330MW機組高再抽汽供熱改造經濟性評價

劉桂生 任志平 馮志剛

（國電諫壁發電廠，江蘇 鎮江 212006）

330MW機組高再抽汽供熱改造經濟性評價

劉桂生 任志平 馮志剛

（國電諫壁發電廠，江蘇 鎮江 212006）

描述了國電諫壁發電廠300M W機組高再抽汽供熱改造情況，指出了《火力發電廠技術經濟指標計算方法》中規定的供熱機組供熱比計算方法以及焓降法、熱量法在供熱機組經濟性評價中的局限性，提出了供熱機組經濟性評價方法，為機組發電、供熱成本的核算和供熱改造的經濟性評價提供比較準確的依據。

330M W機組；供熱改造；性能試驗；經濟性評價

一、抽汽供熱改造基本情況

國電諫壁發電廠7～10號機組是在早期國產300MW機組的基礎上，經汽輪機通流部分改造而成的N330-165/535/535型亞臨界中間再熱凝汽式汽輪機。2007年至2008年，電廠抓住鄰近的工業園區工業用汽需求量越來越大的機遇，動態投資1235萬元，對四臺機組實施供熱改造，每臺機組從再熱器熱段抽汽66t/h，從給水泵中間抽頭母管抽出的減溫水量14t/h，經減溫減壓后滿足供汽參數的要求，最終通過供熱母管向用戶供出80t/h的蒸汽。

1.改造關鍵技術

原機組額定出力為330MW，由原設計單位提供了在設計背壓下300MW、270MW、240MW、180MW下抽汽66t/h的熱平衡圖。同時校核確認：7～10號機組在不同工況下的汽輪機軸向推力都在推力軸承承受范圍內；高壓缸葉片壓力均低于設計最大載荷壓力，中壓缸和低壓缸的葉片受力低于設計值；每臺機凝汽器多補水80t/h，目前化水的制水能力、補水泵的出力和補水管線的口徑已足夠滿足因供汽而增加的補水量的需求；給水泵中間抽頭流量增加14t/h水作供熱減溫減壓器減溫水是可行的；凝結水泵增加流量可行。

2.改造后運行情況

改造后經試驗各工況點試驗參數與熱平衡圖提供的參數相比基本吻合，在AGC調節工況下，主機的軸位移、推力瓦溫及各監視段壓力等均在正常范圍內。在最大供汽流量（80t/h）下，接帶最高負荷值折算到設計背壓工況下可帶315MW長期運行，影響負荷約15MW左右。為滿足最大抽汽供熱量及供熱參數，一般要求負荷在180MW以上。

二、問題的提出

在熱電聯產中，對如何科學合理的計算熱力產品（供熱）成本是企業必須要研究的課題。在供熱改造后，機組在利用熱能發電的同時向用戶提供具有一定壓力和溫度的蒸汽，企業在機組供熱改造經濟性評價和核算熱電產品的成本時需要一個分攤熱、電成本的比例，即供熱比，有了確定的供熱比，就可以分別核算供熱的變動成本和固定成本，為供熱定價提供成本數據。

企業通常會依據《火力發電廠技術經濟指標計算方法》（DL/T 904-2004）中規定的供熱機組供熱比計算方法進行計算，供熱比是指統計期內機組用于供熱的熱量與汽輪機熱耗量的比值，即：

式中：α——供熱比；Qgr——供熱量；Qsr——汽輪機熱耗量；Dr——供熱抽汽量；D0——汽輪機進汽量；ir——汽輪機抽汽焓；ih——熱網回水焓；如無回水，則ih為0；io——汽輪機進汽焓；ifw——鍋爐給水焓；Dzr——再熱蒸汽流量；irz——再熱蒸汽出口焓；ilz——再熱蒸汽進口焓。

企業生產實踐中，熱量法有很大的局限性，對具有回熱系統的機組，公式中用到的再熱蒸汽流量Dzr一般不直接測量和統計，所以機組吸熱量Qsr實際無法計算。因此，《火力發電廠技術經濟指標計算方法》中（127）公式也就無實際意義，使得供熱機組的發電、供熱煤耗率無法確定。

三、常規熱平衡計算分析方法的局限性

依據熱平衡設計圖計算，供熱前機組每小時發電30萬kW·h，需消耗92.35t標煤，計算供電煤耗324g/ kW·h。每小時供熱80t/h(其中抽汽66t/h，加減溫水14t/h)，同樣發電30萬kW·h，主蒸汽流量需增加64t，需消耗98.79t標煤，計算供電煤耗314.3g/kW·h。

1.焓降法

焓降法是按供熱抽汽的實際焓降不足與新汽焓降之比來分配總熱量，把冷源損失歸于發電，由于供熱帶來的效益全部歸于供熱。即供熱前后機組供電煤耗324g/kW·h不變，計算出供熱用標煤6.44t，供熱煤耗率26.75GJ。此法下供熱、發電的冷源損失和不可逆損失沒有分攤到供熱，相應的發電煤耗和成本高于實際值，供熱煤耗率偏低，違反了熱力學第一定律（按熱力學第一定律，且轉換效率達100%，供熱煤耗率至少應是34.16kg/GJ）。

2.熱量法

熱量法是將熱電廠的總耗熱量按熱電廠生產的熱量和電量的比例來分，該法是建立在熱力學第一定律的基礎上，從熱能數量利用的觀點來分配總耗熱量，按所耗熱量的比例來計算熱電比。該法認為熱電聯產的熱力發電沒有冷源損失和不可逆損失，這部分損失全部用來對外供熱。即把冷源損失歸于供熱、好處歸于發電，在此法下計算的發電煤耗偏低。

供熱80t/h(其中抽汽66t/h，加減溫水14t/h)，同樣發電30萬kW·h，主蒸汽流量需增加64t，計算需消耗98.79t標煤。其中計算供電煤耗314.3g/kW·h，比供熱前降低了9.7g/kW·h，發電用89.59t標煤；供熱用標煤9.2t，供熱煤耗率115kg標煤/t汽（38.22kg/GJ）（圖1）。

表1 330MW機組熱平衡圖示數據

一般熱平衡圖中機組補水率為0，而實際運行中，機組供熱80t/h，凝汽器多補水80t/h，補水率提高8%左右，根據耗差分析，約影響煤耗3.2g/kW·h，這明顯不符合實際。

因此，焓降法和熱量法在生產應用中均存在缺陷，為此提出依據GB8117-87《電站汽輪機熱力性能驗收試驗規程》，通過對機組進行性能試驗分析，再對補水率對機組供電煤耗率的影響進行修正，為供熱改造后熱電聯產機組進行經濟性評價和核算。

四、供熱改造后機組經濟性評價方法

1.計算方法說明

試驗基準為負荷基準，計算以主蒸汽流量為基準，通過流量平衡，推算出主給水流量，然后通過整個高加回熱系統的流量平衡和能量平衡計算得出各級抽汽流量、再熱蒸汽流量；軸封漏汽、軸封供汽等輔助流量測量比較困難，因此軸封漏汽、閥桿漏汽流量參考設計值。最終得出機組的試驗熱耗。計算熱耗率：

式中：Dm——主蒸汽流量，t/h；Dr——再熱蒸汽流量，t/h；Df——給水流量，t/h；Dcr——冷再熱蒸汽流量，t/h；Dshs——過熱器減溫水流量，t/h；Drhs——再熱器減 溫水流量，t/h；hm——主蒸汽焓，kJ/kg；hhr——熱再熱蒸汽焓，kJ/kg；hcr——冷再熱蒸汽焓，kJ/kg；hfw——給水焓，kJ/kg；hshs——過熱器減溫水焓，kJ/kg；hrhs——再熱器減溫水焓，kJ/kg；Nel——發電機功率，MW。

供電熱電比:krd=Qg/（3.6×Nf×(1-ηcy/100)）×100

熱 效 率 :η=ηgl/100×ηgd/100×ηjc/100×（1+ kfd/100-ηcy/100）×100

供電煤耗率：b=（Qx-Qg）×103/（29.271×ηgl× ηgd×（1-ηcy）×Nf）

式中：b——供電煤耗率，g/kW·h；Qx——機組吸熱量，GJ/h；Qg——機組供熱量，GJ/h；ηgl——鍋爐效率，%；ηgd——管道效率，%；ηcy——廠用電率，%；Nf——發電功率，MW。

綜合標煤耗：B=(Qg+Nf×3.6)/(ηxz/100×Qbm)×1000

計算時，鍋爐效率來自同時進行的鍋爐效率試驗（92.44%），管道效率取98.5%。

2.試驗主要結果分析與說明

試驗計算主要依據GB8117-87《電站汽輪機熱力性能驗收試驗規程》；水和水蒸氣性質表IAPWSIF97；《N330-16.7/535/535型汽輪機熱力特性》和《火力發電廠技術經濟指標計算方法》（DL/T 904-2004），該標準主要依據熱量法對熱和電兩類參數進行分配計算，主要是“好處歸電”的方法。該方法簡便實用，是目前我國普遍采取的計算統計方法。

試驗結果1：不同負荷、不同供熱流量下的供電煤耗率變化特性曲線圖1。

圖1 供熱抽汽流量-供電煤耗特性曲線

試驗結果2：不同負荷、不同供熱流量下的綜合供電煤耗率變化特性曲線圖2。

圖2 供熱量-綜合供電煤耗變化特性曲線

說明：比較機組性能試驗結果，與實際完成值之間存在一定差距，原因主要是機組補水率提高較多，對煤耗率的影響未考慮，不可勿略。根據耗差分析，機組補水率每提高1%,約影響煤耗0.4g/kW·h。整理出機組供熱量－供電煤耗變化量特性曲線圖3。

圖3 機組供熱量-供電煤耗變化量特性曲線

五、結語

供熱對機組煤耗的影響，不僅與供熱量的大小有關，而且與供熱時機組負荷率有較大關系。依據機組性能試驗結果繪制出機組在不同負荷、不同供汽量下供電煤耗率變化特性，從而為機組發電、供熱成本的核算和供熱改造的經濟性評價提供比較準確的依據。供熱有較好的經濟效益，是企業應對發電負荷率不足，提高熱能綜合利用效率，節能降耗的一個重要舉措。

文獻標識碼：B 文章編號：1671-0711（2016）06-0018-03