直接空冷機組低負荷運行經(jīng)濟性分析

張研

(陜西國華錦界能源有限責任公司，陜西 榆林 719000)

直接空冷機組低負荷運行經(jīng)濟性分析

張研

(陜西國華錦界能源有限責任公司，陜西 榆林 719000)

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

空冷機組；低負荷；等效焓降；經(jīng)濟性

表1 直接空冷600 MW機組各負荷段供電煤耗參數(shù)

0 引言

隨著太陽能、風能等清潔能源技術的發(fā)展，電網(wǎng)逐漸接納新能源，這些電源具有不穩(wěn)定性、無法預測性、受自然環(huán)境影響大等特點，使電網(wǎng)峰谷差日益增大。近年來，火電機組年利用小時數(shù)的不斷縮減，火電機組參與電網(wǎng)調(diào)峰深度逐步增加[1]。與目前主流的1 000 MW超超臨界機組相比，亞臨界空冷機組的經(jīng)濟性較差，且汽包爐的負荷調(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，亞臨界空冷機組參與電網(wǎng)低負荷調(diào)峰已是必然的發(fā)展趨勢。研究直接空冷機組低負荷下的運行情況，對節(jié)能減排、提高企業(yè)的經(jīng)濟性具有重要的意義。

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

1 低負荷經(jīng)濟性

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

為了提高機組低負荷的經(jīng)濟性，選取同時期100%，75%及50%額定負荷工況，對#1～#3機組進行汽輪機熱耗計算、鍋爐效率計算及廠用電量測量，得出機組實際供電煤耗和背壓修正后的熱耗值，見表1。

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

表3 50%額定負荷工況等效焓降計算基礎數(shù)據(jù)

2 主要影響因素

2.1 汽輪機高壓缸效率降低

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

表2 直接空冷600 MW機組低負荷段缸效

高壓缸的效率影響機組的經(jīng)濟性，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%額定負荷工況等效焓降計算基礎數(shù)據(jù)見表3。表中：hj為第j級抽汽比焓，kJ/kg；hsj為第j級加熱器疏水比焓，kJ/kg；hrj為第j級加熱器入口水比焓，kJ/kg；hcj為第j級加熱器出口水比焓，kJ/kg；ΔHHj為第j級加熱器等效焓降，kJ/kg；ηj為第j級加熱器抽汽效率，%。

由機組50%額定負荷工況下參數(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。

機組50%額定負荷工況下，若為高壓缸排汽焓升引起，高壓缸效率每下降1百分點，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

通過計算，在50%額定負荷工況下，高壓缸效率每降低1百分點將影響煤耗17.8 kJ/(kW·h)。造成高壓缸低負荷效率低的原因主要是節(jié)流損失。低負荷時雖然機組為滑壓運行方式，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 機組背壓

空冷機組背壓變化對機組經(jīng)濟性影響很大，使用等效焓降理論衡量低負荷工況(50%額定負荷)下機組背壓對汽機的影響需考慮排汽比焓發(fā)生變化引起機組有效焓降變化及凝結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為凝結水溫度變化引起的比焓變化量，kJ/kg。

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

2.3 輔助蒸汽供汽方式影響

隨著脫硝系統(tǒng)、鍋爐暖風器投入等其他系統(tǒng)增加、改造，輔助蒸汽(以下簡稱輔汽)供汽范圍大，改造方便，所以均選擇輔汽供汽。冬季低負荷時，輔汽聯(lián)箱用汽量遠遠大于設計值，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。由于機組輔汽聯(lián)箱正常疏水經(jīng)疏水擴容器回凝汽器，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，輔汽不同汽源對比見表4。

由表4可知，在機組50%額定負荷工況下，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 輔汽不同汽源對比

圖1 背壓變化對熱耗的影響

2.4 廠用電率

機組廠用電組成系統(tǒng)中耗電率高的主要是電動給水泵、脫硫系統(tǒng)、空冷風機、引風機、一次風機、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機組主要輔機設備電耗率與機組負荷的關系圖。從圖2可以看出，機組額定負荷低于65%時，脫硫系統(tǒng)電耗率由1.0%升至1.2%，給水泵、一次風機的電耗率也明顯增大。額定負荷低于60%時，磨煤機電耗率由0.4%開始大幅增加。經(jīng)計算，在50%額定負荷時，3臺機組廠用電率每下降1百分點將分別影響供電煤耗3.93，3.97，3.90 g/(kW·h)。

圖2 #1機輔助設備電耗率與機組負荷的關系

3 低負荷優(yōu)化措施

3.1 機組負荷經(jīng)濟分配

在電廠實際負荷低于全廠額定總負荷時，在給定全廠總上網(wǎng)電量或機端出力的條件下，各機組間的負荷經(jīng)濟分配能降低全廠的總煤耗量。廠級負荷優(yōu)化分配能提高電廠運行的經(jīng)濟性和安全性，同時在當前新能源電力規(guī)?；_發(fā)利用的大形勢下，可以減少電網(wǎng)側的被控單元數(shù)量，提高其計算速度和可靠性。

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

圖3 供電煤耗與負荷關系

確立目標函數(shù)

表5 #1機組給水泵單、雙泵運行對照

約束條件

式中：F為全廠調(diào)度總出力，計算中為定值；X1，X2，X3分別為3臺機組機端出力系數(shù)；Y1，Y2，Y3分別為3臺機組供電煤耗；Y為全廠供電煤耗。

假設調(diào)度給定全廠機組總有功功率為1 650MW，如果按照平均分配，X1，X2，X3分別為0.55，0.55，0.55，計算出Y為351.83 g/(kW·h)。尋求最優(yōu)負荷分配后，X1，X2，X3分別為0.50，0.65，0.50，計算出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，高負荷運行的機組可以通過輔汽聯(lián)絡管供相鄰機組輔汽用戶，減少相鄰機組冷段再熱蒸汽用汽量，提升機組經(jīng)濟性。

3.2 滑壓曲線優(yōu)化

汽輪機廠家同類機型一般會統(tǒng)一提供原設計隨負荷的變化的滑壓運行曲線，然而實際運行中機組具有差異性，因為大小修周期、回熱系統(tǒng)設備運行狀況、鍋爐側蒸汽參數(shù)實際值、真空嚴密性、廠用蒸汽用戶等因素的影響，最佳滑壓運行曲線也不一定完全一致[3]。尤其是空冷機組背壓變化范圍大，正常運行中從6～35kPa,同樣的負荷在高背壓和低背壓運行時，蒸汽流量不同，最佳滑壓曲線也不同。根據(jù)試驗數(shù)據(jù)擬合出的不同排汽壓力時的最優(yōu)定滑壓曲線如圖4所示。機組設計背壓為15kPa，通過優(yōu)化試驗得出：低背壓運行時，最佳滑壓曲線低于設計背壓下提供的滑壓曲線；高背壓運行時，最佳滑壓曲線高于設計背壓下提供的滑壓曲線。將滑壓曲線用實時背壓修正后得到新的滑壓曲線固化至機組協(xié)調(diào)控制系統(tǒng)中，以保證機組在經(jīng)濟閥位進行滑壓運行。

圖4 不同背壓時最優(yōu)定滑壓曲線

3.3 給水泵單泵運行

以#1機組為例，100%額定負荷時給水泵電耗率為2.75%，到50%額定負荷時給水泵電耗率高達3.00%；在50%額定負荷下，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。此時如果2臺泵運行，為了減少或消除給水管道振動、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。

單臺給水泵容量是按照50%鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(BMCR)工況設計的，實際運行中低于60%額定負荷時，單臺泵均能保證機組正常運行。若低負荷停運1臺電動給水泵，對機組正常運行不會造成安全影響。在低負荷時進行了單臺水泵運行試驗，#1機給水泵單、雙泵運行對照數(shù)據(jù)見表5。

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

3.4 制粉系統(tǒng)優(yōu)化運行

由圖2知，低于60%額定負荷時，磨煤機電耗率急劇升高。這是因為在低負荷工況下，磨煤機保持4臺運行，每臺磨煤機出力減少，冷一次風門、熱一次風門開度小，節(jié)流損失增大。同時，為了保證最低一次風量，出力越低，一次風量與煤粉量比值越大，導致一次風機電耗率升高。

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

該廠低負荷運行時，4臺磨煤機正常運轉，#5磨煤機備用，冷風量為36t/h。備用磨煤機冷風門常開，不僅造成排煙溫度升高，鍋爐效率降低，也造成了一次風機電耗率的升高，將#5磨煤機冷風門全關，調(diào)整一次風壓，使得各臺磨煤機風量與調(diào)整前相近，關閉備用磨煤機冷風效果對比見表6。

3.5 凝結水泵變頻改造

凝結水泵原設計2臺泵為定速運行，1臺運行1臺備用，設計時都有一定裕量，一般能達到110%額定負荷容量。 2015年凝結水泵電機改造為變頻運行，上水調(diào)門運行中保持全開，控制電機頻率來控制流量，降低母管壓力，減少壓損，能最大程度降低電耗率。由運行數(shù)據(jù)可知，機組在100%額定負荷時節(jié)電率為25%，機組60%以下額定負荷時節(jié)電率可以超過50%，供電煤耗下降0.7g/(kW·h)。

表6 關閉備用磨煤機冷風效果對比

4 結論

通過對600MW亞臨界直接空冷機組低負荷經(jīng)濟性的分析，經(jīng)過試驗調(diào)整，提出運行優(yōu)化措施，結論如下。

(1)低負荷高壓缸效率低，滑壓運行曲線優(yōu)化中需考慮背壓的修正。

(2)機組低負荷運行時，對各機組負荷進行經(jīng)濟分配能降低全廠的總煤耗量。

(3)當機組在50%額定負荷工況長期運行時，單電泵運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)濟效益顯著。

(4)在機組50%額定負荷運行時，磨煤機3臺運行與主機負荷匹配度高，機組經(jīng)濟性好。

[1]姜延燦,鄧彤天,張穎,等.600 MW火電機組低負荷調(diào)峰的經(jīng)濟運行方式分析[J].汽輪機技術,2015,57(1):61-64.

[2]林萬超.火電廠熱系統(tǒng)節(jié)能理論[M].西安：西安交通大學出版社，1994.

[3]周志平,范鑫,李明,等.超臨界600 MW機組滑壓運行參數(shù)優(yōu)化分析與試驗[J].熱力發(fā)電,2011,40(10):50-54.

[4]李勇，曹麗華.汽輪機熱經(jīng)濟性診斷技術及應用[M].北京：科學出版社,2012.

[5]董偉鶴.火電鍋爐風機節(jié)能及氮氧化物減排研究[D].合肥：中國科學技術大學，2009.

[6]范鑫,秦建明,劉靜宇,等.超臨界600 MW汽輪機低負荷運行優(yōu)化技術研究[J].中國電力, 2012,45(11):18-21.

(本文責編：劉炳鋒)

如何使用平面角單位符號“°”“′”“″”

平面角的非SI單位度、[角]分、[角]秒是我國的法定計量單位，其符號“°”“′”“″”是法定符號。由于它們的特殊性，使用時應注意以下幾條。(1)不是字母符號，須置于右上標，表示量值時數(shù)值與符號間不留間隙，如30°。(2)表示一個平面角的量值時，可同時使用2或3個單位，例如α=25°20′，β=18°15′30″。(3)與其他單位構成組合單位時，符號上需加圓括號，如10 (°)/min。(4)書寫平面角的量值范圍時，第1個量的單位符號不應省略，如10°～15°不應寫為10～15°。(5)不應將“′”“″”用于表示時間，如35 min 28 s不得寫為35′28″。(6) GB/T 1.1—2009《標準化工作導則 第1部分：標準的結構和編寫》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制細分。

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)電機組運行與節(jié)能方面的工作(E-mail:16143142@shenhua.cc)。