化工区多热源协同供热成本和优化分析

曾雪峰 薛明华 黄伟栋

1.国家电投集团广东电力有限公司 2.上海明华电力科技有限公司 3.上海漕泾热电有限责任公司

0 前言

工业蒸汽热网是化工、制药等产业园区的重要公用基础设施，建设集中式供热系统取代各企业自建的小型锅炉是当前的趋势。此模式不仅可以显著降低企业使用蒸汽的成本，提高供热可靠性，更有利于保护园区环境，减少碳排放[1,2]。位于上海金山区的上海化学工业区是我国最具规模的化学工业园区，园区集聚了众多在国际上有影响力的化工企业，由于化工企业对供热蒸汽品质有着极高的要求，本着节能、环保、减碳和资源循环利用这一原则，上海化学工业区采用了集中供热模式。目前供热蒸汽来源是位于化工区内的一座9F 级燃气轮机电厂和一座超超临界燃煤电厂，其中燃机电厂除有燃气轮机联合循环供热，还有燃气锅炉作为备用蒸汽来源。目前高压供热蒸汽参数为：压力4.4±0.1 MPa，温度263±10 ℃。中压供热蒸汽的参数为：压力2.2±0.1 MPa，温度216±10 ℃。日常高压和中压供热蒸汽负荷接近600 t/h的水平。

由于电力生产的特点，随着热电负荷的变化，燃气轮机和燃煤电厂供热成本不可能始终保持在经济负荷下运行[3]。因此，在多热源协同供热，热网负荷发生一定变化时，在确保热网运行的安全性、可靠性和经济性以及机组安全发电的前提下，对各热源的供热负荷进行优化分配十分必要。

目前国内外热电负荷优化分配的主要应用对象是同一类型机组电厂，广大学者与工程师对此也进行了广泛研究，在数学模型和优化算法两方面都取得了一定成果[4,5]，但往往存在目标函数、约束条件和优化算法过于复杂等问题，不能得到有效的电厂运行指导方式[6]。从所查阅的文献看，对于多热源协同供热的不同类型电厂开展供热负荷分配的研究较少。

本文研究工业热网多热源协同供热成本计算和供热优化问题，采用微增利润法计算多热源的供热成本，当工业热网供热量需求发生变化，对多个热源电厂之间的供热负荷优化分配，在保证各用户供热质量的前提下，结合热网的拓扑结构与热负荷情况，合理分配多个热源间的供热比，以达到经济效益最大化的目标。

1 多热源机组微增利润法原理和方法

位于化工区的燃机联合循环电厂拥有2 台GE公司设计制造的9F 型联合循环热电联供机组和3台燃气锅炉。联合循环机组采用双轴布置，余热锅炉不补燃。当蒸汽轮机供热量过大，同时燃机负荷偏低，导致蒸汽轮机负荷过低时，将对燃机负荷进行干预。如受天然气或电调限制，将启动燃气锅炉增加供汽量。在实际运行中优先满足化工区热用户的供热需求，也承担一定的电网调峰任务。3 台燃气锅炉为卧式布置、单锅筒、自然循环锅炉。锅炉前部为水平布置的炉膛，四周布满膜式水冷壁，烟道内布置蒸发受热面、过热器、省煤器。燃气锅炉主要运行在出现供热不足的情况下，从热备状态到满负荷运行仅需几分钟时间。

供热蒸汽分为高压和中压蒸汽，高压蒸汽来源主要有三处：一是余热锅炉新蒸汽经由高压减温减压装置供汽；二是蒸汽轮机一段抽汽；三是燃气锅炉主供汽。中压蒸汽来源主要也有三处：一是余热锅炉中压过热蒸汽；二是蒸汽轮机二段抽汽；三是燃气锅炉主供汽经由中压减温减压装置供汽。

燃煤机组为百万超超临界压力机组，其中锅炉型式为超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉、一次中间再热、采用单炉膛，单切圆燃烧方式、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢结构、全悬吊结构塔式锅炉。汽轮机型式或超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、凝汽式、八级回热抽汽。高压供热汽源来自汽机一段抽汽或者新蒸汽，中压供热汽源来自汽机二段抽汽。

本文计算多热源机组的供热成本，以利润为目标函数，仅考虑燃料成本，不考虑其他诸如经营、人工、损耗等相关成本。燃料成本是计算的关键基础，其他成本的影响需在目标函数的关系式上乘以或除以相关系数即可。

目标函数中利润成本可用图1表示：

图1 利润成本关系图

目标函数中利润成本的数学关系式：

式中：M——利润

Qd——机组发电量

Pd——上网电价

（2）节假日因素。节假日对于用户以及企业用电都有很大的差别，我们在处理时将其离散化，0表示工作日，1表示节假日。

Qr——机组供热量，

Pr——供热单价

Qm——燃料量

Pm——燃料单价

由于机组在实际运行中的负荷变化有序平稳，一般情况下，不会出现剧烈的负荷波动，因此，本文采用微增利润最大的方法计算机组利润（供热成本），其核心思想是假设1 h增加1 t供热量，计算供热蒸汽来自不同汽源点时的发电量、燃料量的变化量，从而得出增加1 t蒸汽获得的利润。利润微增公式见式（2）。

式中ΔM 是增加供热蒸汽后利润微增量。下标1 表示增加高压或中压供热1 h 增加1 t 后发电量、热量、燃料量值，下标2 表示未增加供热的机组发电量、热量、燃料量。以9F 型热电联供联合循环机组工作流程为例：天然气进入燃气轮机内部燃烧发电，燃气轮机排气至余热锅炉，加热余热锅炉中的水，产生新蒸汽推动蒸汽轮机发电，同时可由蒸汽轮机进行高压抽汽和中压抽汽。由该工作流程可知，余热锅炉出口新蒸汽流量是联系燃气轮机和蒸汽轮机的重要参数，可依据该中间变量建立联合循环机组天然气燃料消耗和热负荷、电负荷之间的关系，从而计算增加供热蒸汽后利润微增量[7]。燃气锅炉和燃煤电厂也可按照此方法的思路计算增加供热蒸汽后利润微增量。

2 多热源机组供热成本分析

以微增利润计算方法为基础，分别根据燃气轮机联合循环机组与燃煤机组相关性能试验数据计算机组增加1 h 高压或中压供热增加1 t 后利润的变化情况。由于燃气锅炉设备也参与工业热网供热，计算结果也包括燃气锅炉供热成本分析。

2.1 燃机联合循环机组供热成本分析

在表1工况下，每增加1 t高、中压供热量，燃机联合循环高压供热微增导致利润微增为：

中压供热微增导致利润微增为：75元/t蒸汽×h。

2.2 燃气锅炉供热成本分析

表1 燃机联合循环利润微增值计算表

表2 燃气锅炉供热利润微增值计算表

燃气锅炉也是化工区热网高、中压热源供应点，用于在紧急状况下提供高中压蒸汽。表2 给出了燃气锅炉运行参数，序号13 和14 给出了燃气锅炉1 h高、中压供热微增1 t导致的利润微增计算数据值。在表2 工况下，每增加1 t 高、中压供热量，燃气锅炉高压供热微增导致利润微增为35 元/t 蒸汽×h，中压供热微增导致利润微增为40 元/t 蒸汽×h。

2.3 超超临界燃煤机组供热成本分析

为了分析燃煤机组供热成本，以两台百万超超临界机组为例，其中汽机出力等数据取自机组实际运行试验数据，煤价、上网电价等取自电厂财务数据。表3中序号16和17给出了1 h高、中压供热微增1 t 导致的利润微增计算数据值。新蒸汽指进汽机发电之前的蒸汽，由于仅提供高压供热热源，故仅对高压供热利润微增计算。

在表3工况下，高中压蒸汽每增加1 t供热量，1号机组高、中压供热微增使利润微增为138 元/t 蒸汽×h 和145 元/t 蒸汽×h。2 号机组高、中压供热微增导致利润微增为139元/t蒸汽×h和146元/t蒸汽×h。新蒸汽高压供热微增使利润微增为115元/t 蒸汽×h。由数据可见，两台燃煤机组之间的利润微增差异较小。由于新蒸汽未直接参与发电，新蒸汽直接减温减压产生的高压蒸汽利润增值明显比汽轮机一段抽汽少，显然这是一种不经济的供热方式。

表3 燃煤机组供热利润微增值计算表

2.4 供热成本对比与分析

图2 高压、中压供热成本微增利润图

以上分别计算了燃机联合循环机组、燃气锅炉和超超临界燃煤机组高中压供热蒸汽增加1 t 时，产生的利润微增计算情况，本文以1 号燃煤机组为例。图2给出了各机组之间的微增利润比较。

由图2可知，对于高压和中压蒸汽，燃煤机组微增利润最多，燃机联合循环机组的微增利润次之，燃气锅炉的微增利润最少。这是由于煤价、天然气价格以及机组效率共同影响的结果。因此从利润最大角度考虑，多热源供热网首先保证燃煤机组的供热量，其后依次是燃机联合循环以及燃气锅炉的供热，增量利润才能最大化。

3 总结

本文采用微增利润法计算供热成本，利用新蒸汽流量建立不同机组燃料消耗量和热负荷、电负荷之间的关系。其核心思想是假设增加1 t供热量，计算供热蒸汽来自不同汽源点时的发电量、燃料量以及机组功率的变化量，从而计算得出增加1t蒸汽获得的利润值。计算结果表明，对于化工区内多热源机组，超超临界燃煤机组高中压供热微增利润最大、燃机联合循环机组高中压供热微增利润次之，燃气锅炉高中压供热微增利润居于末位，上述为综合考虑煤价、天然气价格以及机组效率共同影响的结果。