化工區多熱源協同供熱成本和優化分析

曾雪峰 薛明華 黃偉棟

1.國家電投集團廣東電力有限公司 2.上海明華電力科技有限公司 3.上海漕涇熱電有限責任公司

0 前言

工業蒸汽熱網是化工、制藥等產業園區的重要公用基礎設施，建設集中式供熱系統取代各企業自建的小型鍋爐是當前的趨勢。此模式不僅可以顯著降低企業使用蒸汽的成本，提高供熱可靠性，更有利于保護園區環境，減少碳排放[1,2]。位于上海金山區的上海化學工業區是我國最具規模的化學工業園區，園區集聚了眾多在國際上有影響力的化工企業，由于化工企業對供熱蒸汽品質有著極高的要求，本著節能、環保、減碳和資源循環利用這一原則，上海化學工業區采用了集中供熱模式。目前供熱蒸汽來源是位于化工區內的一座9F 級燃氣輪機電廠和一座超超臨界燃煤電廠，其中燃機電廠除有燃氣輪機聯合循環供熱，還有燃氣鍋爐作為備用蒸汽來源。目前高壓供熱蒸汽參數為：壓力4.4±0.1 MPa，溫度263±10 ℃。中壓供熱蒸汽的參數為：壓力2.2±0.1 MPa，溫度216±10 ℃。日常高壓和中壓供熱蒸汽負荷接近600 t/h的水平。

由于電力生產的特點，隨著熱電負荷的變化，燃氣輪機和燃煤電廠供熱成本不可能始終保持在經濟負荷下運行[3]。因此，在多熱源協同供熱，熱網負荷發生一定變化時，在確保熱網運行的安全性、可靠性和經濟性以及機組安全發電的前提下，對各熱源的供熱負荷進行優化分配十分必要。

目前國內外熱電負荷優化分配的主要應用對象是同一類型機組電廠，廣大學者與工程師對此也進行了廣泛研究，在數學模型和優化算法兩方面都取得了一定成果[4,5]，但往往存在目標函數、約束條件和優化算法過于復雜等問題，不能得到有效的電廠運行指導方式[6]。從所查閱的文獻看，對于多熱源協同供熱的不同類型電廠開展供熱負荷分配的研究較少。

本文研究工業熱網多熱源協同供熱成本計算和供熱優化問題，采用微增利潤法計算多熱源的供熱成本，當工業熱網供熱量需求發生變化，對多個熱源電廠之間的供熱負荷優化分配，在保證各用戶供熱質量的前提下，結合熱網的拓撲結構與熱負荷情況，合理分配多個熱源間的供熱比，以達到經濟效益最大化的目標。

1 多熱源機組微增利潤法原理和方法

位于化工區的燃機聯合循環電廠擁有2 臺GE公司設計制造的9F 型聯合循環熱電聯供機組和3臺燃氣鍋爐。聯合循環機組采用雙軸布置，余熱鍋爐不補燃。當蒸汽輪機供熱量過大，同時燃機負荷偏低，導致蒸汽輪機負荷過低時，將對燃機負荷進行干預。如受天然氣或電調限制，將啟動燃氣鍋爐增加供汽量。在實際運行中優先滿足化工區熱用戶的供熱需求，也承擔一定的電網調峰任務。3 臺燃氣鍋爐為臥式布置、單鍋筒、自然循環鍋爐。鍋爐前部為水平布置的爐膛，四周布滿膜式水冷壁，煙道內布置蒸發受熱面、過熱器、省煤器。燃氣鍋爐主要運行在出現供熱不足的情況下，從熱備狀態到滿負荷運行僅需幾分鐘時間。

供熱蒸汽分為高壓和中壓蒸汽，高壓蒸汽來源主要有三處：一是余熱鍋爐新蒸汽經由高壓減溫減壓裝置供汽；二是蒸汽輪機一段抽汽；三是燃氣鍋爐主供汽。中壓蒸汽來源主要也有三處：一是余熱鍋爐中壓過熱蒸汽；二是蒸汽輪機二段抽汽；三是燃氣鍋爐主供汽經由中壓減溫減壓裝置供汽。

燃煤機組為百萬超超臨界壓力機組，其中鍋爐型式為超超臨界參數變壓運行螺旋管圈直流爐、一次中間再熱、采用單爐膛，單切圓燃燒方式、平衡通風、露天布置、固態排渣、全鋼結構、全懸吊結構塔式鍋爐。汽輪機型式或超超臨界、一次中間再熱、單軸、四缸四排汽、雙背壓、凝汽式、八級回熱抽汽。高壓供熱汽源來自汽機一段抽汽或者新蒸汽，中壓供熱汽源來自汽機二段抽汽。

本文計算多熱源機組的供熱成本，以利潤為目標函數，僅考慮燃料成本，不考慮其他諸如經營、人工、損耗等相關成本。燃料成本是計算的關鍵基礎，其他成本的影響需在目標函數的關系式上乘以或除以相關系數即可。

目標函數中利潤成本可用圖1表示：

圖1 利潤成本關系圖

目標函數中利潤成本的數學關系式：

式中：M——利潤

Qd——機組發電量

Pd——上網電價

（2）節假日因素。節假日對于用戶以及企業用電都有很大的差別，我們在處理時將其離散化，0表示工作日，1表示節假日。

Qr——機組供熱量，

Pr——供熱單價

Qm——燃料量

Pm——燃料單價

由于機組在實際運行中的負荷變化有序平穩，一般情況下，不會出現劇烈的負荷波動，因此，本文采用微增利潤最大的方法計算機組利潤（供熱成本），其核心思想是假設1 h增加1 t供熱量，計算供熱蒸汽來自不同汽源點時的發電量、燃料量的變化量，從而得出增加1 t蒸汽獲得的利潤。利潤微增公式見式（2）。

式中ΔM 是增加供熱蒸汽后利潤微增量。下標1 表示增加高壓或中壓供熱1 h 增加1 t 后發電量、熱量、燃料量值，下標2 表示未增加供熱的機組發電量、熱量、燃料量。以9F 型熱電聯供聯合循環機組工作流程為例：天然氣進入燃氣輪機內部燃燒發電，燃氣輪機排氣至余熱鍋爐，加熱余熱鍋爐中的水，產生新蒸汽推動蒸汽輪機發電，同時可由蒸汽輪機進行高壓抽汽和中壓抽汽。由該工作流程可知，余熱鍋爐出口新蒸汽流量是聯系燃氣輪機和蒸汽輪機的重要參數，可依據該中間變量建立聯合循環機組天然氣燃料消耗和熱負荷、電負荷之間的關系，從而計算增加供熱蒸汽后利潤微增量[7]。燃氣鍋爐和燃煤電廠也可按照此方法的思路計算增加供熱蒸汽后利潤微增量。

2 多熱源機組供熱成本分析

以微增利潤計算方法為基礎，分別根據燃氣輪機聯合循環機組與燃煤機組相關性能試驗數據計算機組增加1 h 高壓或中壓供熱增加1 t 后利潤的變化情況。由于燃氣鍋爐設備也參與工業熱網供熱，計算結果也包括燃氣鍋爐供熱成本分析。

2.1 燃機聯合循環機組供熱成本分析

在表1工況下，每增加1 t高、中壓供熱量，燃機聯合循環高壓供熱微增導致利潤微增為：

中壓供熱微增導致利潤微增為：75元/t蒸汽×h。

2.2 燃氣鍋爐供熱成本分析

表1 燃機聯合循環利潤微增值計算表

表2 燃氣鍋爐供熱利潤微增值計算表

燃氣鍋爐也是化工區熱網高、中壓熱源供應點，用于在緊急狀況下提供高中壓蒸汽。表2 給出了燃氣鍋爐運行參數，序號13 和14 給出了燃氣鍋爐1 h高、中壓供熱微增1 t導致的利潤微增計算數據值。在表2 工況下，每增加1 t 高、中壓供熱量，燃氣鍋爐高壓供熱微增導致利潤微增為35 元/t 蒸汽×h，中壓供熱微增導致利潤微增為40 元/t 蒸汽×h。

2.3 超超臨界燃煤機組供熱成本分析

為了分析燃煤機組供熱成本，以兩臺百萬超超臨界機組為例，其中汽機出力等數據取自機組實際運行試驗數據，煤價、上網電價等取自電廠財務數據。表3中序號16和17給出了1 h高、中壓供熱微增1 t 導致的利潤微增計算數據值。新蒸汽指進汽機發電之前的蒸汽，由于僅提供高壓供熱熱源，故僅對高壓供熱利潤微增計算。

在表3工況下，高中壓蒸汽每增加1 t供熱量，1號機組高、中壓供熱微增使利潤微增為138 元/t 蒸汽×h 和145 元/t 蒸汽×h。2 號機組高、中壓供熱微增導致利潤微增為139元/t蒸汽×h和146元/t蒸汽×h。新蒸汽高壓供熱微增使利潤微增為115元/t 蒸汽×h。由數據可見，兩臺燃煤機組之間的利潤微增差異較小。由于新蒸汽未直接參與發電，新蒸汽直接減溫減壓產生的高壓蒸汽利潤增值明顯比汽輪機一段抽汽少，顯然這是一種不經濟的供熱方式。

表3 燃煤機組供熱利潤微增值計算表

2.4 供熱成本對比與分析

圖2 高壓、中壓供熱成本微增利潤圖

以上分別計算了燃機聯合循環機組、燃氣鍋爐和超超臨界燃煤機組高中壓供熱蒸汽增加1 t 時，產生的利潤微增計算情況，本文以1 號燃煤機組為例。圖2給出了各機組之間的微增利潤比較。

由圖2可知，對于高壓和中壓蒸汽，燃煤機組微增利潤最多，燃機聯合循環機組的微增利潤次之，燃氣鍋爐的微增利潤最少。這是由于煤價、天然氣價格以及機組效率共同影響的結果。因此從利潤最大角度考慮，多熱源供熱網首先保證燃煤機組的供熱量，其后依次是燃機聯合循環以及燃氣鍋爐的供熱，增量利潤才能最大化。

3 總結

本文采用微增利潤法計算供熱成本，利用新蒸汽流量建立不同機組燃料消耗量和熱負荷、電負荷之間的關系。其核心思想是假設增加1 t供熱量，計算供熱蒸汽來自不同汽源點時的發電量、燃料量以及機組功率的變化量，從而計算得出增加1t蒸汽獲得的利潤值。計算結果表明，對于化工區內多熱源機組，超超臨界燃煤機組高中壓供熱微增利潤最大、燃機聯合循環機組高中壓供熱微增利潤次之，燃氣鍋爐高中壓供熱微增利潤居于末位，上述為綜合考慮煤價、天然氣價格以及機組效率共同影響的結果。