引言全球气候急剧变化是推进能源转型的关键，世界各国正在面临前所未有的挑战[1-2]。燃煤发电机组的运行优化与节能降耗对我国能源行业实现节能减排具有重要意义[3]。煤炭是中国能源安全的基础，以燃煤机组为主的基础电能供应将直接影响我国可再生能源的发展。随着城镇化进程的加快，我国北方冬季供暖期内供热基本形成以热电联产集中供热为主、区域锅炉供热为辅的格局[4]。随着地区工业用汽负荷的快速增加，在供热季，热电联产机组需同时承担供热及供汽负荷，多台设备并行运行时如何合理分配供热及供汽负荷才能使系统总体效率最高成为研究重点。抽汽用于热网供热及工业供汽是热电联产机组主要的生产方式，其运行方式会直接影响机组的能耗水平。为了深入研究抽汽分配对机组的影响机理，许朋江[5]等采用Ebsilon软件分别模拟计算不同工况下机组的运行状态，发现机组抽汽存在一条临界能耗曲线。高亮明[6]通过对比不同负荷、不同汽源的抽汽作为工业供汽的经济性，发现利用高排蒸汽抽引四抽蒸汽用于供汽的方案经济性最高。余小兵[7]等利用Ebsilon软件计算分析不同运行工况下机组的性能特性，发现基于中压联合汽阀参调的热再抽汽方案的可靠性最佳。郭建[8]等从供热热量成本角度分析机组不同汽源条件下的经济性，发现最优供热抽汽切换点随供热抽汽直接热量成本和节流热量成本的变化而改变。梁占伟[9]等研究不同供热方案的最优运行工况，结果表明，双机联调抽汽梯级利用-高背压供热方案最优。上述研究主要针对不同工况下抽汽对单个机组的影响，但未同时考虑供热和供汽在多机组之间进行抽汽分配时的影响。因此，以河北某2×350 MW热电联产机组为例，利用Ebsilon软件对不同工况下电负荷-汽负荷-标准煤耗的关系特性进行分析计算，探究机组在不同工况下的最优运行方式。1系统概况以河北某2×350 MW热电联产机组为例，该机组是超临界、三缸两排汽、一次中间再热、抽汽凝汽式汽轮机。案例机组系统结构如图1所示。两台机组分别命名为1号机和2号机，额定工况时2号机再热蒸汽温度有20 ℃的欠温，在实际运行过程中2号机的效率略低于1号机，额定工况下两台机组的基本参数如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.002.F001图1案例机组系统结构10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.002.T001表1额定工况下两台机组的基本参数项目1号机2号机电功率/MW350350主蒸汽压力/MPa24.624.6主蒸汽温度/℃569569再热蒸汽压力/MPa4.1574.157再热蒸汽温度/℃569549冷凝器压力/kPa5.25.2给水温度/℃292.3292.3案例机组的热力系统共有8段回热抽汽，分别连接至对应高压加热器、除氧器及低压加热器。该机组在供热季需同时承担工业抽汽负荷和供热抽汽负荷，单台机组的额定工业抽汽量为80 t/h，额定供热抽汽量为160 t/h。其中，部分中压缸三段抽汽作为工业抽汽，经降温后进入工业供汽母管，额定供汽压力1.6 MPa；部分中压缸排汽作为供热抽汽，进入热网加热器加热热网循环水，使其达到热网供水温度，抽汽压力一般为0.3~0.5 MPa。单机热网系统主要设计参数如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.002.T002表2单机热网系统主要设计参数项目数值热网供水温度/℃130热网供水压力/MPa0.8~1.2热网回水温度/℃70热网回水压力/MPa0.3供热抽汽温度/℃290供热抽汽压力/MPa0.43供热抽汽量/(t/h)160工业抽汽温度/℃430工业抽汽压力/MPa1.6工业抽汽量/(t/h)802分析方法2.1能量分析采用热电联产机组的发电效率ηe与热电联产效率ηh作为热力学评价指标[10]。热电联产机组的热耗量Qf为：Qf=G0h0-h1+G1h2-h33 600ηbηp (1)式中：G0、G1——分别为主蒸汽流量和再热蒸汽流量，t/h；h0、h1、h2、h3——分别为主蒸汽焓、给水焓、再热蒸汽焓以及高压缸排汽焓，kJ/kg；ηb、ηp——分别为锅炉效率和管道效率，取92.0%和99.5%。热电联产机组总的供热量Qh为：Qh=G2h4-h53 600ηbηp (2)热电联产机组总的供汽热量Qg为：Qg=G3h6-h73 600ηbηp (3)式中：G2——供热抽汽进入热网加热器的流量，t/h；G3——进入工业供汽母管的流量，t/h；h4、h5——分别为热网加热器进口蒸汽焓与疏水焓，kJ/kg；h6、h7——分别为机组三段抽汽蒸汽焓值与工业供汽疏水焓值，kJ/kg。热电联产机组折合发电效率ηe和热电联产效率ηh为：ηe=PeQf-Qh-Qg (4)ηh=Qh+Pe+QgQf (5)式中：Pe——供热系统的净发电功率，MW。2.2系统变工况原理汽轮机在额定工况下运行的总体热效率最高。但是受新能源消纳政策影响，机组长期处于部分负荷下运行，已经偏离设计工况，需要进行变工况分析计算以确定此时汽轮机的运行参数[11]。在汽轮机变工况计算中，通常以额定工况作为基准，根据弗留格尔公式对汽轮机级组前后的蒸汽状态参数及级组流量进行分析。下标a表示基准工况时的级组参数；下标b表示变工况后的级组参数；下标1表示级前参数；下标2表示级后参数。DaDb=pa12-pa22pb12-pb22×Tb1Ta1 (6)式中：D——级组的通流蒸汽流量，kg/s；p——绝对压力，MPa；T——热力学温度，K。3系统建模文中使用Ebsilon软件对案例机组进行建模计算。利用该软件可以搭建传统火电热力循环模型，进行热平衡计算、变工况计算、改造分析计算、循环效率计算、能耗分析等。以2×350 MW超临界湿冷机组额定工况下的各项参数作为基准，以机组历史运行数据以及近年来的机组热力实验报告数据作为修正参考，对系统进行基于实际运行数据的变工况仿真建模，以反映机组真实的运行情况。单台热电联产机组的仿真模型如图2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.002.F002图2单台热电联产机组的仿真模型为了模拟案例机组实际运行数据，满足建模准确性的要求，选取不同的电负荷、供热抽汽负荷和工业抽汽负荷作为典型工况，利用仿真模型计算机组参数与对应设计参数进行比较。模型电功率验证结果如表3所示。在工业抽汽80 t/h工况下，电功率计算值与设计值相对误差最大，仅为0.41%。选取的典型工况下，计算值与设计值的相对误差在0.5%以内，模型的准确性较高，可以满足要求。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.002.T003表3模型电功率验证结果工况计算值/MW设计值/MW相对误差/%100%THA350.21350.000.0675%THA262.95262.500.1750%THA175.33175.000.19供热抽汽420 t/h275.26275.000.09工业抽汽80 t/h331.36330.000.414结果及分析为了准确模拟分析热电联产机组性能，并对机组抽汽分配进行优化，同时便于开展各部分的特性分析，提出了一些基本假设：保证不同的抽汽分配策略下机组的总供热负荷、总供汽负荷以及电负荷保持一致；忽略周围环境对机组的影响；通过分析大量的实际运行数据，发现案例机组的电负荷平均分配，且大部分时间在55%~90%THA情况下运行，因此两台机组电负荷取190 MW、260 MW以及320 MW进行分析。4.1抽汽分配优化在供热期内，热电联产机组的供水温度及回水温度分别为130 ℃和70 ℃，机组从中低压联通管抽汽进入热网加热器，加热热网水用于供热。为了保证中压缸末级叶片的安全性，投入抽汽时中压缸排汽压力需高于0.3 MPa，双机总供热抽汽质量流量一般为200 t/h。另外两台机组全年需保证总工业供汽约180 t/h，从机组第三段抽汽口抽汽，经减温、减压后汇入工业供汽母管，输往汽用户。供汽压力为1.6 MPa，温度为250 ℃，为了满足用汽需求，供汽压力不得低于1.2 MPa。工业抽汽与供热抽汽分配对机组总煤耗量的影响如图3和图4所示。出于对机组运行安全性的考虑，机组在不同电负荷下的最大抽汽能力不同。低负荷时机组受最小排汽流量限制，以保证低压缸末级叶片运行安全，因此低负荷时只能将抽汽量限值内的供热、供汽负荷集中在一台机组上。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.002.F003图3工业抽汽分配对机组总煤耗量的影响10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.002.F004图4供热抽汽分配对机组总煤耗量的影响由图3可知，工业供汽负荷集中分配于一台机组的总煤耗量比平均分配给两台机组低，经济性较高，且集中由2号机承担工业供汽负荷的整体经济性最好。随着机组电负荷升高，两种抽汽分配方案的总煤耗量差值变小。由图4可知，供热抽汽负荷集中分配于2号机组时经济性最优，平均分配给两台机组时经济性最差。随着机组电负荷升高，两种抽汽分配方案的总煤耗量差值变小。根据弗留格尔公式，通过机组的流量与机组前后压力呈正相关，由于供热及供汽抽汽量会使中压缸及低压缸抽气孔后的压力降低，负荷越低时对机组产生的影响越大。因此，在较低负荷时，两种抽汽方案的总体煤耗量差异更加明显。取供热季2022年12月两台机组实际的运行数据，分别按照两种不同的抽汽策略进行模拟仿真，计算两种不同抽汽策略下机组的煤耗量差异，进一步验证抽汽分配优化的可靠性。将供热供汽负荷平均分配给1号、2号机组，作为方案1；考虑机组抽汽量限值后，将全部供热和供汽负荷集中于2号机组，作为方案2。历史运行数据优化结果如图5所示。图5(a)中深色线表示方案1条件下两机总煤耗曲线；浅色线表示方案2条件下两机总煤耗曲线。相比于方案1，机组按照方案2运行的煤耗量较低，节能量显著，抽汽优化策略可以为实际机组运行带来较高的经济收益。图5历史运行数据优化结果10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.002.F5a1（a）机组总煤耗实时对比曲线10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.002.F5a2（b）优化节煤量曲线4.2能量分析根据热力学第一定律，对不同抽汽策略条件下机组进行能量分析，取机组负荷为260 MW，总供热抽汽流量为200 t/h，总工业抽汽流量为180 t/h。两种抽汽分配策略下机组的能流图如图6所示。在保持总体热电联产系统电负荷及供热供汽负荷不变的情况下，由于抽汽策略的改变，系统总的燃煤输入能量减少19.23 MW，约减少1.5%，机组整体煤耗量降低2.36 t/h。在总输出不变的条件下，两台机组凝汽器冷端损失降低19.23 MW，进而使两台机组总的煤耗量更低，热效率更高。将全部供热、供汽负荷集中于2号机组，可使2号机达到最大抽汽能力，其热电比更高，冷源损失更小；此时，1号机不承担供热、供汽负荷，仅承担电负荷，相比于方案1，方案2机组冷源损失有所增加。但方案2情景下两台机组总的冷端损失有所降低，进而提高全厂供汽/供热的总经济性。图6两种抽汽分配策略下机组的能流图10.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.002.F6a1（a）方案110.3969/j.issn.1004-7948.2023.11.002.F6a2（b）方案25结语针对供热季热电联产机组需要同时承担供热、供汽负荷的情况，提出了优化策略，并对两种抽汽策略进行热力学分析，结果如下：在机组电负荷为260 MW，总供热抽汽量为200 t/h，总工业抽汽量为180 t/h时，将供热供汽负荷集中于2号机组，相比于将供热供汽负荷平均分配给两台机组，机组整体标煤耗量降低了2.36 t/h，节能效果显著。通过能量分析可知，将供热供汽负荷集中于2号机组会使得1号机效率不受抽汽的影响，进而提高了整体的经济性。且随着机组电负荷的升高，抽汽策略改变带来的收益会逐渐降低。