火电厂热力系统节能潜力分析

火电厂热力系统节能潜力分析

1发电规模、水质燃料行业是一个能源消耗大行业。如果国家的能源供应非常紧张，我们可以提高燃料行业的节能意识，加强节能管理，减少煤炭消耗。陕西华电蒲城发电有限责任公司二期工程的#3,#4机组为2台330MW燃煤发电机组,采用北京巴威公司生产的1025t/h再热自然循环锅炉,N330-17.75/540/540型汽轮发电机组由北京重型电机厂生产,其核心设备及主要技术由法国阿尔斯通公司提供。该机组有七级非调节抽汽并设置一台外置式蒸汽冷却器,其中#3机组于2003年1月投入生产。从运行情况看,由于存在燃用煤质不稳定、设备制造质量不稳定和机组运行方式不合理等问题,机组具有很大的节能降耗空间。本文将运用火电厂热系统节能理论对陕西华电蒲城发电有限责任公司二期N330-17.75/540/540型机组热力系统的节能潜力进行分析。图1为该型机组回热系统简图。2端差、压损、切除加热及改性加热器对热经济性的影响较大,主要影响因素:端差、压损、散热损失、切除加热器和给水部分旁路等。定量分析这些因素对热经济性的影响,对节能改造、改善运行和管理具有十分重要的意义。2.1火炬疏水冷却段图2为加热器的简单示意图。以前针对加热器进行经济性诊断时,往往不考虑变工况下加热器端差的变化,均假设加热器端差、抽汽压损的标准值为定值(等于其设计值)。而机组在实际运行中受负荷、外界环境及热力系统的影响,加热器的入口水温、给水流量等参数会发生变化,导致加热器的端差发生变化。针对加热器端差标准值的确定,分别对没有蒸汽冷却段、疏水冷却段的加热器和带疏水冷却段的加热器提出了具体的定量模型。对于不带蒸汽冷却段和疏水冷却段的加热器,端差标准值按下式进行计算θ=θ0(tp-t1ttp0-t1t0)1.26(DwDw0)2.02‚式中,tp为加热器进汽压力下的饱和温度,℃;t1t?为加热器疏水冷却段出口给水温度,℃;Dw为给水量,kg/s;下标加“0”的为设计工况下的参数(下同)。对于带有疏水冷却段的加热器,加热器的标准端差可以通过以下公式获得tod=tw1+ϑ0(tp-tw1tp0-tw10)1.04×(Ds+DdrDs0+Ddr0)1.54(DwDw0)-0.9‚t1t=tw1+Ds+DdrDwCp(htp-hod)‚t2t=tp-θ0(tp-t1ttp0-t1t0)1.02(DwDw0)2.02‚上端差θ=tp-t2t‚下端差ϑ=tod-tw1‚式中,tod??为本级加热器疏水温度,℃;tds?为上级加热器疏水温度,℃;tw1?为给水入口温度,℃;Ds?为加热器进汽量,kg/s;Ddr?为上级加热器疏水量,kg/s;t1t?为加热器疏水冷却段出口给水温度,℃;t2t?为加热器出口给水温度,℃;Cp为给水定压比热容,kJ/(kg·℃);htp?为疏水进入疏水冷却段时的焓值,kJ/kg;hod?为疏水离开疏水冷却段时的焓值,kJ/kg。在330MW工况下的热力性能试验中,各加热器的运行状况如表1所示。从表1中可以清楚地看出:(1)各加热器的上端差除了#2低压加热器(以下简称低加)有较大偏高外,其余各加热器与标准值偏差不是很大;(2)各加热器的下端差与标准值相比均有较大偏高,各加热器的疏水冷却段基本没有发挥作用,尤其是#6高压加热器(以下简称高加)和#7高加更为明显。加热器出现上端差,说明加热器在运行中出现了给水加热不足的情况。这将使上一级加热器的抽汽热量增加,造成新蒸汽作功减少。尽管本级加热器的抽汽热量将有相应减少,但由于蒸汽的品级较低,因此,新蒸汽等效热降和装置效率也有所降低。加热器下端差增大,疏水未得到应有的冷却,致使蒸汽在本级加热器的放热程度降低,加热用汽量增大;同时,疏水温度的提高及加热用汽量的增大导致下一级加热器用汽量减少,形成高品位抽汽对低品位抽汽的排挤,使机组经济性降低。现以330MW工况为例,针对#2低加上端差过大,#7高加、#6高加、#4低加、#3低加下端差过大给经济性带来的影响进行定量分析。(1)疏水冷却器端差从表1中可以看出,#2低加上端差运行值达到10.1℃,与标准值4.3℃相比,出口水温加热不足量达到5.8℃,折算到焓差为Δτ2=29.72kJ/kg。由于#3低加带有疏水冷却器,当疏水冷却器端差不变时(疏水冷却器端差对经济性的影响另有计算,此处假定不变),即Δγ2=Δτ=29.72kJ/kg,#3低加的疏水份额β3=0.1276。1kg新蒸汽的作功能力降低ΔΗ=Δτ2(η3-η2)-β3Δτ2(η3-η2)=0.60??(kJ/kg)‚装置效率相对降低Δηi=ΔΗΗ-ΔΗ=0.047?9?(%)‚标准煤耗率升高Δbb=bbΔηi=0.14?[g/(kW⋅h)]‚式中,Δτi为端差引起的给水焓差,kJ/kg;Δri为端差引起的疏水焓差,kJ/kg;βi为本级加热器疏水份额;ηi为本级加热器抽汽份额;i为加热器编号。(2)新蒸汽等效热降降低7高加下端差运行值与标准值相比,偏差33.3℃,折算到焓差为Δγ7=147.65kJ/kg,#7高加疏水份额β7=0.0881。新蒸汽等效热降降低ΔΗ=β7Δγ7(η7-η6)q7q7-Δγ7=0.90?(kJ/kg)‚式中,qi为抽汽放热量,kJ/kg。装置效率相对降低0.0717%,标准煤耗率升高0.21g/(kW·h)。(3)蒸汽等效热降降低q6q6-56高加下端差运行值与标准值相比,偏差24.2℃,折算到焓差为Δγ6=106.44kJ/kg,#6高加疏水份额β6=0.01421。新蒸汽等效热降降低ΔΗ=β6Δγ6(η6-η5)q6q6-Δγ6=0.90?(kJ/kg)。装置效率相对降低0.1680%,标准煤耗率升高0.49g/(kW·h)。(4)蒸汽等效热降降低4.4低加下端差运行值与标准值相比,偏差3.7℃,折算到焓差为Δγ4=22.43kJ/kg,#4低加疏水份额β4=0.0796。新蒸汽等效热降降低ΔΗ=β4Δγ4(η4-η3)q4q4-Δγ4=0.18?(kJ/kg)。装置效率相对降低0.0141%,标准煤耗率升高0.04g/(kW·h)。(5)低加疏水份额3低加下端差运行值与标准值相比,偏差7.5℃,折算到焓差为Δγ3=26.95kJ/kg,#3低加疏水份额β3=0.1097。新蒸汽等效热降降低ΔΗ=β3Δγ3(η3-η2)q3q3-Δγ3=0.07?(kJ/kg)。装置效率相对降低0.0055%,标准煤耗率升高0.02g/(kW·h)。对260MW、165MW2种工况可以进行同样的分析,对经济性的影响见表2。2.2调整抽气管道关断阀开度加热器端差一般为-1℃～7℃,运行中出水温度下降,可能是由以下原因引起的:(1)加热器钢管水侧结垢,管子堵塞严重,加热面结垢增大了传热热阻,使管内外温差增大;(2)疏水装置工作不正常或管束漏水,造成凝结水位过高,淹没了一部分受热面管子,减少了蒸汽放热空间,被加热的水达不到设计温度,传热端差增大;(3)误开或调整加热器的旁路门不合理,加热器旁路门漏水会使传热端差增大,检查加热器出口水温与相邻高一级加热器进口水温是否相同,若相邻高一级加热器进口水温低,则说明旁路漏水;(4)加热器汽空间聚集了空气,空气的放热系数比蒸汽小得多,增大了传热热阻;(5)运行中负荷下降,蒸汽流量减少。在机组运行中,加热器抽空气管道上的阀门开度与节流孔应调整合理。阀门开度小,空气的抽出量会受限制;阀门开度大,高一级加热器内的蒸汽会被抽吸到低一级加热器中并排挤一部分低压抽汽,从而降低回热的经济性。根据定量诊断结果,对#2低加进行了认真检查,发现#2低加上端差偏大主要是抽气管道上的关断阀开度不足,导致加热器壳体内加热蒸汽不断分离出来的不凝结气体没有及时排出,造成空气积聚,影响了传热效果。为此,电厂要求运行人员根据实际情况及时调整抽气管道的关断·56·华电技术第30卷阀并检查节流孔板是否堵塞,有效地避免了加热器上端差偏大的现象再次出现。造成加热器疏水端差偏大的原因可能有加热器排气系统不畅、加热器水位过低或者无水位运行、加热器内部汽水短路、加热器管子结垢等。加热器疏水水位低于正常水位38mm为低水位。水位过低会使疏水冷却段进口(吸水口)露出水面而使蒸汽漏入该段,从而破坏该段的虹吸作用,并造成疏水端差变化,在疏水冷却段进口处和疏水冷却段内产生冲蚀而使管子损坏。在机组运行中,#3,#4,#6,#7加热器均出现了下端差偏大的现象,具有一定的普遍性。为确定是否有加热蒸汽进入疏水冷却段,对疏水出口温度与给水进口温度进行了检验。在正常运行时,疏水温度高于给水进口温度5.6℃～11.1℃。如果疏水温度比给水进口温度高出11.1℃以上,则疏水段可能漏入了蒸汽。按照设计,在加热器就地和远方设置有水位计,在加热器水位降到低水位时,低水位开关动作,控制室报警,疏水阀关闭。由于远方水位计工作不稳定以及就地水位计数据偏差过大,造成就地水位过低而运行人员不能及时发现并处理。经过热工检修人员重新校正远方水位计,这一问题得到了解决,加热器保持正常水位运行,再没有出现加热器疏水段进蒸汽的现象。3其它热负荷法参数估计结果本文在对陕西华电蒲城发电有限责任公司#3机组热力系统进行简捷计算的基础上,通过建立确定加热器端差标准值的数学模型,运用等效热降方法对#2低加上端差与#3低加、#4低加、#6高加、#7高加的下端差过大的问题进