率略高。这是由于再热冷段抽汽后，进入锅
炉再热器的蒸汽流量减少，再热蒸汽热段会超温，将再热器减温水纳入考虑以控制热再蒸汽温度。减温水的加入导致热量损失，机组效率下降，热耗增大，煤耗升高。 4 结论
a)供热改造后，机组的发电量、发电煤耗率会降低，实现高效率、高经济性运行，且机组在低主蒸汽流量(即低负荷)时所节省的煤耗更多。热电联产机组热电比越大，煤耗越低。
b)对于方案B，为减少热量损失，不推荐投入再热器喷水减温，而应采用其他方式控制再热蒸汽温度，比如烟气挡板。
c)在同样的主蒸汽流量下，机组发电煤耗率与供热抽汽流量呈反比，供热量越大，煤耗越小。因此建议机组在最大供热量下运行，此时效率最高，经济性最好。 d)对于类似级别的发电机组，应从经济和安全两个角度考虑供热改造方案，如再热蒸汽超温、末级最小蒸汽量限制、汽轮机轴向推力改变等问题。
e)对于同类型机组，本文提出的改造方案和建议适用于蒸汽压力1.8～4.0 MPa、温度约300 ℃、用汽量100 t/h以下的供热需求。若蒸汽压力低于1.8 MPa，可以考虑从三段、四段回热抽汽管道上进行开孔抽汽。 参考文献：
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