600MW机组能效对标第十五届年会论文集节能降耗.doc

600MW超临界燃煤机组节能降耗途径探讨黄慧民（国电蚌埠发电有限公司 安徽 怀远 233411）【摘 要】目前国内600MW超临界燃煤机组能效指标厂用电率最低为3.59%，供电煤耗为301.97gce/kWh，为了向国内先进机组指标靠近，国电蚌埠发电有限公司高度重视节能管理工作，认真开展能效对标，投产一年来通过借鉴同类机组的节能管理经验，以节能降耗作为开展节能管理的总抓手，如针对性地开展一系列技术改造、坚持对标分析活动，优化主辅机运行方式、充分发挥热力试验的基础指导作用等,认真开展了各项节能管理活动，为不断优化各项生产指标打下坚实基础。同时为新建电厂快速提高经济运行水平积累了一定的经验。本文重点对该公司节能降耗的途径进行了总结分析。【关键词】节能 对标 能耗分析 技术改造 1 机组概况 国电蚌埠发电有限公司一期2600MW超临界燃煤发电机组分别于2008年12月、2009年4月相继投运。锅炉是由哈尔滨锅炉厂有限责任公司引进英国三井巴布科克能源公司（Mitsui Babcock Energy Limited）技术生产的超临界参数变压运行，型布置，螺旋水冷壁、单炉膛、低 NOx 轴向旋流燃烧器（LNASB）前后墙对冲燃烧方式、一次中间再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构、燃煤本生直流锅炉。锅炉型号为： HG-1913/25.4-YM7。制粉系统为中速磨正压直吹式系统，配6台HP1003型中速碗式磨煤机。汽轮机为上海汽轮机有限公司（STC）与西门子西屋(SWPC)联合设计制造的超临界压力、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，其中高中压缸为具有冲动式调节级和反动式压力级的混合型式，低压缸是双流、反动式，汽轮机型号为：N600-24.2/566/566。发电机为上海电机股份有限公司生产的三相同步汽轮发电机。型号为QFSN-600-2。机组控制系统为国电智深公司的EDPF-NT分散控制系统（DCS）。表1 机组主要经济技术设计指标名 称单 位额定工况设计指标（THA）额定主蒸汽量t/h1671再热蒸汽量t/h1395过热器出口蒸汽压力MPa25.1过热器出口蒸汽温度571再热蒸汽热段出口温度569给水温度274.6冷风温度24排烟温度(修正后)115.6锅炉计算热效率93.996主汽门前压力MPa24.2主汽门前温度566高压缸排汽压力MPa4.033高压缸排汽温度303.2再热蒸汽压力MPa3.630再热蒸汽温度566排汽压力kPa5.2保证热耗kJ/(kWh)75652 能效对标2.1 机组供电煤耗2009年该公司主要经济数据与同类型600MW机组数据比较如下： 表2 同类型机组对标表电厂简称国电蚌埠国电铜陵国电荆门国电常州投产日期2008.12-09.42008.7-92006.12-07.52006.5-11设计参数机组实际容量 MW630600600630锅炉制造厂家 哈锅东锅东锅哈锅设计保证效率 %93.9993.593.4593.98设计燃煤种类 烟煤烟煤烟煤烟煤燃烧布置方式对称对称对称对称设计燃煤灰分(收到基) %25.326.6513.428.5设计燃煤挥发分(收到基) %28.1625.2226.427.88设计燃煤低位热值(收到基)kJ/kg21430211842275023500磨煤机型号 HP1003HP1003HP1003HP1003磨煤机型式 碗磨碗磨碗磨碗磨汽轮机制造厂家 上汽上汽东汽上汽循环水运行方式闭式开式闭式开式凝汽式汽机设计背压 kPa5.25.46.54.9机组保证热耗率 kJ/(kWh)7565754576137517设计厂用电率 %6.56.56.46.5设计供电煤耗 g/(kWh)302303.8298298运行参数负荷系数 %72.871.6280.5576.39实际燃煤低位热值(收到基)kJ/kg19800195561942620409生产厂用电率 %5.214.775.334.55供电煤耗 g/(kWh)314.83314.52313.67307.82.2 机组发电厂用电率2009年辅机用电率与同类型600MW机组数据比较如下：表3 同类型机组辅机用电率对照表（单位：%）电厂简称国电蚌埠国电蚌埠国电常州国电铜陵机组编码1号机组2号机组全厂1号机组生产厂用电率5.295.094.554.74磨煤机耗电率0.380.390.4180.374引风机耗电率0.580.570.6340.573送风机耗电率0.210.200.1630.163一次风机耗电率0.420.440.3980.462循环水泵耗电率0.941.090.7270.603凝结水泵耗电率0.200.170.2000.176电除尘器耗电率0.200.220.1030.177输灰系统耗电率0.160.120.115 0.083输煤系统耗电率0.200.110.1930.178脱硫系统耗电率1.070.860.8771.03主变损耗0.310.350.1410.333 能耗分析影响机组能耗的主要因素有负荷率、汽机热耗、锅炉效率、厂用电率。1）若考虑负荷系数对机组发电生产厂用电率的影响，则负荷系数对机组供电煤耗的影响会更大，但低负荷时，机组真空变好会降低对供电煤耗的影响。负荷系数对机组煤耗的影响主要反映在汽机热耗和发电厂用电率方面。2）影响机组热耗率的主要因素夏季真空差、汽封、轴封的间隙较大，缸效低等。热耗每超出设计值100kJ/kWh，影响机组发电煤耗升高3.72g/kWh左右。机组实际运行热耗高出设计值，主要是汽封、轴封的间隙较大，缸效低；同时机组实际运行中年平均真空较设计值偏低1.0kPa以上，综合影响机组发电煤耗升高近5g/kWh。3）影响锅炉效率主要因素是煤质。锅炉效率比设计值低1%，影响发电煤耗升高3.03g/kWh左右。2009年锅炉实际燃用煤质低位热值加权平均为19.8MJ/kg,较设计煤种低位热值低1.63MJ/kg，较校核煤种低0.66MJ/kg，对制粉系统的运行和锅炉燃烧有一定影响，但锅炉飞灰、炉渣可燃物、排烟温度仍能保持较好水平，使锅炉实际运行效率接近设计值；但煤质变差后，同负荷下燃煤量增加，导致锅炉辅机耗电率增加，影响机组供电煤耗增加。4）影响厂用电率主要因素是机组的负荷率、各辅机的容量及运行效率等。厂用电率每升高1%，将会影响供电煤耗升高3.17g/kWh左右。要使机组供电煤耗降低到接近设计值，从内因方面必须降低汽机热耗率、提高锅炉效率、降低厂用电率，外因方面必须控制锅炉燃用煤质，并提高机组负荷系数。在保持目前锅炉燃用煤质不下降的条件下，通过优化调整使锅炉效率维持在93.5%以上，同时使机组负荷系数保持在75%左右；通过对真空、汽封、轴封治理，使机组热耗率较保证值超出不大于100kJ/kWh，同时优化低负荷运行方式和辅机节电改造，使生产厂用电率控制在4.8%以下，这样才能使机组供电煤耗降低到 307g/kWh以下。4 采取的节能降耗途径4.1 运用电机高压变频变速技术，降低厂用电率4.1.1 凝结水泵挖掘深度变频。在凝结水泵深度变频与单泵减级改造相结合，实现除氧器主、副调阀全开，挖空凝水系统的阀门节流损失，在单变频运行基础上再将凝泵电流，控制凝泵电耗降至0.15%以下。4.1.2 闭式冷却水泵变频改造，采用变频技术后，全开冷却水系统调节阀，可降低电流50%以上。4.1.3 送、吸风机采用了变频技术。打破传统的轴流风机不宜设变频电机的传统，并专设了变频器旁路开关，以备在变频器重故障情况下自动切至旁路工频运行，最大限度地保障了机组的安全运行，可节电占总厂用电的0.25%。4.1.4 输煤皮带电机变频改造。输煤皮带改为变频控制，能够根据煤流自动调整转速，减少输煤皮带的空耗，可降低厂用电率月0.06%。4.1.5 循环水泵的双速改造。将两台循环水泵改造为双速电机，制定完善的运行措施，根据季节可调整为冬季一台低速运行，春秋季一台高速一台低速运行，夏季两台高速运行等方式。按一台机组装一台全年低速循环水泵运行5个月计算，电机运行电流从394A降到290A,年节约厂用电达300万度以上。4.1.6 电除尘高频电源改造。将电除尘变压器有工频电源改为高频电源。三相工频电源通过整流形成直流电，通过逆变电路形成高频交流电，再经整流变压器升压整流后形成高频脉动电流送除尘器，其工作频率在20kHz左右，厂用电率由改造前的0.24降低到0.12左右，节能效果非常明显。4.2 优化运行方式，提升自动控制水平，保证指标压红线4.2.1 输煤系统大负荷试验。消除了输煤系统设计、施工质量、设备可靠性、取煤设备等遗留问题，提升值班员操作技能，将平均上煤量600 t/h提高到控制在1400t/h，保证了输煤系统设备运行的经济性，输煤厂用电大幅度降低。4.2.2 除灰输灰运行方式及电除尘运行方式的优化。.通过对输灰时间等待、进料时间延时、改变各支路等待时间，使仓泵高料位、大负荷浓相输送，使两台机组顺序输送，大幅度降低了全厂压缩空气峰值的同时度，正常可多一台空压机备用，既降低电耗又提高了设备有效备用率。根据电除尘出口烟气浊度，随负荷和燃煤灰分的高低变化及时调整电除尘控制参数，调整低负荷阴、阳极振打时间，阳打时采用降压振打，降压率为20，有效的降低了电除尘的电耗。4.2.3 脱硫循环浆液泵运行方式调整。在充分探讨单台循环浆泵运行的安全性和可行性后，成功实现脱硫低负荷段（350MW及以下）单台循环浆泵运行，脱硫率稳定在92%以上，每天可节电11000度。4.2.4 开停机时循环水运行方式调整。在机组开机时，合理规划，措施到位，即在机组冲转以前用邻机循环水供本机组；机组停机时，机组打闸后马上进行循环水方式改变由邻机供，大大节约厂用电和购网电费（开机一次节约1.5万度；停机一次节约17万度）。4.2.5 实现无电动给水泵启停机组。机组启停期间不运行电泵，利用邻炉供汽、汽泵上水。相对常规启动方式，可节省外购电约4万度/次。无电泵停机，减少运行操作，还可减少外购电4000度/次。4.2.6 强化节能管理，开展运行值指标竞赛。将外围系统指标同样纳入竞赛管理，努力推进外围系统运行参数压红线运行，降低外围系统电耗。4.2.7 提升机组的自动控制水平，提升运行人员综合水平。进一步优化目前机组的自动控制系统，确保机组的自动控制水平,有利于机组稳定在额定参数运行。加强运行人员对机组的安全性和经济性调整的主动性，充分了解各运行参数对机组经济性的影响，强化异常状况的及时判断能力，提升其专业业务知识。4.3 加强缺陷管理，杜绝跑冒滴漏充分利用每次检修机会加强设备治理及优化改造，集中解决了两台机组投产后的遗留缺陷，对锅炉防磨防爆、汽轮机本体和发电机等有重点地进行了检查，并完成了拆除基建滤网、安装变频装置等节能技术改造项目；重点对水、油和氢气等公用系统进行了缺陷梳理和改造，公用系统做到零缺陷运行，提高了安全可靠性；针对长时间高负荷运行状态下的制粉系统、给水系统、循环冷却水系统等进一步完善。对内、外漏的阀门集中排查整治，做到厂房内没有冒汽点，对汽机本体疏水系统阀门的关断时间进行优化，确保疏水，特别是高压疏水内漏全部得到控制。4.4 提高汽机效率，围绕汽机真空开展技改工作4.4.1 利用大修机会对汽轮机本体通流部分汽封改造，更换高、中压缸端部迷宫汽封为布莱登汽封，将汽封间隙调整到低限值，降低汽封漏气量，提高高、中压缸效率。4.4.2 冷却水塔安装空气动力涡流调节装置，调整冷水塔进出口温差，提高冷水塔效率。4.4.3 凝汽器加装洁能芯，提高循环水在凝汽器中的热交换强度，降低循环水温度，提高凝汽器真空。4.4.4 真空泵冷却器加装冷水机组，降低真空泵冷却水温度，提高真空泵效率。4.5 提高燃烧调整技术，提高锅炉效率根据煤质情况制定不同的风煤配比，减少燃烧不完全损失，降低炉渣含碳量和飞灰可燃物。聘请资深专业技术人员对燃烧、制粉系统进行优化调整试验，摸索合理的配风量，控制最佳的过剩空气系数调整，降低排烟温度，减少排烟热损失。5 结论针对影响机组能耗的主要因素有负荷率、汽机热耗、锅炉效率、厂用电率的因素，通过采取以上多途径的节能手段， 能够获得十分客观的经济效益，按照年发电量66亿千瓦时计算，2010年相比2009年厂用电率降低了0.31%，供电煤耗降低7.04g/kWh，每年可节约标煤约6万吨。发电厂节能降耗的前景仍然十分广阔，为了能够及时解决设备的疑难杂症以及建立更好的设备管理平台，必须以开放的姿态吸引外部技术，积极依靠电科院和一些大专院校，变被动接受为主动联系，积极引进新技术、新材料、新工艺，大力推进技术改造，实现与时俱进，从而提高设备本体运行可靠性，更快更好的推进发电厂节能降耗工作。无给水调门超临界机组不开电泵启动研究及应用吕鹏飞 王计森 马运平（安徽华电宿州发电有限公司 安徽 宿州 234101）【摘 要】针对无给水调门630MW超临界机组启动必须开电泵的问题，进行了无电泵启动机组的尝试。通过实践证明无给水调门超临界机组利用一台小机升、降转速，配合调整汽泵再循环门实现机组启动是可行的，节省了厂用电，对无给水调门超临界机组不开电泵启动具有广泛的指导意义。【关键词】给水调门 小机 临界转速 冷态启动 再循环调门0 引言无给水调门的超临界机组冷态启动时，为了准确、稳定控制给水流量，一般都采用电动给水泵上水，由于电动给水泵效率低、耗电量大，在机组冷态启动阶段对给水泵运行方式进行节能优化，采用汽动给水泵代替电动给水泵向锅炉上水，可以节约大量厂用电，降低厂用电率，达到节能降耗的目的。1 存在问题安徽华电宿州发电有限公司目前装机容量2630 MW，1、2号锅炉为东方锅炉厂制造的DG1913/25.4-II3型超临界压力直流燃煤锅炉，不设置炉水循环泵和给水调门。每台机组给水系统配备了2台50BMCR容量的汽动变速给水泵、1台30BMCR容量的电动给水泵（与前置泵不同轴），并用液力耦合器调速。电动给水泵作为启、停机及一台汽泵事故状态下备用。小汽轮机的低压汽源正常来自主机的第四段抽汽，高压汽源取自再热冷段，两路汽源自动内切换。辅助备用汽源来自辅机联箱，通过低压汽源管道进入小汽轮机。 在小汽轮机的最低连续运行转速3000 r/min时（厂家要求连续运行转速范围30005780r/min），汽泵出口压力达到12MPa，由于没有给水调门，上水流量会远远大于锅炉启动流量（402408t/h），因此宿州公司自2007年投产以来在机组启动阶段一直采用电动给水泵上水，接近30%负荷时，并入第一台小机运行，停运电泵。电泵运行时间长达12小时，耗费了大量厂用电。2 启动方案研究制定华电宿州公司为了积极推进能降耗工作，降低厂用电率，决定优化运行方式，通过多方咨询、精心研究，制定了以下机组冷态启动时采用汽动给水泵代替电动给水泵向锅炉上水方案，该方案的重点主要是如何成功控制小机快速通过临界转速（2336 r/min）时造成的给水流量突升及全程稳定控制给水流量两方面。（1）除氧器上水加热。启动凝泵向除氧器上水，利用辅汽对除氧器加热，给水温度控制在60-90，然后由电泵前置泵向锅炉上水。因电泵前置泵出口有上水调节门，可以精确控制上水流量在60t/h左右，为防止锅炉壁温变化过快，冬季上水时间控制在4小时，夏季2小时。如果启动汽泵前置泵上水，由于其功率大，上水流量最低也将达到400t/h左右，同时耗电量也大。（2）锅炉上水完毕，启动一台汽前泵，汽泵冲转至900r/min，配合汽前泵再循环调门开度，满足锅炉启动给水流量要求后，锅炉点火。汽泵冲转过程加强监视小汽机排汽温度的变化、发展趋势，汽泵组的转速变化、汽泵组推力轴承温度变化、轴承振动等。（3）锅炉点火后，高、低压旁路门开至80%左右，严格控制高旁门后温度。由于给水压力低，高压旁路减温水压力低于20MPa闭锁，解除高旁减温水闭锁，严密加强监视高旁门后温度。在启动阶段强调：监视高旁门后温度不大于360，防止高旁自动切除，造成锅炉MFT，同时也要防止高旁后温度低导致汽轮机进水。（4）随着锅炉压力升高，汽泵转速根据给水流量缓慢增加转速至2100 r/min，暂时不再增加转速，通过缓慢关闭汽前泵再循环调门开度，维持给水流量稳定。小机临界转速为2336 r/min，临界转速区间不允许转速停留。随着燃烧的增强，主汽压力的升高，当给水流量低于370 t/h时，小机以800 r/min的速率升至2500 r/min，过临界转速时加强小汽机各种参数的监视，发现参数超限，立即停止小机运行。在升速的过程中，配合开启汽前泵再循环调门开度，维持给水流量。（5）汽泵组过临界转速后，进行蒸汽参数提升，主机启动。（6）主机并网后，按规定增加机组负荷、锅炉增加燃烧、启动磨煤机，小机转速配合提升。第二台小机冲转暖机。负荷120MW，小机汽源充分疏水后由辅汽切换至本机四抽及冷再汽源。（7）负荷300MW，第二台小机并列运行。3 启动方案的应用2010年11月9日#2机调停后开机，决定按此方案实施（启动曲线见图1）。17:00 启动#2机A凝结水泵，除氧器上水至1800mm后，投辅汽至除氧器加热，至18:30除氧器水温60。18:30 启动#2机电前泵，#2炉上水，控制上水量在60t/h。#2主机送汽封抽真空正常后，#2机2B小机疏水暖管。22:40 启动#2机2B汽前泵运行，#2机2B小机冲转至900r/min，给水流量410 t/h，锅炉开始冷态冲洗。23:45 启动#2炉2B引风机、2A送风机运行，#2炉开始炉膛吹扫。00:00 锅炉吹扫结束，启动2A、2B一次风机，2A密封风机。00:20 #2机高、低压旁路门开至80%左右，启动#2炉2A磨煤机，等离子点火正常，#2炉开始升温升压。手动调节#2机2B小机转速，以适应给水量要求。01:10 #2炉汽水分离器出口温度190，#2炉热态冲洗开始。02:50 #2机2B小机转速2100 r/min，暂停升速，逐渐关小2B汽泵再循环调门开度，维持给水流量稳定。03:00 #2炉汽水分离器出口给水含铁量27.5g/l，合格，锅炉热态清洗结束。锅炉继续升温升压。03:36 #2机2B小机快速升至2500 r/min，同时开启再循环调节门开度，维持给水流量稳定。04:00 #2机主汽压4.67MPa，主汽温430，再热汽压0.46MPa，再热汽温425，真空-94kPa，偏心21m，润滑油温38，油压0.12MPa，高压差胀0.5mm，低压差胀4.5mm，轴向位移-0.04mm，#2机冲转。04:25启动#2机2A汽前泵运行，#2机2A小机开始冲转。04:27 #2机转速至2350 r/min，开始中速暖机。04:42 #2机中速暖机结束，#2机继续冲转至3000 r/min。05:14 2#2机转速升至3000 r/min。05:16 #2发变组并网。07:15 #2机负荷276MW。07:30 #2机负荷300MW，第二台小机并列运行成功。图1 #2机冷态启动曲线启动参数见下表无电泵启动参数表一时间负荷MW给水流量t/h主汽温 小机转速r/min给水压力 MPa再循环调门开度%真空kPa小机排汽温度备注23:3002972236690.75898.8-85.331.3并网前23:49040922310030.75898.8-87.432.800:39041321510980.90997.04-82.735.82:48042341521053.63598.8-90.742.53:33039144221054.83628.8-90.7843.53:36048544324945.181.1-90.244.03:59045742325515.3103-89.746.55:14052544926545.76103-89.846.55:1622.746246026485.915103-89.846.5并网后5:4510147050330007.3103-91.8445:4811543551130987.46103-91.8446:42202572516367311.177-92.841无电泵启动参数表二时间主汽压MPa给水流量 t/h主汽温小机转速r/min给水压力 MPa汽前泵出口流量t/h给水温度主机转速t/h或负荷MW备注00：3703752169980.72148356.60点火前00:500.40640120111541.0650558.10点火后1:371.3241433215541.9657474.702:493.0417.7416.421033.666080.803:53 4.5745742125475.16760790主机冲转4:004.67944242525515.3744.9796064:194.5746943925515034.71858542226465.467918228005:155.0451045126515.7676083.83000并网前5:475.8244550830837.3863143112MW并网后6:42902575521367011W并网后锅炉金属壁温启机过程最高点参数表时间 主汽压MPa负荷MW屏过4高过3低再5高再5 悬吊管出口2给水流量t/h6:569.58216591.4529.84465203906157:1512.42282546546466542441751通过查阅历史数据表明，整个启动过程锅炉各受热面不存在超温现象，受热面壁温最高点往往发生在磨煤机频繁断煤，造成壁温短时间内突升50的情况下；整个启动过程给水流量瞬间波动一般不超过50t/h，锅炉壁温，主、再热汽温、汽压均控制良好；小机过临界转速时，振动最大仅25m，轴承温度最高仅60，说明此方案是切实可行的。4 效益分析机组冷态启动电泵一般运行12小时，以上网电价0.408元/kW.h，电泵平均运行功率5000 kW（额定功率7800kW）计算，一次机组冷态启动共节约：12*5000*0.408=24480元。更为重要的是，此方案的成功实施证明了在不装设给水调门的情况下，可以实现机组启动汽泵全过程上水，节省了两台给水流量调门约400万元的安装费用。5 结论经过#2机无电泵启动成功实践证明，无上水调门机组利用汽泵上水，辅以汽泵再循环门调节实现机组启动是可行的（停机当然也是可行的，过程相对来说比较简单），节省了厂用电，降低了机组启动成本，最大限度挖掘了节能潜力，是一种值得推广的节能方法，为同类型超临界机组的节能启动积累了经验。凝结水节流技术在岱海电厂中实际应用的探讨王国凯 展宗波（内蒙古岱海发电有限责任公司 内蒙古 凉城 013700）【摘 要】凝结水节流技术是为满足电网频率调整要求，提高机组一次调频的功率变化能力和机组稳定性，深度挖掘机组蓄能利用的一种新的调节方式。本文通过对凝结水节流技术在岱海600MW机组中的试验数据分析，给出了该技术在实际应用当中的实现方式及改进措施。为该技术在其它电厂中的应用提供了一定的参考。【关键词】凝结水 节流 一次调频 抽汽量 负荷0 引言目前，大型机组均采用复合滑压(定一滑一定)的运行方式，而采用复合滑压运行在很大程度上受到当时机组的运行状况、协调系统中频率修正回路的投运方式和运算速度、执行机构动作速度、速度变动率、迟缓率、锅炉蓄热惯性等的影响，机组的负荷响应速度受到了很大的制约。一方面，在日益竞争的电力市场竞争中，电监会逐步实施的两个细则对电厂一次调频贡献电量、机组负荷响应速度、时间、精度等指标提出了很高的要求，发电企业期望能够达到机组额定负荷的2min至5min，但大部分机组距离这一目标尚存在差距。另一方面，机组压力在复合运行方式下调节负荷时，为了保证足够调节余度，高压调节门大部分负荷下处在节流过程中。“凝结水节流”（以下简称节流）是1992年由Siemens公司首先提出的合理、安全的利用机组蓄能的一种方法。它通过快速减少低压抽汽的方式，提高机组中、低压缸的做功能力从而快速提高机组负荷的响应时间和一次调频能力。2006年至今有许多电厂都尝试采取节流技术，但是有关的文献报道尚未见到。为此，本文通过对节流技术在岱海600MW机组中的试验数据分析，提出了该技术在实际应用当中的实现方式及改进措施。以便为该技术在其它电厂中的推广和应用提供了一定的参考和帮助。1 机理分析节流主要通过减少凝结水流量，降低回热加热系统抽汽量，使更多蒸汽在汽轮机内做功，从而瞬时提高机组功率。其机理如下：凝结水流量减小，加热其所需要的总热量减少，而抽汽量暂时不变，因而导致加热器管侧出口水温上升，进而导致壳侧饱和温度与压力上升，使得汽轮机抽汽压力与加热器内壳侧饱和压力之间的偏差减小，加热器从汽轮机中抽汽量减小，流经汽轮机蒸汽量增加，机组电功率增加。因为加热器内温度变化量较小，可以假设，在节流过程中，各加热器管侧和壳侧工质的比焓保持不变，可以得到58号加热器抽汽量同凝水结流量呈比例变化这一结论。除氧器在凝结水流量大幅变化过程中温度的影响也是起到正向的作用，但是温度变化几乎可以忽略不记，主要是除氧器水位会发生很大的变化。现代大型机组均采用DEH侧和CCS侧一次调频回路以及协调方式同时投入的最优一次调频策略，DEH侧的一次调频指令作用阀门管理系统，通过高调门动作进行调节，它充分利用锅炉蓄热，达到电网频率调整的要求。如果简单的叠加节流，对于DEH侧的一次调频来说，有点画蛇添足了。所以必须充分的挖掘机组节能的潜力，利用节流弥补DEH侧一次调频，为机组降低主汽节流损失提供条件。全滑压可分为三阀全开和四阀全开两种方式。两种方式下如果采用同流量方式，那么调节级的通流面积增大了。因流量相同调节级后压力不变，则四阀全开要比三阀全开的新汽压力低，高压缸前后压比变大，理想焓变降小。全开后弧端损失增加可能大于减小的鼓风摩擦损失，进一步使高压缸的内效率降低。全滑压运行使DEH侧的一次调频功能丧失，能否通过节流技术弥补这一缺失呢？节流导致机组功率增加这一过程的惯性时间根据机理分析确定约在1020 s之间，满足调频要求。节流在初期对机组负荷响应调整是一个促进作用，到恢复期对负荷又起到一个抑制作用，虽然抑制程度可以根据锅炉侧的负荷响应时间相应的做调整，但对于连续的负荷调整，这两个过程的配合又对机组安全控制提出了更高的要求。2 机组运行数据分析岱海电厂一期机组为上海汽轮机厂生产的型号N600-16.7/538/538的汽轮机，型式为单轴、四缸四排汽、亚临界、一次中间再热、双背压、反动式、凝汽式汽轮机。汽轮机有2台可调节高主门、4台可调节高调门、2台开关式中主门及4台可调节中调门。锅炉型号为B&WB2028/17.5M，型式为亚临界参数、自然循环、一次中间再热、单炉膛、平衡通风、固态排渣、全钢构架的型单汽包锅炉。图1和表1分别为抽汽凝结水流程示意图和三阀全滑压试验数据。表1 三阀全滑压试验数据序号名称单位定压滑压1滑压2滑压3滑压4定压51机组负荷MW5405405206003002702主汽压力MPa16.516.015.116.468.57.63主汽温度oC530.5532.8532.4534.385365354调节级压力MPa11.8611.5210.9212.716.66.05高排压力MPa3.273.133.083.421.901.756高排温度oC308.5309304.53113303357GV1开度%9090909090908GV2开度%9090909090909GV3开度%020140010GV4开度%90909090909011给水流量t/h156015881526173889769212主汽流量t/h165516711590179798572613真空KPa-84.68-84.81-85.12-83.46-85.86-85.8714给水压力MPa18.1218.0817.8218.8311.610.215给水温度oC275273268.527825425816试验热耗kJ/kw.h7946.48092.47915.67902.97961.58092.417汽机热效%46.3246.9847.8046.5746.2545.6218发电煤耗g/kw.h290.73289.2301.7288.9289.8302.519汽耗率kg/kw.h3.063.093.0562.9953.283.45图1 抽汽凝结水示意图试验数据分析：600MW时，最佳主汽压力为额定压力，汽机相对内效率较高；540MW时，采用定压运行比滑压运行的热耗小146kJ/kwh，说明该负荷滑压运行不经济,定压运行方式下，GV1、GV4、GV2开度大于90%，GV3开度0%，调门节流损失很小；520MW时，偏离额定负荷不远，主蒸汽压力为15.1MPa，热效率较高，热耗率也较低，可采用滑压运行方式；300MW时，主汽压力从16.5MPa滑压到8.5MPa，汽机热耗率随主汽压力的降低先减后增；到270MW时热耗值明显上升，汽机汽耗增大，在此区间可采用三阀全开全滑压运行方式；270MW以下时，热耗值明显上升，属于低负荷启动阶段，考虑经济性和安全性采取定压运行更合理经济。对机组压力运行曲线和阀门管理曲线修正如图2所示。图2 机组压力运行和阀门管理曲线3 机组节流试验数据分析表2 岱海电厂600MW机组节流试验数据负荷（MW）凝结水流量变化量（t/h）除氧器水位变化量(mm)上水调门开度变化量(%)变频凝泵频率(HZ)负荷变化量(mw)响应时间(s)稳定时间(s)30071270015016432140050070013.7084245450845555400153348450260971006618050080070032020522555098251040018325255050039606.28437255038040608.610634860023141908104336切除#5142300切除#6103280说明：代表上升数值变化量 下降数值变化量试验数据分析：电网对一次调频的要求是当电网频率出现偏差时机组既能够快速地响应，在短时间内起到调频作用，满足一次调频的需求，又能够通过PID调节精确地、平缓地稳定在目标负荷。对于AGC 机组从接收指令到完成调节，其调节过程比一调次频长得多。同样，从调节状态进入保持某一AGC值不变的状态，也需要一个调节的过程。一般认为AGC的调节周期为20s5min，但比较一些机组的AGC指令曲线与发电出力曲线可知，对于一些变动较大的AGC指令，其调节过程达到10min。通过燃料调整改变机组负荷的惯性延迟时间大概都在1-3分钟，从试验数据看出节流负荷响应都在3-6s之内，15s内能到调整要求的90%，稳定时间在三分钟以上。这样在三分钟之后燃料的调节又会起到调节负荷的作用，所以节流完全可以满足调频速率的要求。这样可以缓解燃料加减造成的主汽参数波动，提高供汽品质。凝结水流量变化量正比与负荷变化量。凝结水流量变化速度正比与响应负荷的速度、且低负荷受到流量限制负荷可调范围将减小。如图3附图3：凝结水流量变化量与负荷变化量关系曲线0, 002004006008001000120005101520机组负荷变化量凝结水流量变化量550MW450MW400MW600MW500MW300MW同时，我们也注意到：（1）节流方法虽然可行，但除氧器和凝汽器水位波动较大，对安全运行构成了一定的威胁。这就要求水位控制逻辑起到快速调节的作用，既满足调频调整又能控制水位正常（时间应在1-2分钟内）。迅速恢复水位一般采取过调的方式，这样会加剧反向调节作用。可以将此过程合理安全地减慢或推迟到DCS侧调频起到主要作用后的时间。连续的频率调节对水位控制提出了更高的要求。（2）节流的时间局限性。除氧器的有效容积为235吨，该除氧器的可用焓降大约是2000MJ左右，600MW时当凝结水停运，除氧器水位达到给水泵运行最低允许值大概在50s-60s之间，节流时间被限制。（3）节流的最大调节限制使负荷的响应量受到限制。各低压加热器水位在试验过程中由于虚假出现高II值报警，建议取消水位开关，采用模拟量三取二进行水位保护。优化低加水位保护定值，避开虚假水位。4 结语通过试验分析看出，节流充分利用了除氧器蓄热，弥补了汽包蓄热的不足，对负荷响应的速度远远快于DCS侧，完全满足电网调节需求。同时，我们也注意到AGC投入自动的情况下凝结水上水调门和凝泵变频的频繁动作对设备的寿命和可靠性提出了新的考验。在今后的运行中我们还将考虑对低加抽汽门改造或添加抽汽调整门，或通过高加的抽汽进行配合调整弥补低负荷情况下低加调整负荷量的限制，通过调节抽汽和节流相结合的方式，优化一次调频。三个全开滑压运行虽然主汽节流损失降低了，但是也很大程度的降低了蒸汽的可用焓降，锅炉的可用蓄能也迅速的降低。如果能寻找出锅炉蓄能和凝结水蓄能两者的最佳配合点，也可以实现提高机组可用焓降和机组负荷响应速度的双赢，从而降低节流对设备带来的安全运行和寿命的影响。630MW机组凝汽器抽空气方式优化方案吕鹏飞（安徽华电宿州发电有限公司 安徽 宿州 234101）【摘 要】采用母管制连接方式的双背压凝汽器抽空气系统，存在凝汽器高压抽气排挤低压抽气，致使凝汽器高、低压侧压差严重偏离设计值，影响凝汽器性能。通过对田集、凤台等电厂凝汽器抽空气方式比较，确定630MW机组凝汽器抽空气方式优化方案：在不增加真空泵的基础上，凝汽器抽空气方式为高、低压凝汽器分别抽出，互为联络。以最小的投资，得到最大的效益。【关键词】双备压凝汽器 真空泵 母管制系统 运行优化 真空0 引言安徽华电宿州发电有限公司共有2台630MW超临界机组，分别于2007年9月、11月投入生产运营。其凝汽器抽空气方式为3台真空泵母管式系统，正常运行中二运一备方式运行，如附图凝汽器抽空气方式图所示。对于采用双备压凝汽器的机组，此种抽真空方式会造成凝汽器低压侧的抽气被排挤，导致凝汽器低压侧背压过高，高低背压凝汽器压差严重偏离设计值，高低背压凝汽器的优点没有得到充分体现，严重影响机组热耗1-1。本文以630MW超临界机组N-38000-5型双压凝汽器不同抽气方式为研究对象，对凝汽器抽空气方式提出优化方案。1 双备压凝汽器的特点双背压凝汽器具有一些独特的性能。在一定的条件下，采用多压凝汽器的经济性会优于采用单压凝汽器，特别是大容量机组，其经济性将更为明显。本公司630MW超临界机组采用的是哈尔滨汽轮机厂生产的双壳体双背压凝汽器，冷却水依次（顺次）流过各独立壳体的冷却管，使各壳体（汽室）在不同压力下运行。冷却水依次流过冷却面积基本相等的独立的两个汽室。附图单压凝汽器传热过程图A表示出常规单压凝汽器的传热过程，其中，温度为tw1的冷却水流过冷却管全长L并吸收热量Q 后，温度升高至tw2 ，冷却水温升t。蒸汽在温度tk下凝结成水，凝汽器压力Pk即温度tk对应下的饱和压力，其中t为端差。双压凝汽器传热过程图B为双压凝汽器的传热过程，其中中部的垂直分界线相当于隔压板，它把整个凝汽器的传热过程分隔成独立的两部分，左部相当于低压汽室，右部相当于的高压汽室，冷却水在各个汽室吸收热量后温度升高，最后升至tww2。两个汽室内各自的传热过程与单压凝汽器相类似，如图中虚线所示。从图中不难看出，鉴于冷却水是先流经左汽室并且温度升高至twm后才流经右汽室，并且将温度升高至tww2 ，因此左汽室内蒸汽温度和相应的蒸汽压力较低，故称低压汽室，而右汽室内蒸汽温度和相应的蒸汽压力高，故称高压汽室。从而也可以看出，在双压凝汽器中由于不但沿冷凝管长度方向放热量和单位冷却表面的热负荷更加趋于均匀，使换热面能充分地被利用；而且由于单压运行时冷却水温升曲线如抛物线形状，而当分隔成两个腔室时，冷却水的温升曲线就接近成直线（当腔室分成无穷多时，冷却水的温升曲线就成为直线），使各压力区的冷却水是在较小的温差下进行热交换，因此做功能力损失减小，即同样的冷却面积可以达到更大的换热量。当换热量一定时，蒸汽在双压凝汽器内比在单压凝汽器内低的压力下凝结。这一结论可从凝汽器的传热方程式中得到证明。说明双背压凝汽器内蒸汽凝结平均温度将小于单压凝汽器内蒸汽凝结温度，这正是多压凝汽器的主要优越性所在。凝汽器的传热过程图2 存在问题查阅N-38000-5型凝汽器特性曲线得到高低压凝汽器设计压差值如下表：高低压凝汽器设计压差表高低压凝汽器设计压差负荷%50%60%80%100%循环水入口温度低压凝汽器设计背压kPa1.81.92.22.510高压凝汽器设计背压kPa2.42.52.93.210高低压凝汽器压差kPa0.60.60.70.710低压凝汽器设计背压kPa2.42.52.83.215高压凝汽器设计背压kPa3.13.63.84.215高低压凝汽器压差kPa0.71.11115低压凝汽器设计背压kPa3.13.33.84.220高压凝汽器设计背压kPa4.24.455.520高低压凝汽器压差kPa1.11.11.21.320低压凝汽器设计背压kPa3.844.44.923高压凝汽器设计背压kPa55.25.86.523高低压凝汽器压差kPa1.21.21.41.623低压凝汽器设计背压kPa5.55.86.57.130高压凝汽器设计背压kPa7.27.68.49.230高低压凝汽器压差kPa1.71.81.92.130从表中可以看出高、低压凝汽器应该有明显的压差，在循环水温度在10-30变化过程中,并且随着负荷率的增加而升高，其数值最小0.6 kPa，最大2.1 kPa。但在实际应用中，宿州公司1机高、低压凝汽器排汽温度在春、夏、秋三季相差几乎为0，高低凝汽器压差几乎为0kPa，在冬季排汽温度相差最大为1，压差最大不