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        0號高壓加熱器疏水方式優(yōu)化

        2019-04-11 11:10:20張彥鵬李蘇生祝令凱
        山東電力技術(shù) 2019年3期
        關(guān)鍵詞:除氧器抽汽加熱器

        張彥鵬 ,鄭 威 ,李蘇生 ,祝令凱 ,李 思

        (1.國網(wǎng)山東省電力公司電力科學(xué)研究院,山東 濟(jì)南 250003;2.山東電力中心醫(yī)院,山東 濟(jì)南 250001)

        0 引言

        根據(jù)國家煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃,到2020年,現(xiàn)役火電機(jī)組改造后平均供電煤耗低于310 g/kWh,其中現(xiàn)役600 MW及以上機(jī)組(除空冷機(jī)組外)改造后平均供電煤耗低于 300 g/kWh[1]。 為落實國家煤電機(jī)組節(jié)能減排升級與改造行動計劃,燃煤機(jī)組充分利用成熟、先進(jìn)、適用的節(jié)能減排技術(shù),研究系統(tǒng)節(jié)能降耗新技術(shù)的同時,考慮環(huán)保一體化(脫硝、脫硫擴(kuò)容、濕式除塵等)和節(jié)能改造的同步性、相互適配性,研究與環(huán)保改造相關(guān)的節(jié)能改造內(nèi)容和適應(yīng)環(huán)保一體化的節(jié)能改造方案。

        0號高壓加熱器和低溫省煤器聯(lián)合系統(tǒng)技術(shù),不僅使機(jī)組回?zé)嵯到y(tǒng)的級數(shù)增加,循環(huán)熱效率提高,熱耗率降低,同時由于給水溫度提高,省煤器換熱量減少,導(dǎo)致省煤器出口煙溫的升高,從而保證了部分負(fù)荷時SCR脫硝效率。因此0號高壓加熱器和低溫省煤器聯(lián)合系統(tǒng)是提高機(jī)組部分負(fù)荷運行經(jīng)濟(jì)性和環(huán)保指標(biāo)的有效措施之一。

        1 0號高壓加熱器

        在回?zé)嵯到y(tǒng)中,1號高壓加熱器后與鍋爐省煤器前增設(shè)1個高壓加熱器用來加熱給水;高壓加熱器的蒸汽是由1級抽汽前的高壓缸某級后抽出;高壓加熱器的疏水采用逐級自流至1號高壓加熱器或除氧器,滿足上述條件的高壓加熱器稱為0號高壓加熱器,簡稱0號高加。

        以國內(nèi)某電廠680 MW機(jī)組的0號高加作為研究對象,從汽源選取、疏水方式2方面分別介紹0號高加設(shè)置方案。

        1.1 0號高加汽源選取

        0號高加選取合適且不影響機(jī)組安全性的高壓汽源十分重要。該機(jī)組0號高加抽汽借助汽輪機(jī)現(xiàn)有的補汽閥,閥后導(dǎo)汽管上設(shè)置三通,在低負(fù)荷時利用高壓缸補汽閥接口抽汽送至0號高加。0號高加與補汽閥進(jìn)汽共用1個接口,通過補汽閥和0號高加抽汽管路的快關(guān)調(diào)節(jié)閥切換,見圖1。

        對于沒有補汽閥的機(jī)組,根據(jù)國內(nèi)汽輪機(jī)制造商的相關(guān)研究[2],一般依據(jù)各負(fù)荷條件下加權(quán)平均熱耗降低幅度最大的原則進(jìn)行汽源優(yōu)選,最佳的汽源應(yīng)選取高壓缸第7級動葉后,經(jīng)過優(yōu)化計算,最終確定選取高壓缸第9級后為0號高加抽汽的汽源。此方案處于理論研究階段,需要驗證外缸的強(qiáng)度和剛性;同時,設(shè)備改造工作量大、投資成本較高,目前尚沒有發(fā)電機(jī)組采用此方案。

        圖1 機(jī)組中0號高加的汽源選取

        1.2 0號高壓加熱器疏水方式

        0號高加疏水方式主要有5種:疏水至1號高加、疏水至2號高加、疏水至3號高加、疏水至除氧器、疏水至凝汽器。其中:疏水至凝汽器由于經(jīng)濟(jì)性差,常作為事故疏水考慮。其他4種方式,經(jīng)濟(jì)性逐漸降低,投資成本也逐漸降低,調(diào)節(jié)運行由于改造加熱器的減少而變得簡單,如圖2所示。

        圖2 4種0號高加疏水方式

        2 0號高加經(jīng)濟(jì)性分析

        2.1 等效熱降法計算模型

        等效熱降基于熱力學(xué)的熱功轉(zhuǎn)換原理,考慮到設(shè)備質(zhì)量、熱力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)和參數(shù)的特點,用以研究熱工轉(zhuǎn)換及能量利用程度的一種方法[3]。

        等效熱降法具有簡捷、方便和準(zhǔn)確的特點,可用局部運算替代整個熱力系統(tǒng)的復(fù)雜計算,簡化整個計算過程。

        采用等效熱降法對0號高加疏水位置不同進(jìn)行局部定量分析,計算疏水位置變化對機(jī)組經(jīng)濟(jì)性的影響。

        國內(nèi)某電廠680 MW機(jī)組的疏水方式如圖3所示,該機(jī)組0號高加正常疏水至2號高加,以0號高加疏水至2號高加為原系統(tǒng),采用等效熱降法分別計算出0號高加疏水至1號高加、3號高加以及除氧器3種方式下對機(jī)組做功和裝置經(jīng)濟(jì)性的變化,進(jìn)而計算出機(jī)組熱耗率、煤耗,對比相同負(fù)荷下不同疏水形式的節(jié)能效果。由于相同負(fù)荷下0號高加的抽汽流量和參數(shù)不變,故0號高加的疏水參數(shù)保持不變。

        圖3 國內(nèi)某電廠680 MW機(jī)組的疏水方式

        根據(jù)等效熱降法,再熱機(jī)組要計算局部變動的經(jīng)濟(jì)性相對變化,除考慮等效熱降變化外,還要考慮相應(yīng)的循環(huán)吸熱量ΔQ的變化。

        ΔH為做功變化量,即不同疏水方式下新系統(tǒng)做功與原系統(tǒng)做功的差值,其計算公式為:

        式中:H1-2為0號高加疏水至1號高加方式下相對于0號高加疏水至2號高加做功變化量;ΔH3-2為0號高加疏水3號高方式下相對于0號高加疏水至2號高加做功變化量;ΔHc-2為0號高加疏水至除氧器方式下相對于0號高加疏水至2號高加做功變化量;αf為0號高加抽汽流量占主汽流量的比例;分別為 0,1,2,3 號高加疏水焓;η1,η2,η3,ηc分別為 1,2,3,4 級抽汽效率。

        ΔQ為循環(huán)吸熱變化量,包括再熱器吸熱量的變化和鍋爐蒸發(fā)吸熱量變化2部分。而鍋爐過熱器蒸發(fā)吸熱量不變,即循環(huán)吸熱變化量就是不同疏水方式下再熱器吸熱量的變化與原系統(tǒng)再熱器吸熱量的變化之間的差值

        式中:ΔQ1-2為0號高加疏水至1號高加方式下相對于0號高加疏水2號高加循環(huán)吸熱變化量;ΔQ3-2為0號高加疏水至3號高加方式下相對于0號高加疏水2號高加循環(huán)吸熱變化量;ΔQc-2為0號高加疏水至除氧器方式下相對于0號高加疏水2號高加循環(huán)吸熱變化量;σ為1 kg蒸汽在再熱器中的吸熱量;h1,h2為 1,2 號高加的抽汽焓。

        0號高加疏水位置變動的汽輪發(fā)電機(jī)組循環(huán)熱效率相對變化

        式中:ΔH 為做功變化量, 即 ΔH1-2,ΔH3-2,ΔHc-2;ΔQ為循環(huán)吸熱變化量,即 ΔQ1-2,ΔQ3-2,ΔQc-2;δηi為汽輪發(fā)電機(jī)組循環(huán)熱效率相對變化;ηi為汽輪發(fā)電機(jī)組循環(huán)熱效率;H為新蒸汽等效熱降。

        ΔH和ΔQ有正負(fù)之分。當(dāng)做功增加時,ΔH為正值,反之為負(fù)值;當(dāng)循環(huán)吸熱量增加時,ΔQ為正值,反之為負(fù)值。

        2.2 計算結(jié)果

        依據(jù)機(jī)組熱力計算書中的機(jī)組不同負(fù)荷的參數(shù),對機(jī)組進(jìn)行等效熱降計算。機(jī)組不同負(fù)荷下的抽汽效率及關(guān)鍵參數(shù)見表1。

        表1 機(jī)組不同負(fù)荷下的抽汽效率及關(guān)鍵參數(shù)

        參 數(shù) 單位 7 5%T H A 5 0%T H A 4 0%T H A 3 0%T H A 4級抽汽效率 % 0.3 0 0 9 0.2 8 3 6 0.2 7 1 6 0.2 4 8 6再熱冷段蒸汽焓 k J/k g 3 1 2 9.8再熱熱段蒸汽焓 k J/k g 3 6 7 7.8 3 1 6 5.1 3 1 7 9.2 3 1 8 2.5 3 6 9 1.5 3 6 9 4.8 3 6 8 8.1

        分別計算不同負(fù)荷段不同疏水方式對原機(jī)組疏水系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)性的影響,結(jié)果見表2。

        通過對機(jī)組 75%THA,50%THA,40%THA,30%THA 4個負(fù)荷段0號高加3種疏水方式對原機(jī)組疏水方式經(jīng)濟(jì)性的計算,結(jié)果表明:

        1)機(jī)組任何負(fù)荷下0號高加疏水至1號高加的經(jīng)濟(jì)性最好;

        2)機(jī)組負(fù)荷在50%THA左右時,0號高加疏水方式變化對機(jī)組經(jīng)濟(jì)性影響較大;

        3)機(jī)組原系統(tǒng)與疏水至1號高加的熱耗率相差較小,但與疏水至3號高加、除氧器的經(jīng)濟(jì)性相差較大;

        4)機(jī)組原系統(tǒng)0號高加疏水至2號高加,綜合經(jīng)濟(jì)性最好,僅對2號高加之后的高壓加熱器進(jìn)行改造,不對1號高加進(jìn)行改造,可以減少投資、縮短改造工期。

        表2 不同疏水方式對原機(jī)組經(jīng)濟(jì)性的影響

        2.3 0號高加不同疏水方式經(jīng)濟(jì)效益對比

        由于電網(wǎng)的擴(kuò)大和用電結(jié)構(gòu)的變化,峰谷差也相應(yīng)擴(kuò)大,機(jī)組除要承擔(dān)基本負(fù)荷,也要承擔(dān)調(diào)峰任務(wù)。在調(diào)峰運行模式下,國內(nèi)大容量機(jī)組多采用滑壓運行,機(jī)組的年運行小時數(shù)、年利用小時數(shù)等條件對經(jīng)濟(jì)比較結(jié)果有明顯的影響。參考山東電網(wǎng)同類型機(jī)組的實際運行情況,按2017年利用小時數(shù)取5 000 h,該機(jī)組調(diào)峰運行模式暫按表3考慮。

        由于2017年山東可再生能源機(jī)組調(diào)峰最低負(fù)荷為40%THA,因此機(jī)組30%THA負(fù)荷的運行時間為零。

        表4 不同疏水方式對原機(jī)組經(jīng)濟(jì)效益對比

        在40%~100%THA負(fù)荷內(nèi),該機(jī)組年利用小時數(shù)按表3中數(shù)據(jù)計算,標(biāo)煤 800元/t,計算結(jié)果見表4。

        由此可見,該機(jī)組按調(diào)峰模式運行時,0號高加疏水至1號高加相對疏水至2號高加每年可產(chǎn)生經(jīng)濟(jì)效益5.7萬元;0號高加疏水至3號高加、除氧器相對疏水至2號高加每年分別降低經(jīng)濟(jì)效益58.8萬元、134.7萬元。由于0號高加疏水至1號高加和疏水至2號高加經(jīng)濟(jì)性差別較小,而疏水至1號高加投資成本高、調(diào)節(jié)運行難,因而0號高加疏水至2號高加綜合經(jīng)濟(jì)性最優(yōu)。

        4 結(jié)語

        依據(jù)機(jī)組在75%,50%,40%和30%額定負(fù)荷下0號高加的性能參數(shù),通過等效熱降原理對0號高加不同疏水方式進(jìn)行汽輪機(jī)與回?zé)嵯到y(tǒng)熱力計算,得到汽輪發(fā)電機(jī)組循環(huán)熱效率變化值,分析機(jī)組運行的經(jīng)濟(jì)效益。結(jié)果表明:該類型機(jī)組0號高加疏水至2號高加經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu)。

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