燃煤热电机组适应性供热技术应用

山西国锦煤电有限公司 赵 明 太原理工大学电气与动力工程学院 刘嘉乐

近年来，我国新能源快速发展，局部装机占比过大，火电厂需要降低负荷为其腾出消纳空间[1-2]。但火电厂“以热定电”的传统运行方式，使供热和新能源消纳的矛盾日益凸显，因此越来越多的机组进行了供热增容改造。目前供热增容改造技术主要包括高背压供热、低压缸零出力供热、高中压缸旁路供热等[3-5]。高背压供热利用低压缸排汽加热循环水，冷源损失降低，供热经济性最高；但热电耦合特性加重，运行灵活性差，无法参与新能源消纳。低压缸零出力供热仅向低压缸通入少量冷却蒸汽，以实现采暖抽汽最大化；供热经济性较好，且一定程度上弱化了机组热电耦合特性。高中压缸旁路供热利用供热蒸汽不进入汽轮机实现最大程度的热电解耦，供热能力强；但经济性差，且对设备运行可靠性要求高。

1 机组概况

山西国锦煤电有限公司位于山西省交城县境内，一期工程为2×300MW亚临界空冷的热电联产机组，配置2×1070t/h循环流化床锅炉。汽轮机为双缸双排汽、一次中间再热、抽凝式直接空冷型式。给水回热系统共7级，为3高加+1除氧+3低加型式，低加疏水逐级回流，除氧器滑压运行。

国锦电厂同步向太原市和交城县供热，其设计供热方式为五段采暖抽汽供热。随着两地经济建设的迅速发展，为提升机组的调峰灵活性和供热能力，电厂已先后对1、2号机组完成高背压供热、低压缸空载供热改造。针对远期供热规划，计划对2号机组进行高低压旁路联合供热改造。该电厂一次热网循环水系统如图1所示，两地热网回水混合后依次流经1、2号热网凝汽器，再分别流向对应的热网加热器后对外供热。其中1、2号热网凝汽器汽源分别为1、2号机组低压缸排汽，交城、太原热网加热器的高温蒸汽来自于两机组的五段抽汽；加热器均设置有旁路管道，均可被安全切除。

图1 一次热网循环水流程图

2 智能化适应性供热模式

2.1 适应性供热模式

在初寒期→严寒期→末寒期的全供热工况下，供热需求随环境温度不断变化。仅使用单一供热模式时，热电机组会存在以下问题：初末寒期供热需求较低，只进行了低压缸空载或高低压旁路联合供热改造的机组抽汽参数高，能量损耗较大，供热经济性低；严寒期只进行了高背压供热改造的机组供热能力不足。因此热电厂应根据供热需求和锅炉负荷合理选择供热模式。燃煤热电机组智能化适应性供热系统包括A～F6种供热模式，1#机组分别为：A乏汽供热、B抽乏汽供热、C空载供热、D抽汽高背压供热、E空载供热、F空载供热；2#机组分别为：A高背压供热、B抽汽高背压供热、C抽汽高背压供热、D空载供热、E空载供热、F高低旁供热。

模式A：双机高背压供热。1号机组背压较低(约14kPa)，2号机组背压较高(约32kPa)，梯级利用两台汽机乏汽热量。该模式仅适用于初末寒期，热负荷需求很低，两地供水温度均低于70℃的情况下；模式B：双机抽汽高背压供热。在模式A基础上关小低压缸进汽蝶阀，开大采暖抽汽蝶阀，利用两台机组的五段抽汽继续加热循环水；模式C、D：单机抽汽高背压+单机空载供热。这两种模式下，单台机组保持抽汽高背压供热运行。另一台机组投入罗茨真空泵，并调节空冷风机列数和频率以降低机组背压，并仅向低压缸通入约80t/h的冷却流量，实现采暖抽汽量提升；模式E：双机空载供热。该模式下两台机组均仅在空载工况下运行，两台热网凝汽器均被切除；模式F：单机空载+单机高低旁供热。在模式E的基础上增加2号锅炉出力，通过高低压旁路增加供热蒸汽量，不改变高压缸进汽量，在不影响电负荷的前提下实现供热能力的提升。

2.2 不同模式的最大供热能力

上述供热模式的本质区别在于运行背压和抽汽位置不同。根据不同背压下低压缸的最小排汽流量，计算不同位置的最大抽汽流量，即可得到机组的最大供热能力。其中低压缸最小排汽量与背压关系如图2所示。供热期国锦电厂还承担了共计249.1t/h的工业抽汽，将其平摊至两台机组后，计算最大连续蒸发量（TMCR）下不同模式的最大供热能力，结果详见图3。

图2 不同背压下的低压缸最小排汽量

图3 不同供热模式的最大供热量和发电量

可以看出，相同锅炉负荷下模式A→F的最大供热能力逐渐增加而发电量逐渐减小。因此，采暖抽汽位置越靠前供热蒸汽参数越高、机组的供热能力越强，但发电量会减小、即经济性降低。其中模式C、D只是1、2号机组运行模式互换，最大供热能力和发电量基本一致。当模式B供热能力不足需切换至供热能力更高的模式时，一般选择模式C。此时1号机背压由较低的14kPa降至4kPa，相较于D模式下2号机由32kPa降至4kPa，运行工况变动较小，更为安全。F模式下两台机组供热能力达到最大，约1105MW，在保证最大工业抽汽的前提下，供热面积可达2450万平方米，可满足远期供热规划。

3 智能化适应性供热系统

3.1 适应性供热策略

适应性供热思路为：首先根据燃煤锅炉的实时蒸发量求出各模式的当前最大供热量，在模式最大供热能力满足热力公司所下发供热负荷需求的基础上，选择发电量最大的模式，称其为最优模式；然后根据当前系统所处模式判断需进行模式间切换或模式内优化，并给出相关建议；最后运行人员根据提示执行相关操作。若六种供热模式均无法满足供热需求，则在适应性供热界面中显示“机组供热极限不满足需求”。

3.2 当前供热模式判别

图4 适应性供热技术思路

表1 测试结果

表2 优化供热参数

适应性供热系统需自动识别当前供热模式。若当前模式不是最优模式时则建议进行模式间切换。比较当前供热出力和热负荷需求，若当前出力大于需求则选择较低供热出力模式；若当前出力小于需求，则选择较高供热出力模式；并在燃煤热电厂智能化适应性供热界面中显示具体应切换至何供热模式，以及切换的顺控步骤。同时在模式切换完成两小时内不再给出切换建议，避免频繁操作。

若当前模式是最优模式，则比较至太原、交城一次热网的出水温度和热力公司要求的供热温度。若出水温度与供热温度间的差值小于供热温度偏差限值2℃时，则不进入进行模式优化；若出水温度与供热温度间差值大于该限值，则进行模式内优化计算，给出调整建议。不同供热模式采暖抽汽位置及运行背压不同，因此优化的运行参数也不同。如将背压调整至某值、将抽汽量调整至某值、将蒸发量调整至某值等，并在适应性供热界面中显示。

3.3 适应性供热技术应用效果

本技术应用在国电智深DCS系统上完成系统搭建。

在当前运行模式为C，太原、交城热网调度循环水量分别为8000t/h和4000t/h，1、2号机组蒸发量分别为720t/h和765t/h的工况下，通过改变太原、交城热网调度供水温度，测试适应性供热系统的有效性（表1）。通过测试结果可看出，随着太原、交城热网调度水温的升高，最优模式依次从模式A升至模式F。若当前模式不是最优模式时，适应性供热系统提示模式切换、顺控方向和步骤。若当前模式是最优模式时（如测试4、5组），适应性供热系统提示模式优化及优化供热参数，包括1、2号机向太原和交城热网供汽量、优化背压及优化发电量，如表2所示。实验结果表明，该适应性供热系统能够实时准确地根据系统状态自动选择模式切换或运行参数优化，使供热负荷与供热需求间误差不超过1%。