600 MW亞臨界空冷機組節(jié)能潛力分析

趙志宏，劉　吉，付喜亮，段棟偉，鄭　磊，劉文毅

(1. 北京能源集團有限責任公司 內(nèi)蒙古京隆發(fā)電有限責任公司，內(nèi)蒙古豐鎮(zhèn)012100；2. 華北電力大學 國家火力發(fā)電工程技術研究中心，北京102206)

?

600 MW亞臨界空冷機組節(jié)能潛力分析

趙志宏1，劉吉1，付喜亮1，段棟偉2，鄭磊2，劉文毅2

(1. 北京能源集團有限責任公司 內(nèi)蒙古京隆發(fā)電有限責任公司，內(nèi)蒙古豐鎮(zhèn)012100；2. 華北電力大學 國家火力發(fā)電工程技術研究中心，北京102206)

摘要：針對某600 MW亞臨界空冷機組實際供電煤耗率偏高的現(xiàn)狀，從機組鍋爐、汽輪機兩大部分進行了能效診斷，并診斷出機組供電煤耗實際值較供電煤耗設計值偏高的主要原因。借助EBSILION模擬軟件，計算發(fā)現(xiàn)100%THA工況下低壓缸相對內(nèi)效率較設計值偏低，因此導致供電煤耗率有所增加。同時，又針對機組特點，提出了電動泵改汽動泵、提高主再熱蒸汽溫度的節(jié)能措施，并詳細分析了兩種節(jié)能措施對機組設計工況特性的影響。研究結果表明：在100%～40%THA不同工況下，同時進行電動泵改汽動泵以及提高主再熱蒸汽溫度后，機組發(fā)電功率增加，且供電煤耗率下降明顯，兩種改造措施所帶來的節(jié)能效果非常顯著。

關鍵詞：節(jié)能診斷；通流效率；蒸汽溫度；電泵改汽泵

0引言

為貫徹落實國務院要求，國家發(fā)改委制定了關于煤電節(jié)能減排升級與改造的計劃，其中規(guī)定到2020年，現(xiàn)役燃煤發(fā)電機組改造后平均供電煤耗低于310g/(kW·h)時，600MW級濕冷、空冷機組分別不高于303、320g/(kW·h)[1,2]。針對目前京隆在役兩臺600MW機組供電煤耗較發(fā)改委要求值高20g左右的現(xiàn)狀，本文應用EBSILION模擬計算軟件對該廠鍋爐與汽輪機進行分析計算，查找缺陷，并對幾種升級改造方案進行模擬計算，為該廠降低供電煤耗的目標提供理論指導。

內(nèi)蒙古京隆發(fā)電有限責任公司1號爐型號SG-2059/17.5-M9XX為上海鍋爐廠生產(chǎn)的亞臨界中間一次再熱控制循環(huán)鍋爐。鍋爐采用四角切圓燃燒方式，正壓直吹式制粉系統(tǒng)，配6臺HP983中速磨，滿負荷工況下5臺磨煤機運行。該廠汽輪機組的型號為N600-16.7/538/538，汽輪機采用中間再熱直接空冷凝汽式，為單軸雙缸雙排汽，高中壓缸采用合缸反流結構。有七級不調(diào)整抽汽，回熱系統(tǒng)為“三高三低一除氧”。 汽輪機排出的乏汽，經(jīng)由2根DN6000的主排汽管道引至空冷凝汽器系統(tǒng)?？绽湎到y(tǒng)采用單排管換熱管束。每臺機組的風機冷卻單元按照7×8方式布置，共56個冷卻單元。空冷平臺高度設為40m；冷卻風機采用標準軸流風機。

1機組性能能耗分析

1.1供電煤耗率分析

收集京隆電廠運行統(tǒng)計數(shù)據(jù)的日平均值，該廠2014年全年日平均負荷在580MW以上共有22天，并取其平均值作為供電煤耗的統(tǒng)計值。相關統(tǒng)計數(shù)據(jù)的整理匯總如表1所示。

能耗指標分析是指通過對能耗指標的實際值與設計值或目標值的對比，分析能耗指標偏差，發(fā)現(xiàn)設備運行中經(jīng)濟性方面存在的問題，從而為運行優(yōu)化調(diào)整、設備治理和節(jié)能改造提供依據(jù)和方向[3]。該廠2014年全年負荷在580MW以上時供電煤耗正平衡統(tǒng)計值約在330～360g/(kW·h)，其供電煤耗正平衡平均值為341.86g/(kW·h)。機組供電煤耗設計值為322.67g/(kW·h)，發(fā)改委要求值為320g/(kW·h)。京隆電廠供電煤耗運行值較供電煤耗設計值高19.19g/(kW·h)，較發(fā)改委要求值高出21.86g/(kW·h)，節(jié)能降耗的潛力巨大。

表1　供電煤耗日平均值

1.2鍋爐效率分析

供電煤耗反平衡推算鍋爐運行效率ηb，其中熱耗率、供電煤耗反平衡值、廠用電率等均為運行數(shù)據(jù)。

(1)

(2)

ECR設計工況下鍋爐熱效率為93.16%，排煙溫度為128℃。選取該廠12天有代表性數(shù)據(jù)，計算出鍋爐運行效率，計算結果見表2。

由表2可知，機組負荷較高時鍋爐的運行效率不低于ECR設計工況下的鍋爐熱效率；因此，該廠鍋爐的運行水平基本可達到設計要求，機組實際運行時供電煤耗的大幅升高其主要原因應該不在鍋爐側。

表2　實際運行工況下鍋爐熱效率計算

1.3汽輪機相對內(nèi)效率分析

汽輪機相對內(nèi)效率作為評估通流效率的指標有著重要意義，對機組能耗影響巨大[4-7]。各級組間相對內(nèi)效率的運行值與設計值對比，運用EBSILION能耗分析軟件進行耗差分析，計算得到3種工況下，缸效率對能耗影響情況見表3。低壓缸排汽焓值由相似三角形法[8]計算得出。

由表3可知，對于汽輪機通流部分高壓缸效率稍差于設計值，中壓缸效率優(yōu)于設計值，低壓缸效率大幅低于設計值；在對汽輪機維修改造時，應重點對低壓缸進行節(jié)能改造。針對100%負荷工況，低壓缸相對內(nèi)效率設計值為92.86%，而運行值僅為80.33%，通過分析計算，僅由于低壓缸通流效率過低就可使熱耗率上升542.06kJ/(kW·h)，使供電煤耗率升高21.69g/(kW·h)，與能耗對標數(shù)據(jù)較為吻合，因此可以看出該廠機組主要問題在汽輪機低壓缸通流部分，機組在大修中應重點對低壓缸進行維修改造。

表3　機組實際運行中缸效率對能耗的影響

2設計工況建模

以京隆電廠汽輪機說明書中汽水流程原則性熱力圖為基準，采用經(jīng)典熱平衡計算法與EBSILION模擬法，分別完成不同設計工況下的模型搭建與熱力性能計算。原系統(tǒng)模型作為電泵改汽泵與提高主蒸汽溫度、再熱溫度的基準模型系統(tǒng)。EBSILONProfessional[9,10]軟件用于計算熱力過程的熱量、功量、循環(huán)效率、熱力狀態(tài)參數(shù)等物理量?？梢杂糜谔柲馨l(fā)電、核電、火電等熱力電站系統(tǒng)的性能計算，是電站設計、規(guī)劃和優(yōu)化運行的現(xiàn)代化工具。

本文參照圖1熱力系統(tǒng)模型，并結合該機組汽輪機設計說明書，對機組在100%THA～40%THA6種工況下的熱力特性進行了模擬，表4為100%THA工況的詳細參數(shù)，表5為模擬結果與設計值的對比。為了驗證搭建計算模型的正確性與準確性，在此選取機組的兩個重要參數(shù)：發(fā)電功率、熱耗率；并將計算模型得出的發(fā)電功率、熱耗率同京隆電廠汽輪機說明書中兩項數(shù)據(jù)做對比，對比結果如表5所示。模型計算得出發(fā)電功率為600.77MW，汽輪機說明書中設計值為600.185MW，兩者之差為0.585MW，計算得出相對誤差為0.09 75%(相對誤差<0.1%)；模型計算得出熱耗率為8 076.04kJ/(kW·h)，汽輪機說明書中設計值為8 064kJ/(kW·h)，兩者之差為12.04kJ/(kW·h)，計算得出相對誤差為0.149 3%(相對誤差<0.2%)；可見利用EBSILON軟件搭建的模型其正確性與準確性是可以保證的，能夠作為其它改造方案的原模型。

表6為80%THA～40%THA工況下，計算模型的輸出結果，其中發(fā)電功率與熱耗率的誤差均在0.3%以內(nèi)。

圖1　京隆電廠熱力系統(tǒng)簡圖

說明書參數(shù)單位數(shù)值說明書參數(shù)單位數(shù)值主蒸汽壓力MPa16.67低加五抽溫度℃302.5主蒸汽溫度℃538低加六抽壓力MPa0.2404再熱蒸汽壓力MPa3.414低加六抽溫度℃196.3再熱蒸汽溫度℃538低加七抽壓力MPa0.0806鍋爐給水壓力MPa18.65低加七抽溫度℃93.73鍋爐給水溫度℃276排氣壓力MPa0.015鍋爐效率%93.16第一級高加上端差℃-1.6廠用電率%7.54第一級高加下端差℃5.6發(fā)電機效率%99第二級高加上端差℃0高加一抽壓力MPa6.081第二級高加下端差℃5.6高加一抽溫度℃385.3第三級高加上端差℃0高加二抽壓力MPa3.793第三級高加下端差℃5.6高加二抽溫度℃322.5第五級低加上端差℃2.8高加三抽壓力MPa2.045第五級低加下端差℃5.6高加三抽溫度℃461.5第六級低加上端差℃2.8除氧器四抽壓力MPa1.016第六級低加下端差℃5.6除氧器四抽溫度℃361第七級低加上端差℃2.8低加五抽壓力MPa0.615第七級低加下端差℃5.6

表5　模型計算結果

表6　其它工況下模型計算結果

3改造方案

3.1電動給水泵改汽動給水泵

目前600MW亞臨界機組通常采用汽動給水泵，小汽輪機采用主汽輪機抽汽作為工質, 可以使主汽輪機末級蒸汽量減少, 從而減少末級汽流的全速損失, 提高了主汽輪機的內(nèi)效率。改造方案中采用汽輪機第四段抽汽驅動小汽機，增設小型間接空冷凝汽器，僅冷凝小汽機排汽，小汽機排汽壓力為6kPa，遠低于汽輪機背壓15kPa。目前運行中的小汽機相對內(nèi)效率通常較低，且隨負荷降低而急劇減小，現(xiàn)設定機組負荷由100%THA降至40%THA時，小汽機相對內(nèi)效率由82%降低至70%。

3.2提高主蒸汽溫度與再熱蒸汽溫度

根據(jù)朗肯循環(huán)定理，提高主蒸汽的初溫與再熱溫度會提高平均吸熱溫度，從而提升蒸汽循環(huán)效率，降低能耗。同時，提高蒸汽初溫，還可使排汽干度提高，從而減少低壓缸排汽濕汽損失，提高汽輪機效率。通過工程簡化回熱算法可對提高主再熱汽溫的節(jié)能效果進行理論分析，從熱力學的基本原理出發(fā),并對系統(tǒng)進行簡化處理,忽略各回熱抽汽的影響,求得主蒸汽參數(shù)偏離目標值造成經(jīng)濟指標的變化[11,12]。該機組主再熱溫度僅為538℃，而目前600MW機組主汽溫度多在570℃左右，故案例機組主汽初參數(shù)存在一定的提升空間；綜合案例機組汽輪機金屬材料強度極限和機組經(jīng)濟性，本文中擬將其主再熱蒸汽溫度由538℃提高到570℃。

4改造后節(jié)能效果評估

以準確的原系統(tǒng)模型為基準，同時進行電泵改汽泵與提高主蒸汽溫度、再熱溫度改造，分析電泵改汽泵與提高主、再熱蒸汽溫度兩種改造方案集成后的節(jié)能效果，圖2為100%THA工況電泵改汽泵與提升主再蒸汽溫度模型圖。

表7為100%THA工況下兩種改造后模型與原系統(tǒng)參數(shù)的對比；表8為100%THA電泵改汽泵與提高蒸汽初溫、再熱溫度集成模型計算結果。

圖2　100%THA工況電泵改汽泵與提升主再蒸汽溫度模型

項目原機組改造后機組M/(kg·s-1)P/barT/℃M/(kg·s-1)P/barT/℃主蒸汽513.5166.7538513.5166.7570再熱蒸汽441.434.1538443.734.1570一段抽汽36.760.8386.135.460.8414.6二段抽汽35.437.932334.437.9349.3三段抽汽21.520.5461.321.120.5491.2四段抽汽15.410.2361.115.210.2387.9流入低壓缸蒸汽404.510.2361.1390.010.2387.9五段抽汽22.86.15302.622.56.1327.4六段抽汽212.4196.120.92.4216.9七段抽汽22.10.8193.7(0.999)22.50.81109.3汽輪機排汽338.60.1554.0(0.931)324.10.1554.0(0.943)凝結水404.59.9554.1407.49.9553.3鍋爐入口給水513.5201.5276.1513.5201.5276.1

表8　100%THA電泵改汽泵與提高蒸汽初溫、再熱溫度集成模型計算結果

對于100%THA工況，僅將電動給水泵改為汽動給水泵后，廠用電率由7.54%下降至5.00%。改造前后，設定主蒸汽流量為不變量，汽輪機中用來發(fā)電的一部分蒸汽，用來驅動小汽機帶動給水泵，因此發(fā)電煤耗率增加6.76g/(kW·h)；同時廠用電率大幅降低，最終使得供電煤耗下降1.52g/(kW·h)。僅將主再熱蒸汽溫度由538℃提高至570℃后，廠用電率不變，平均吸熱溫度升高，平均放熱溫度基本不變，發(fā)電功率較原系統(tǒng)增加31.34MW，增幅為5.21%；發(fā)電煤耗率較原系統(tǒng)降低4.37g/(kW·h)，供電煤耗率降低4.73g/(kW·h)。

以原系統(tǒng)模型為基準，在設定主蒸汽流量不變的前提下，同時進行上述兩種改造，廠用電率由7.54%下降至5.00%，發(fā)電功率較原系統(tǒng)增加17.98MW，增幅為3%；供電煤耗率降低6.54g/(kW·h)，降低2.0%。同時還發(fā)現(xiàn)，電泵改汽泵與提高主再蒸汽溫度有相互促進的效果(6.54>1.52+4.73)，可見兩種改造措施有明顯的節(jié)能效果。

參照機組汽輪機熱力說明書其它工況下的汽水流程熱力系統(tǒng)圖，又分別在80%THA(定壓)、75%THA(滑壓)、60%THA(滑壓)、50%THA(滑壓)、40%THA(滑壓)5種工況下，以原系統(tǒng)模型為基準進行了電泵改汽泵與提升主蒸汽溫度與再熱溫度的計算，表9為變工況下電泵改汽泵與提高蒸汽初溫、再熱溫度集成模型計算結果。

表9　變工況下電泵改汽泵與提高蒸汽初溫、再熱溫度集成模型計算結果

續(xù)表

由表9可知，當機組負荷在80%～40%THA工況變化時，兩種改造集成后機組凈出功可增加12.19～27.53MW，汽輪機熱耗率升高38.99～46.08kJ/(kW·h)，供電煤耗可降低6.93～8.04g/(kW·h)；且隨著機組負荷的降低，兩種改造集成后的節(jié)能效果會逐漸提高；這主要是由于機組在低負荷下運行時，汽輪機通流部分流量減小，各項損失增大，機組運行水平更低，因此，由電泵改汽泵與提高主再熱汽溫帶來的節(jié)能效果更加顯著。

5結論

本文針對600MW亞臨界空冷機組實際運行過程中煤耗偏高的問題，首先進行了運行煤耗率、設計煤耗率以及煤耗目標值的對標，然后對機組鍋爐與汽輪機兩大部分進行了診斷分析，通過機組運行參數(shù)與設計參數(shù)對標，并借助EBSILION能耗軟件，發(fā)現(xiàn)汽輪機低壓缸通流效率過低是機組煤耗率偏高的主要問題。結合該機組的實際情況，提出了電泵改汽泵與提高主再熱蒸汽溫度兩種改造方案，并以該典型600MW亞臨界空冷機組為例，詳細分析了兩種改造方案對機組運行特性的影響，并對機組在不同工況下的節(jié)能效果進行了計算分析。研究結果表明：

(1)對于該廠機組，鍋爐運行效率達到設計要求；機組能耗偏高的主要問題在于汽輪機低壓缸通流效率過低；100%負荷工況下，低壓缸相對內(nèi)效率運行值為80.33%，較設計值低12.53%，使供電煤耗率上升21.69g/(kW·h)。

(2)100%THA工況下，將電動給水泵改為汽動給水泵并使主再熱蒸汽溫度由538 ℃提高至570 ℃，機組供電煤耗率降低6.54g/(kW·h)，節(jié)能效果顯著。

(3)僅對機組進行電泵改汽泵，可使供電煤耗率降低1.52g/(kW·h)；僅對機組進行提高主再熱蒸汽溫度后，可使供電煤耗率降低4.73g/(kW·h)；而將兩種改造集成后，可使供電煤耗率降低6.54g/(kW·h)，可見兩種改造有相互促進的作用，集成后會使節(jié)能效果更加明顯。

參考文獻:

[1]胡敏. 煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)[J]. 煉油技術與工程, 2015(1):42.

[2]國務院辦公廳. 能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014—2020年)[J]. 煤化工，2014(6)：71.

[3]張國柱, 溫志鵬, 李本鋒,等. 淺析火電機組節(jié)能診斷方法與應用[J]. 節(jié)能與環(huán)保, 2013(4):62-64.

[4]曹麗華. 汽輪機通流部分的數(shù)值分析及熱經(jīng)濟性診斷方法研究[D]. 北京：華北電力大學, 2012.

[5]趙林峰, 劉衛(wèi), 賀莊. 600MW汽輪機軸系調(diào)整和基礎沉降分析[J]. 電力科學與工程, 2015, 31(4):58-65.

[6]劉彥豐, 付曉俊. 200MW汽輪機整體優(yōu)化改造及效果評估[J]. 電力科學與工程, 2016, 32(3):55-58.

[7]鐘閣順. 國產(chǎn)600MW抽汽式汽輪機配汽改造及優(yōu)化[J]. 電力科學與工程, 2008, 24(7):8-12.

[8]楊濤, 胥建群, 曹祖慶. 凝汽式汽輪機排汽焓近似計算方法研究[C].中國動力工程學會透平專業(yè)委員會2012年學術研討會論文集. 2012.

[9]XUC,XUG,YANYY,etal.Animprovedconfigurationoflow-temperaturepre-dryingusingwasteheatintegratedinanair-cooledlignitefiredpowerplant[J].AppliedThermalEngineering, 2015, 90:312-321.

[10]PORSCHET,THANNHAEUSERL,HOEHNEO,etal.Firsttestresultsfromthelignitepilotplantusingsteamfluidizedbeddrying[A].GermanCombustionandFlameConference[C].Düs-seldorf,German, 2009.

[11]鄭體寬. 熱力發(fā)電廠[M]. 北京:中國電力出版社,2008.

[12]王修彥. 工程熱力學[M]. 北京：機械工業(yè)出版社，2009.

The Performance Assessment and Energy Potential Analysis for 600MW Subcritical Air Cooling Unit

ZHAOZhihong1,LIUJi1,FUXiliang1,DUANDongwei2,ZHENGLei2,LIUWenyi2

(1.InnerMongoliaJinglongpowerCo.Ltd.,BeijingenergygroupCo.Ltd.,Fengzhen012100,China;2.NationalThermalPowerResearchCenter,NorthChinaElectricPowerUniversity,Beijing102206,China)

Abstract：This paper carried on a diagnosis of energy efficiencyin view of two main parts, boiler and turbine, and found out the reason why the actual value of the power supply coal consumption is higher than the design value in 600MW subcritical air cooling unit.Using EBSILION simulation software, we discovered that the low pressure cylinder relative internal efficiency is lower than the design value in 100%THA working condition, and this leads to the rise of the power supply coal consumption rate. According to characteristics of the unit, we put forward two kinds of energy saving measurements,changing electric pump to steam pump and improving the temperature of mainand reheat steam, and analyzed the influence of the two kinds of energy saving measures on the characteristics of the unit underdesign conditions. The results show that in the range of 100%～40%THA, by implementing the two measurements, the unit generated power rises, and the power supply coal consumption rate reduces obviously, so energy-saving effect is remarkable.

Keywords：diagnosis of energy saving;flow efficiency;steam temperature;electric pump to steam

收稿日期：2016-04-01。

基金項目：國家自然科學基金項目(No. 51476053)。

作者簡介：趙志宏(1974-)，男，工程師，主要從事火電廠節(jié)能和運行管理工作；通信作者：段棟偉，E-mail：ncepu_xjnl@163.com。

中圖分類號:TK262

文獻標識碼:A

DOI:10.3969/j.issn.1672-0792.2016.05.013