張研

(陜西國(guó)華錦界能源有限責(zé)任公司，陜西 榆林 719000)

直接空冷機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性分析

張研

(陜西國(guó)華錦界能源有限責(zé)任公司，陜西 榆林 719000)

某電廠600 MW亞臨界直接空冷機(jī)組正常運(yùn)行中參與電網(wǎng)低負(fù)荷調(diào)峰，調(diào)峰范圍為機(jī)組額定負(fù)荷的50%～100%，低負(fù)荷運(yùn)行中機(jī)組供電煤耗高達(dá)360 g/(kW·h)。為了查找原因，應(yīng)用熱力性能試驗(yàn)、等效焓降局部計(jì)算等手段，定量分析低負(fù)荷中影響機(jī)組經(jīng)濟(jì)性的因素，提出優(yōu)化運(yùn)行、提高經(jīng)濟(jì)性的建議。

空冷機(jī)組；低負(fù)荷；等效焓降；經(jīng)濟(jì)性

表1 直接空冷600 MW機(jī)組各負(fù)荷段供電煤耗參數(shù)

0 引言

隨著太陽能、風(fēng)能等清潔能源技術(shù)的發(fā)展，電網(wǎng)逐漸接納新能源，這些電源具有不穩(wěn)定性、無法預(yù)測(cè)性、受自然環(huán)境影響大等特點(diǎn)，使電網(wǎng)峰谷差日益增大。近年來，火電機(jī)組年利用小時(shí)數(shù)的不斷縮減，火電機(jī)組參與電網(wǎng)調(diào)峰深度逐步增加[1]。與目前主流的1 000 MW超超臨界機(jī)組相比，亞臨界空冷機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性較差，且汽包爐的負(fù)荷調(diào)節(jié)特性較好，所以從能源綜合利用和電網(wǎng)調(diào)峰速率方面考慮，亞臨界空冷機(jī)組參與電網(wǎng)低負(fù)荷調(diào)峰已是必然的發(fā)展趨勢(shì)。研究直接空冷機(jī)組低負(fù)荷下的運(yùn)行情況，對(duì)節(jié)能減排、提高企業(yè)的經(jīng)濟(jì)性具有重要的意義。

本文從熱耗、缸效、廠用電率、鍋爐效率等經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)出發(fā)，分析了機(jī)組在低負(fù)荷運(yùn)行條件下，經(jīng)濟(jì)性差的原因，提出火電廠各機(jī)組之間負(fù)荷的優(yōu)化分配、滑壓運(yùn)行曲線優(yōu)化試驗(yàn)及降低廠用電率等措施，使得機(jī)組低負(fù)荷調(diào)峰運(yùn)行時(shí)能夠獲得較大的經(jīng)濟(jì)效益。

1 低負(fù)荷經(jīng)濟(jì)性

某電廠3×600 MW直接空冷亞臨界機(jī)組，鍋爐為四角切圓型強(qiáng)制循環(huán)煤粉爐，配有3臺(tái)50%爐水循環(huán)泵、6臺(tái)正壓直吹式中速磨煤機(jī)，引風(fēng)機(jī)和脫硫系統(tǒng)增壓風(fēng)機(jī)串聯(lián)布置，鍋爐省煤器后煙道內(nèi)加設(shè)選擇性催化還原技術(shù)(SCR)脫硝裝置。汽輪機(jī)是上汽3缸4排汽直接空冷凝汽式汽輪機(jī)，配有3臺(tái)50%電動(dòng)給水泵，給水泵為液耦調(diào)節(jié)。機(jī)組日常調(diào)負(fù)荷范圍為50%～100%額定負(fù)荷。

為了提高機(jī)組低負(fù)荷的經(jīng)濟(jì)性，選取同時(shí)期100%，75%及50%額定負(fù)荷工況，對(duì)#1～#3機(jī)組進(jìn)行汽輪機(jī)熱耗計(jì)算、鍋爐效率計(jì)算及廠用電量測(cè)量，得出機(jī)組實(shí)際供電煤耗和背壓修正后的熱耗值，見表1。

由上表1可知，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷由額定負(fù)荷的100%降低到50%時(shí)，機(jī)組供電煤耗增加了24.1～33.4 g/(kW·h)，即機(jī)組在低負(fù)荷區(qū)間運(yùn)行時(shí)，供電煤耗明顯增加。機(jī)組負(fù)荷由額定負(fù)荷的100%降至75%時(shí)，廠用電率平均增加僅為4.3%，但是由75%額定負(fù)荷降至50%額定負(fù)荷時(shí)，廠用電率平均增加了37.6%，可見低負(fù)荷時(shí)廠用電率明顯增大。

表3 50%額定負(fù)荷工況等效焓降計(jì)算基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

2 主要影響因素

2.1 汽輪機(jī)高壓缸效率降低

直接空冷600 MW機(jī)組低負(fù)荷段高、中壓缸效率見表2。從試驗(yàn)數(shù)據(jù)可知，機(jī)組高壓缸效率隨機(jī)組負(fù)荷的降低而降低，機(jī)組在50%額定負(fù)荷工況下高壓缸效率低至77%。

表2 直接空冷600 MW機(jī)組低負(fù)荷段缸效

高壓缸的效率影響機(jī)組的經(jīng)濟(jì)性，利用等效焓降法[2]，假定高壓缸效率下降等效于一段抽汽口后蒸汽通過葉頂汽封間隙漏入二段抽汽引起。50%額定負(fù)荷工況等效焓降計(jì)算基礎(chǔ)數(shù)據(jù)見表3。表中：hj為第j級(jí)抽汽比焓，kJ/kg；hsj為第j級(jí)加熱器疏水比焓，kJ/kg；hrj為第j級(jí)加熱器入口水比焓，kJ/kg；hcj為第j級(jí)加熱器出口水比焓，kJ/kg；ΔHHj為第j級(jí)加熱器等效焓降，kJ/kg；ηj為第j級(jí)加熱器抽汽效率，%。

由機(jī)組50%額定負(fù)荷工況下參數(shù)知，初蒸汽等效焓降為ΔhH0=1 038.644 3 kJ/kg，初蒸汽在鍋爐中吸熱比焓升Δhgl=2 496.741 2 kJ/kg，循環(huán)效率η=41.60%，再熱焓升Δhzr=486.400 0 kJ/kg，低壓缸排汽比焓hn=2 535.600 0 kJ/kg。

機(jī)組50%額定負(fù)荷工況下，若為高壓缸排汽焓升引起，高壓缸效率每下降1百分點(diǎn)，則等效為葉頂汽封漏汽份額α=0.031。

新蒸汽等效焓降變化

循環(huán)效率變化

通過計(jì)算，在50%額定負(fù)荷工況下，高壓缸效率每降低1百分點(diǎn)將影響煤耗17.8 kJ/(kW·h)。造成高壓缸低負(fù)荷效率低的原因主要是節(jié)流損失。低負(fù)荷時(shí)雖然機(jī)組為滑壓運(yùn)行方式，但順序閥下高調(diào)門的開度在35%～36%，調(diào)門節(jié)流損失增大。

2.2 機(jī)組背壓

空冷機(jī)組背壓變化對(duì)機(jī)組經(jīng)濟(jì)性影響很大，使用等效焓降理論衡量低負(fù)荷工況(50%額定負(fù)荷)下機(jī)組背壓對(duì)汽機(jī)的影響需考慮排汽比焓發(fā)生變化引起機(jī)組有效焓降變化及凝結(jié)水溫度變化引起的加熱器抽汽量改變。

等效焓降變化

循環(huán)效率變化

式中：αn7為流經(jīng)#7低壓加熱器凝結(jié)水流量占主蒸汽流量的份額；αn為低壓缸排汽流量占主蒸汽流量的份額；ηn7為#7低壓加熱器抽汽效率，%；hn′為背壓變化后排汽焓值，kJ/kg；Δhn7為凝結(jié)水溫度變化引起的比焓變化量，kJ/kg。

以#1機(jī)組50%額定負(fù)荷工況為例，背壓由8.6 kPa降至6.0 kPa，機(jī)組熱耗率變化值如圖1所示。機(jī)組50%負(fù)荷工況下背壓每變化1 kPa，平均影響機(jī)組熱耗約53 kJ/(kW·h)。

2.3 輔助蒸汽供汽方式影響

隨著脫硝系統(tǒng)、鍋爐暖風(fēng)器投入等其他系統(tǒng)增加、改造，輔助蒸汽(以下簡(jiǎn)稱輔汽)供汽范圍大，改造方便，所以均選擇輔汽供汽。冬季低負(fù)荷時(shí)，輔汽聯(lián)箱用汽量遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于設(shè)計(jì)值，四段抽汽、五段抽汽無法滿足輔汽聯(lián)箱的流量需求，只能增加再熱蒸汽冷段抽汽供汽，由此造成高品質(zhì)蒸汽的損耗。由于機(jī)組輔汽聯(lián)箱正常疏水經(jīng)疏水?dāng)U容器回凝汽器，輔汽聯(lián)箱用戶疏水也回流至凝汽器，所以計(jì)算中不考慮輔汽疏水的利用。選取輔汽用汽量為10 t/h， 為輔汽用汽量占主流量的份額，輔汽不同汽源對(duì)比見表4。

由表4可知，在機(jī)組50%額定負(fù)荷工況下，由10 t/h冷段再熱蒸汽代替四段抽汽供汽引起熱耗損失為14.46 kJ/(kW·h)，代替五段抽汽供汽影響熱耗為25.11 kJ/(kW·h)。

表4 輔汽不同汽源對(duì)比

圖1 背壓變化對(duì)熱耗的影響

2.4 廠用電率

機(jī)組廠用電組成系統(tǒng)中耗電率高的主要是電動(dòng)給水泵、脫硫系統(tǒng)、空冷風(fēng)機(jī)、引風(fēng)機(jī)、一次風(fēng)機(jī)、制粉系統(tǒng)。其中，給水泵耗電量占直接廠用電總量的30%左右。

圖2為#1機(jī)組主要輔機(jī)設(shè)備電耗率與機(jī)組負(fù)荷的關(guān)系圖。從圖2可以看出，機(jī)組額定負(fù)荷低于65%時(shí)，脫硫系統(tǒng)電耗率由1.0%升至1.2%，給水泵、一次風(fēng)機(jī)的電耗率也明顯增大。額定負(fù)荷低于60%時(shí)，磨煤機(jī)電耗率由0.4%開始大幅增加。經(jīng)計(jì)算，在50%額定負(fù)荷時(shí)，3臺(tái)機(jī)組廠用電率每下降1百分點(diǎn)將分別影響供電煤耗3.93，3.97，3.90 g/(kW·h)。

圖2 #1機(jī)輔助設(shè)備電耗率與機(jī)組負(fù)荷的關(guān)系

3 低負(fù)荷優(yōu)化措施

3.1 機(jī)組負(fù)荷經(jīng)濟(jì)分配

在電廠實(shí)際負(fù)荷低于全廠額定總負(fù)荷時(shí)，在給定全廠總上網(wǎng)電量或機(jī)端出力的條件下，各機(jī)組間的負(fù)荷經(jīng)濟(jì)分配能降低全廠的總煤耗量。廠級(jí)負(fù)荷優(yōu)化分配能提高電廠運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性和安全性，同時(shí)在當(dāng)前新能源電力規(guī)?；_發(fā)利用的大形勢(shì)下，可以減少電網(wǎng)側(cè)的被控單元數(shù)量，提高其計(jì)算速度和可靠性。

各臺(tái)機(jī)組實(shí)際運(yùn)行中供電煤耗在各負(fù)荷段有差異性，如圖3所示。在60%額定負(fù)荷左右時(shí)，3臺(tái)機(jī)組供電煤耗水平接近，其他負(fù)荷段，供電煤耗差別較大，最大時(shí)能達(dá)到5 g/(kW·h)，機(jī)組之間經(jīng)濟(jì)性差異越大，分廠調(diào)度就越有意義，經(jīng)曲線擬合得出3臺(tái)機(jī)組供電煤耗與機(jī)組出力系數(shù)的關(guān)系曲線分別為

圖3 供電煤耗與負(fù)荷關(guān)系

確立目標(biāo)函數(shù)

表5 #1機(jī)組給水泵單、雙泵運(yùn)行對(duì)照

約束條件

式中：F為全廠調(diào)度總出力，計(jì)算中為定值；X1，X2，X3分別為3臺(tái)機(jī)組機(jī)端出力系數(shù)；Y1，Y2，Y3分別為3臺(tái)機(jī)組供電煤耗；Y為全廠供電煤耗。

假設(shè)調(diào)度給定全廠機(jī)組總有功功率為1 650MW，如果按照平均分配，X1，X2，X3分別為0.55，0.55，0.55，計(jì)算出Y為351.83 g/(kW·h)。尋求最優(yōu)負(fù)荷分配后，X1，X2，X3分別為0.50，0.65，0.50，計(jì)算出Y為350.34g/(kW·h)。全廠節(jié)約供電煤耗約1.50g/(kW·h)，節(jié)能效益可觀。同時(shí)，高負(fù)荷運(yùn)行的機(jī)組可以通過輔汽聯(lián)絡(luò)管供相鄰機(jī)組輔汽用戶，減少相鄰機(jī)組冷段再熱蒸汽用汽量，提升機(jī)組經(jīng)濟(jì)性。

3.2 滑壓曲線優(yōu)化

汽輪機(jī)廠家同類機(jī)型一般會(huì)統(tǒng)一提供原設(shè)計(jì)隨負(fù)荷的變化的滑壓運(yùn)行曲線，然而實(shí)際運(yùn)行中機(jī)組具有差異性，因?yàn)榇笮⌒拗芷?、回?zé)嵯到y(tǒng)設(shè)備運(yùn)行狀況、鍋爐側(cè)蒸汽參數(shù)實(shí)際值、真空嚴(yán)密性、廠用蒸汽用戶等因素的影響，最佳滑壓運(yùn)行曲線也不一定完全一致[3]。尤其是空冷機(jī)組背壓變化范圍大，正常運(yùn)行中從6～35kPa,同樣的負(fù)荷在高背壓和低背壓運(yùn)行時(shí)，蒸汽流量不同，最佳滑壓曲線也不同。根據(jù)試驗(yàn)數(shù)據(jù)擬合出的不同排汽壓力時(shí)的最優(yōu)定滑壓曲線如圖4所示。機(jī)組設(shè)計(jì)背壓為15kPa，通過優(yōu)化試驗(yàn)得出：低背壓運(yùn)行時(shí)，最佳滑壓曲線低于設(shè)計(jì)背壓下提供的滑壓曲線；高背壓運(yùn)行時(shí)，最佳滑壓曲線高于設(shè)計(jì)背壓下提供的滑壓曲線。將滑壓曲線用實(shí)時(shí)背壓修正后得到新的滑壓曲線固化至機(jī)組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)中，以保證機(jī)組在經(jīng)濟(jì)閥位進(jìn)行滑壓運(yùn)行。

圖4 不同背壓時(shí)最優(yōu)定滑壓曲線

3.3 給水泵單泵運(yùn)行

以#1機(jī)組為例，100%額定負(fù)荷時(shí)給水泵電耗率為2.75%，到50%額定負(fù)荷時(shí)給水泵電耗率高達(dá)3.00%；在50%額定負(fù)荷下，液耦調(diào)節(jié)的效率只有70%左右，給水泵效率降低，電耗率增大。此時(shí)如果2臺(tái)泵運(yùn)行，為了減少或消除給水管道振動(dòng)、避免給水泵發(fā)生汽蝕，需要開啟給水泵再循環(huán)閥門，增大給水泵組流量，造成能量的白白浪費(fèi)。

單臺(tái)給水泵容量是按照50%鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(BMCR)工況設(shè)計(jì)的，實(shí)際運(yùn)行中低于60%額定負(fù)荷時(shí)，單臺(tái)泵均能保證機(jī)組正常運(yùn)行。若低負(fù)荷停運(yùn)1臺(tái)電動(dòng)給水泵，對(duì)機(jī)組正常運(yùn)行不會(huì)造成安全影響。在低負(fù)荷時(shí)進(jìn)行了單臺(tái)水泵運(yùn)行試驗(yàn)，#1機(jī)給水泵單、雙泵運(yùn)行對(duì)照數(shù)據(jù)見表5。

由表5知，低負(fù)荷時(shí)，A，B，C3臺(tái)泵分別單臺(tái)運(yùn)行、任意兩兩組合運(yùn)行，從電流來看，各臺(tái)泵之間運(yùn)行情況無明顯差別。雙泵組合運(yùn)行時(shí)給水泵總功耗為9 128kW，單泵運(yùn)行時(shí)給水泵功耗為7 168kW，與雙泵相比單電泵在低負(fù)荷(330MW)時(shí)，電耗率下降0.62%，供電煤耗下降2.42g/(kW·h)，經(jīng)濟(jì)效益顯著。經(jīng)過實(shí)踐證明，在機(jī)組負(fù)荷小于350MW時(shí)，實(shí)行單臺(tái)電動(dòng)給水泵運(yùn)行，泵體運(yùn)行良好，給水調(diào)節(jié)穩(wěn)定。

3.4 制粉系統(tǒng)優(yōu)化運(yùn)行

由圖2知，低于60%額定負(fù)荷時(shí)，磨煤機(jī)電耗率急劇升高。這是因?yàn)樵诘拓?fù)荷工況下，磨煤機(jī)保持4臺(tái)運(yùn)行，每臺(tái)磨煤機(jī)出力減少，冷一次風(fēng)門、熱一次風(fēng)門開度小，節(jié)流損失增大。同時(shí)，為了保證最低一次風(fēng)量，出力越低，一次風(fēng)量與煤粉量比值越大，導(dǎo)致一次風(fēng)機(jī)電耗率升高。

該廠磨煤機(jī)為某重型機(jī)器廠HP1003中速磨，在校核煤種下磨損后期保證出力為65t/h，平時(shí)控制范圍為16～60t/h。以#1機(jī)組為例，當(dāng)機(jī)組負(fù)荷小于350MW時(shí)，鍋爐入爐煤量約140t/h。此時(shí)，投運(yùn)4臺(tái)磨煤機(jī)，每臺(tái)磨煤機(jī)平均給煤量約35t/h，磨煤機(jī)每小時(shí)耗電量約1 404kW·h；投運(yùn)3臺(tái)磨煤機(jī)，每臺(tái)磨煤機(jī)平均給煤量約47t/h，磨煤機(jī)每小時(shí)耗電量約1 317kW·h。少投1臺(tái)磨煤機(jī)每小時(shí)可節(jié)電87kW·h。還可減少其摻人的冷風(fēng)量，使鍋爐排煙熱損失降低，從而提高鍋爐熱效率[4-6]。

該廠低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，4臺(tái)磨煤機(jī)正常運(yùn)轉(zhuǎn)，#5磨煤機(jī)備用，冷風(fēng)量為36t/h。備用磨煤機(jī)冷風(fēng)門常開，不僅造成排煙溫度升高，鍋爐效率降低，也造成了一次風(fēng)機(jī)電耗率的升高，將#5磨煤機(jī)冷風(fēng)門全關(guān)，調(diào)整一次風(fēng)壓，使得各臺(tái)磨煤機(jī)風(fēng)量與調(diào)整前相近，關(guān)閉備用磨煤機(jī)冷風(fēng)效果對(duì)比見表6。

3.5 凝結(jié)水泵變頻改造

凝結(jié)水泵原設(shè)計(jì)2臺(tái)泵為定速運(yùn)行，1臺(tái)運(yùn)行1臺(tái)備用，設(shè)計(jì)時(shí)都有一定裕量，一般能達(dá)到110%額定負(fù)荷容量。 2015年凝結(jié)水泵電機(jī)改造為變頻運(yùn)行，上水調(diào)門運(yùn)行中保持全開，控制電機(jī)頻率來控制流量，降低母管壓力，減少壓損，能最大程度降低電耗率。由運(yùn)行數(shù)據(jù)可知，機(jī)組在100%額定負(fù)荷時(shí)節(jié)電率為25%，機(jī)組60%以下額定負(fù)荷時(shí)節(jié)電率可以超過50%，供電煤耗下降0.7g/(kW·h)。

表6 關(guān)閉備用磨煤機(jī)冷風(fēng)效果對(duì)比

4 結(jié)論

通過對(duì)600MW亞臨界直接空冷機(jī)組低負(fù)荷經(jīng)濟(jì)性的分析，經(jīng)過試驗(yàn)調(diào)整，提出運(yùn)行優(yōu)化措施，結(jié)論如下。

(1)低負(fù)荷高壓缸效率低，滑壓運(yùn)行曲線優(yōu)化中需考慮背壓的修正。

(2)機(jī)組低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，對(duì)各機(jī)組負(fù)荷進(jìn)行經(jīng)濟(jì)分配能降低全廠的總煤耗量。

(3)當(dāng)機(jī)組在50%額定負(fù)荷工況長(zhǎng)期運(yùn)行時(shí)，單電泵運(yùn)行可以使給水泵電耗率下降0.62%，供電煤耗下降2.42g/(kW·h)，經(jīng)濟(jì)效益顯著。

(4)在機(jī)組50%額定負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，磨煤機(jī)3臺(tái)運(yùn)行與主機(jī)負(fù)荷匹配度高，機(jī)組經(jīng)濟(jì)性好。

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(本文責(zé)編：劉炳鋒)

如何使用平面角單位符號(hào)“°”“′”“″”

平面角的非SI單位度、[角]分、[角]秒是我國(guó)的法定計(jì)量單位，其符號(hào)“°”“′”“″”是法定符號(hào)。由于它們的特殊性，使用時(shí)應(yīng)注意以下幾條。(1)不是字母符號(hào)，須置于右上標(biāo)，表示量值時(shí)數(shù)值與符號(hào)間不留間隙，如30°。(2)表示一個(gè)平面角的量值時(shí)，可同時(shí)使用2或3個(gè)單位，例如α=25°20′，β=18°15′30″。(3)與其他單位構(gòu)成組合單位時(shí)，符號(hào)上需加圓括號(hào)，如10 (°)/min。(4)書寫平面角的量值范圍時(shí)，第1個(gè)量的單位符號(hào)不應(yīng)省略，如10°～15°不應(yīng)寫為10～15°。(5)不應(yīng)將“′”“″”用于表示時(shí)間，如35 min 28 s不得寫為35′28″。(6) GB/T 1.1—2009《標(biāo)準(zhǔn)化工作導(dǎo)則 第1部分：標(biāo)準(zhǔn)的結(jié)構(gòu)和編寫》建議：“平面角宜用單位(°)表示，例如，寫作17.25°不寫作17°15′?！奔础岸取弊詈冒词M(jìn)制細(xì)分。

2016-12-06；

2017-01-08

TK 227.1

B

1674-1951(2017)01-0063-05

張研(1983—)，男，陜西榆林人，工程師，從事發(fā)電機(jī)組運(yùn)行與節(jié)能方面的工作(E-mail:16143142@shenhua.cc)。