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2095-8676 © 2021 Energy China GEDI. Publishing services by Energy Observer Magazine Co.，Ltd. on behalf of Energy China GEDI. This is an open access article under the CC BY-NC license （
https://creativecommons.org/licenses/by-nc/4.0/ ）.随着近年来新型发电机组的快速发展，国家对环保标准逐渐提高，同时煤炭价格［1］不断上涨，传统火力发电厂在激烈的电力市场竞争中处于明显的劣势地位。为了打破当前的窘迫境地，燃煤机组都在寻求本身性能优化或外部增加设备的升级途径［2］，本文通过对珠海发电厂的供热改造项目进行实际案例分析，根据数据说明改造后机组参数变化以及经济效益，深层次讨论供热改造项目对燃煤机组优化升级的策略意义。
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广东省能源集团有限公司珠海发电厂位于珠海市高栏港经济区，高栏港经济区承担着全国沿海主枢纽港、国家一类对外开放口岸、石化产业基地、广东省重点石化园区，以及能源、精细化工、钢铁、装备制造基地等区域性职能，规划分为五大产业区，其中有三大产业区目前开发程度较低以及未来用热较少，因此供热范围仅包括南水石化区和南水精细化工区。据初步了解，供热范围内用热企业将会通过增加生产时段或扩大生产规模的规划提前实现各自发展目标，其用热负荷也会相应的增长。
根据《珠海市工业园区和产业集聚区集中供热方案》（2015—2020年）［3］，汇总高栏片区热网用户、锅炉用户以及在建用户的用热预测分析，高栏片区近期2017年最大用热负荷达2 017.51 t/h（含自备锅炉），中期2020年最大热负荷达2 412.76 t/h。珠海发电厂供热增量相关改造项目可补充高栏港经济区内企业对用热负荷的需求。
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珠海发电厂两台700 MW容量的汽轮机为三菱公司生产的亚临界、一次中间再热、单轴、四缸、四排气、凝汽式汽轮机，型号TC4F-40，设计主蒸汽压力为17.5 MPa，温度为538 ℃，再热蒸汽温度为566 ℃，低压缸排汽压力为5.47 kPa，汽轮机热耗率为7 658 MJ/（kW·h）。汽轮机采用高、中压合缸，由一个高、中压缸和两个双流低压组成。
锅炉为日本三菱重工设计制造的MB-FRR型、亚临界参数、一次中间再热、强制循环、单炉膛、悬吊式燃煤锅炉，设计燃用神府东胜煤和进口煤，燃烧器四角布置，制粉系统为正压直吹式，配6台三菱式MVM25R型中速磨煤机。
1.1 地理环境
1.2 机组现状
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根据西安热工院的可行性研究报告、三菱公司对汽轮机抽汽能力核算报告以及电厂对热力公司和用户负荷调研结果综合分析，最终敲定方案为冷再抽吸［4］，中排压力匹配器方案，如图1所示。
Figure 1. Heating reconstruction scheme diagram
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设计总的原则是保障高效的能量梯级利用［5］，在满足汽轮机和锅炉等设备安全的条件下，尽可能地抽吸低品位能量的蒸汽供应，供热蒸汽的优先等级按中排>冷再排序。
在考虑机组出力和蒸汽管道的压损后经过计算，每台机组分别配置1.7 MPa蒸汽联箱和1.0 MPa蒸汽联箱各一台（厂内及厂区总压损按小于0.1 MPa）。1.7 MPa蒸汽联箱汽源是冷再蒸汽，1.0 MPa蒸汽联箱的汽源主要是冷再蒸汽采用压力匹配器［6］引射中排蒸汽的混合蒸汽，冷再也可直接减温减压供1.0 MPa蒸汽联箱。另外，高负荷时中排蒸汽无需冷再蒸汽引射，通过另一支路管直供1.0 MPa蒸汽，与压力匹配器出口管道共用同一套减温器。
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方案确定设计热负荷为：
低压参数：0.9 MPa±0.1 MPa，250 ℃±10 ℃，最大流量为150 t/h。
中压参数：1.60 MPa±0.1 MPa，270 ℃±10 ℃，最大流量为100 t/h。
机组供热改造后，年供热小时数为全年8760小时，能够满足不间断供热的要求，在珠海电厂单机电负荷310 MW以上时，应满足上述中压的蒸汽需求150 t/h；单机电负荷410 MW以上时，能同时满足中压参数蒸汽需求150 t/h和低压参数蒸汽100 t/h，共250 t/h。同时供热系统应保证调节灵敏，适应能力强，出口蒸汽参数稳定，出口蒸汽压力稳态时误差范围±0.04 MPa，温度误差范围±5 ℃。
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本项目完成后供汽量较小，锅炉本体、汽轮机本体无需进行改造，只需从汽轮机冷再抽汽管道和低压抽汽管道开孔连接抽汽管道，接至汽机房零米层配置的中压蒸汽联箱及低压蒸汽联箱。水系统方面根据改造前的制水现状及改造后的用水预估，需增加一套砂滤装置，增设一台过滤水泵，以满足除盐制水需求。剩余为土建改造工程，按照供热管道的走向架设固定支架，根据布置需求增加梁、支撑，以及对原有结构梁柱支撑不满足承载力要求的，采用钢贴板增大截面进行加固。
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项目完成后要求实现运行人员能在集控室内通过DCS操作站对供热系统的所有被控对象进行监控，实现就地无人值班。因此所有被控对象的信号都需接入DCS，并根据控制策略、控制方式、联锁逻辑添加相应的控制画面，设置必要的联锁保护。
供热系统主要的保护联锁有：
1）冷再供热切除保护条件
（1）汽机跳闸
（2）发电机跳闸
（3）MFT
（4）OPC动作
（5）负荷低于310 MW
（6）FCB动作
（7）FV动作
2）冷再供热切除保护联锁动作
中压抽汽管路所有关断阀、逆止门全关。
3）中排低压供热切除保护条件
（1）汽机跳闸
（2）发电机跳闸
（3）MFT
（4）OPC动作
（5）负荷低于310 MW
（6）FCB动作
（7）FV动作
4）中排低压供热切除保护联锁动作
低压抽汽管路所有关断阀、逆止门全关。
除了主要的保护切除联锁保障机组安全运行以外，管道上各控制阀门前后都设有压力和温度点作为监控参考，一旦超过设定值也会响应动作，调节压力和温度或中断供热蒸汽输送。
2.1 热力系统
2.2 设计热负荷
2.3 机械改造部分
2.4 控制改造部分
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针对珠海发电厂机组特性，以及机组参与调频、调峰的工况［7］，机组负荷全年有较长时间可能处于低负荷工况，因此压力匹配器的使用时间比例比较高，作用非常重要。
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压力匹配器也称射流泵，压力匹配器的主要结构和尺寸如图2所示。根据工况条件和流量要求，采用水力设计方法结合数值模拟进行设计。
Figure 2. Compression adapter structure size diagram
压力匹配器能够有效可靠地利用高压蒸汽（本项目中为冷再蒸汽），通过喷嘴产生高速气流，在喉部形成低压，将低压蒸汽吸入（本项目中为中压缸排汽），再经混合扩压使其压力和温度提高，达到将低压蒸汽升压的目的。当高压蒸汽和吸入蒸汽参数变化时，压力匹配器自动调节，使混合后的蒸汽参数满足用汽需求。
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根据压力匹配器原理［8］以及SH/T 3188—2018《石油化工蒸汽喷射式抽空器技术规范》［9］，对方案需要的压力匹配器引射能力进行计算，分析得出其变工况特性如下：
1）压力匹配器引射系数随着高压进汽压力的增大而增大，也即随着高压进汽压力的降低引射系数降低，影响较大。
2）压力匹配器引射系数随着高压进汽温度的降低而降低，影响较小。
3）压力匹配器引射系数随着低压进汽压力的升高而增大，即越接近混合后的压力，匹配器引射系数越大，且随低压进汽压力的变化引射系数变化剧烈。
4）负荷越低，高压进汽压力越接近设定混合后压力，低压进汽压力远离设定混合后压力，使得抽吸能力急剧下降。
5）调研知，压力压力匹配器可通过设置多个喷嘴实现对流量变化的适应，典型的一种压力匹配器就是三喷嘴压力匹配器，该类压力匹配器可根据外界蒸汽量的需求量，投运压力匹配器的喷嘴数量，从而实现对流量的变工况适应，保证压力匹配器的可靠运行。
综合机组性能以及压力匹配器工况特性，压力匹配器需保证在机组40%THA负荷工况以上时，均能自动调节抽吸低压蒸汽，保障引射比（吸入蒸汽量/驱动蒸汽量）不低于表1中的要求。
保证值项目 保证值 工况1：电负荷310 MW时，压力匹配器引射比最低值。 ≥0.28 工况2：电负荷360 MW时，压力匹配器引射比最低值。 ≥0.41 工况3：电负荷410 MW时，压力匹配器引射比最低值。 ≥0.75 工况4：电负荷500 MW时，压力匹配器引射比最低值。 ≥1.86 工况5：电负荷560 MW时，压力匹配器引射比最低值。 ≥2.68 Table 1.
Ejection ratio requirement of compression adapter -
综合上述特性以及实际工况，确定压力匹配器运行方式为：
机组负荷低于310 MW时，供热系统退出，压力匹配器不工作。
当机组负荷为310 MW~600 MW之间时，采用冷再供中压蒸汽；冷再中压蒸汽通过压力匹配器引射中排低压蒸汽。当压力匹配器故障，或者中排供热故障时，切换到冷再低压旁路供热。
当机组负荷大于600 MW时，采用冷再供中压蒸汽，中排直供低压蒸汽（压力匹配器不投入使用），当中排直供低压蒸汽的量不满足时（分气缸压力低于1.0 MPa），投入冷再低压旁路供热补充。当机组负荷下降至小于560 MW时，压力匹配器投入，采用冷再驱动中排进行低压供热。
3.1 工作原理
3.2 变工况特性
3.3 运行方式
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机组冷再抽汽量对主要运行参数影响见表2。
抽汽量参数 出力/MW 热耗 /（kJ·kWh-1） 主汽压力/MPa 主汽温/℃ 主汽流量/（t·h-1） 0/（t·h-1） 700.7 7 994.5 17.50 538.0 2 200 50/（t·h-1） 686.7 7 938.0 17.50 538.0 2 200 100/（t·h-1） 672.8 7 878.5 17.50 538.0 2 200 120/（t·h-1） 658.9 7 815.5 17.50 538.0 2 200 Table 2.
Main parameters of unit with different extraction flow 由表2可知，主蒸汽量保持不变，冷再抽汽每抽100 t/h蒸汽，按照热电联产机组热耗率［10］计算方法核算，机组热耗率降低115 kJ/kWh，折算发电煤耗下降4.3 g/kWh，厂用电率取近三年平均值5.86%，锅炉效率取93%，对应的机组供电煤耗下降至约307.7 g/kWh，相较纯凝工况供电煤耗320.0 g/kWh，供电煤耗下降12.3 g/kWh。
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珠海发电厂供热改造项目1号机组部分于2020年5月投产，2号机组于2021年1月投产，目前仅供中压参数蒸汽，至今总供热质量累积流量达202 905 t，总热量累积流量达595 523 GJ，与供热管网单位“珠海新源热力有限公司”签订的蒸汽供热合同结算已产生直接经济效益约3 000万元人民币。
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高栏港经济区现有的用热企业目前仍保留分散供热锅炉，其供热全部为内部使用，没有对外供热，不仅经济性差，存在烟尘和SO2污染等问题，而且还普遍存在规章制度不健全、政府管理难度大等问题，给企业的生产留下安全隐患。热电联产不仅能解决上述问题，还能提高供热机组的热效率，积极响应了国家节能减排的号召。这样的大趋势下，这些小锅炉将逐渐被取缔，改由供热管网集中供热［11］。并且随着高栏港经济区的快速发展，近期引进的中石化南光丁苯橡胶项目、中海油大型精细华工基地等项目建成投产后，高栏港经济区的供热需求量也将会大幅提升。
珠海发电厂供热改造项目落成不久，所签订合同的客户较少，但根据上文提到在高栏港经济区未来供热需求的趋势，未来有很大的市场潜力。再者，按目前煤炭价格和天然气价格［12］，天然气的等热值价格是煤炭的三倍，因此以烧煤来供热的珠海发电厂比以天然气供热的发电公司有成本优势，对用热企业和管网单位更有吸引力。
从发电角度，根据国家政策实现热电联产的机组有更多计划电量，并且供热管网中含有大量管道和换热设备，具有一定的储能量，调节供热快关阀开度能够利用热网储能快速改变机组发电负荷，提升供热机组一次调频［13］的响应能力，也能提升机组在辅助调频市场［14］的竞争力，获得更多利润。
4.1 机组状况
4.2 直接效益
4.3 潜在效益
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“十三五”节能减排综合工作方案中，煤电节能减排升级与改造行动计划要求积极发展热电联产，坚定“以热定电”，建设高效燃煤热电机组，同步完善配套供热管网，对集中供热范围内的分散燃煤小锅炉实施替代和限期淘汰。珠海发电厂的供热改造项目是对国家政策的积极响应，不仅提高机组本身的热效率，能够争取更多发电基数［15］，也对整个高栏港经济区的节能减排作出巨大贡献，同时在激烈的售电现货市场中提高了机组自身的竞争力，为燃煤机组解决当前性能低、效益差、难中标等问题提供了有效的解决方案，具有实际的指导意义。
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