李 軍，王 振

(國電泰州發(fā)電有限公司 江蘇 泰州 225327)

0 引言

當前電力生產(chǎn)經(jīng)營形式日趨嚴峻，煤炭價格高企，全年發(fā)電小時急劇下降，持續(xù)降本增效、提高運行效率是電力企業(yè)的重要工作內(nèi)容之一。每臺機組運行的經(jīng)濟性，既與電廠主設(shè)備選型相關(guān)，又與輔助設(shè)備的性能和運行狀況調(diào)整密切相關(guān)[1]。目前，電廠確定最佳運行背壓的方式都需要查閱制造廠提供的通用曲線，實際生產(chǎn)中機組設(shè)備運行經(jīng)常偏離計算工況，而且通用曲線不便于運行人員根據(jù)外界參數(shù)變化對循環(huán)水系統(tǒng)運行方式調(diào)整。針對具體機組優(yōu)化調(diào)節(jié)循環(huán)水系統(tǒng)運行方式，合理地選擇循環(huán)水泵的運行方式對經(jīng)濟節(jié)能具有重要意義[2]。

1 機組概況

泰州發(fā)電有限公司二期2×1000MW機組循環(huán)冷卻水源均取自長江水，采用單元制直流供排水系統(tǒng)，每臺機組配3臺循環(huán)水泵，其中2臺為定速泵，1臺為雙速泵，即夏季采用一機三泵(3高、2高1低)運行，春秋、冬季采用一機二泵(2高、1高1低)運行，運行方式多樣靈活。凝汽器符合HEI(凝汽器)標準要求，型號為N56000，采用單背壓式、雙殼體、對分雙流程、表面冷卻式凝汽器，每一凝汽器殼體與一個汽輪機低壓缸的排汽管連接，兩個凝汽器殼體之間連通。凝汽器設(shè)計為循環(huán)水入口溫度20℃，循環(huán)水溫升9℃，清潔系數(shù)0.85的條件下，汽輪機TMCR工況下凝汽器背壓達到4.5kPa(a)。

2 冷端系統(tǒng)運行優(yōu)化理論

2.1 優(yōu)化目標

凝汽器最佳真空[3]目標函數(shù)為：

△Pnet=△Pe-△∑Pi

(1)

式中：△Pnet為改變循環(huán)水運行方式時機組凈功率的增加量，kW；△Pe為真空上升時發(fā)電機微增功率的增加量，kW；△∑Pi為開啟第一臺至第n臺循環(huán)水泵時耗電功率的增加量，kW。

實際生產(chǎn)中機組設(shè)備運行時經(jīng)常偏離基準工況或設(shè)備狀態(tài)發(fā)生變化，均會造成凝汽器最佳真空值不準確，導(dǎo)致循環(huán)水優(yōu)化運行失真。因此，機組狀態(tài)變化對凝汽器最佳真空的影響具有實際意義。運用變工況的凝汽器特性計算數(shù)學(xué)模型，可以計算分析變工況對凝汽器最佳真空的影響。

2.2 凝汽器變工況模擬計算方法

2.2.1 凝汽器熱負荷計算

根據(jù)汽輪機-凝汽器系統(tǒng)的運行特征可以看出，汽輪機排汽狀態(tài)變化直接影響凝汽器運行性能，即凝汽器熱負荷的變化。對于凝汽器熱負荷的計算[4]可以通過熱力系統(tǒng)能量平衡原理求出。將整個汽輪機系統(tǒng)(包括回?zé)嵯到y(tǒng)及凝汽器系統(tǒng))，其能量平衡方程為：

Qgr+Qzr+Pe+QC1=

Pt+Qc2+Qr+Qw+Q1+Q1z

(2)

式中：Qgr為過熱蒸汽進入系統(tǒng)攜帶的能量；Qzr為再熱蒸汽進入系統(tǒng)攜帶的能量；Pe為外界向系統(tǒng)輸入的功率；QC1為循環(huán)水進入系統(tǒng)攜帶的熱量；Pt為汽輪機輸出功率；Qc2為循環(huán)水帶出系統(tǒng)的熱量；Qr為系統(tǒng)散熱量；Qw為給水帶出系統(tǒng)的能量；Q1為工質(zhì)向系統(tǒng)外界泄露時帶出的能量；Q1z為高壓缸排汽帶出系統(tǒng)的能量。上述物理量單位均為kW。

結(jié)合機組熱耗率的定義得出：

(3)

式中：Q為凝汽器熱負荷，kW；H為機組熱耗率，kJ/(kW·h)；Qex為系統(tǒng)散熱和工質(zhì)向外泄露帶出的熱量，kW。

在機組實際運行過程中，負荷指令不變時，若運行工況發(fā)生變化，需要調(diào)整運行參數(shù)以保證機組負荷與指令一致。因此，當凝汽器工況變化導(dǎo)致凝汽器壓力發(fā)生變化時，凝汽器熱負荷也會隨之發(fā)生變化，即：

(4)

式中：H(p,pk)為與發(fā)電機功率和凝汽器壓力有關(guān)的機組熱耗率函數(shù)，其可以通過汽輪機制造廠提供的熱耗率曲線進行擬合計算。

2.2.2 總體傳熱系數(shù)計算

凝汽器總體傳熱系數(shù)[5]KT是一個綜合了多種影響因素的量，計算采用美國傳熱學(xué)會HEI推薦的計算公式，并在實際運行過程中，熱負荷對傳熱系數(shù)也有一定影響，則總體傳熱系數(shù)為：

KT=Kb×βt×βm×βc×βQ

(5)

式中：βQ為熱負荷修正系數(shù)，采用別爾曼公式計算中的蒸汽負荷變化修正方法，在一定熱負荷范圍內(nèi)，βQ取值為1；熱負荷進一步降低，βQ取值小于1。

2.2.3 凝汽器壓力計算

不考慮凝汽器的散熱損失，凝汽器熱負荷與循環(huán)水換熱量相等，建立能量平衡方程：

Q(pk)=KT×A×△tM=

Cp×qm,w×(tw2-tw1)

(6)

式中：△tM為對數(shù)平均溫差，K；tw2，tw1分別為循環(huán)水的進、出口溫度，℃。

對數(shù)平均溫差△tM表示為：

(7)

根據(jù)汽輪機與凝汽器互相影響的特性，建立基于汽輪機變工況的凝汽器壓力對應(yīng)的飽和溫度的數(shù)學(xué)模型：

(8)

3 冷端系統(tǒng)優(yōu)化試驗

對循環(huán)水系統(tǒng)經(jīng)濟運行方式的優(yōu)化方案可分為以下兩種模式：

(1)基于機組獲得最低供電煤耗率的節(jié)能降耗模式(簡稱“節(jié)能模式”)；當機組微增功率與循泵增加的耗電功率之差達到最大時，即凈收益功率最大時的冷卻水流量稱為最優(yōu)冷卻水流量。此時凝汽器運行壓力為最佳運行背壓，相應(yīng)的循泵運行方式為最優(yōu)循泵運行方式。

(2)基于機組獲得最大經(jīng)濟效益的經(jīng)濟運營模式(簡稱“經(jīng)濟模式”)，即當機組微增功率產(chǎn)生的“收益”與循泵增加耗電功率的“投入”形成經(jīng)濟效益最大化。

3.1 機組經(jīng)濟性與凝汽器背壓的關(guān)系試驗

在機組負荷1000MW、900MW、800MW、700MW等四個工況條件下，分別進行變背壓的試驗，并對試驗結(jié)果進行主蒸汽壓力、溫度和再熱蒸汽壓損、溫度修正，得到機組凝汽器背壓與機組經(jīng)濟性相關(guān)性曲線，如圖1所示。

根據(jù)上述曲線或者擬合的數(shù)學(xué)公式，可以得出650MW～1040MW負荷情況下機組真空變化0～4Kpa時對機組經(jīng)濟性的定量影響。

3.2 最佳運行背壓和循環(huán)水運行方式試驗

3.2.1 優(yōu)化前冷端系統(tǒng)運行方式

選取2016年-2017年機組未進行冷端優(yōu)化實驗的歷史運行數(shù)據(jù)。循環(huán)水泵運行分為A、B、C3種方式：A方式為循環(huán)水溫度23℃以下，采用1臺高速泵+1臺低速泵組合；C方式為循環(huán)水溫度26℃以上、機組電負荷700MW以上，采用2臺高速泵+1臺低速泵組合；其余情況采用B方式即為2臺高速泵組合，繪制冷端運行方式圖如圖2所示。

3.2.2 優(yōu)化后節(jié)能模式下的冷端系統(tǒng)運行方案

通過不同負荷段循環(huán)水系統(tǒng)運行方式調(diào)整，結(jié)合凝汽器變工況特性計算，繪制出節(jié)能模式下冷端運行方式圖，如圖3所示。

3.2.3 優(yōu)化后經(jīng)濟模式下的冷端系統(tǒng)運行方案

在機組冷端系統(tǒng)運行優(yōu)化“節(jié)能模式”基礎(chǔ)上，增加邊界條件如下：標煤價格按650元/t、上網(wǎng)電價按0.401元/(kW·h)為基準進行計算，繪制出經(jīng)濟模式下冷端運行方式圖，如圖4所示。其中，A方式為1臺高速泵+1臺低速泵，B方式為2臺高速泵，C方式為2臺高速泵+1臺低速泵，D方式為3臺高速泵。

3.3 冷端優(yōu)化運行后經(jīng)濟效益計算

3.3.1 節(jié)能模式冷端系統(tǒng)運行優(yōu)化效果

節(jié)能模式下，冷端系統(tǒng)運行優(yōu)化節(jié)能效果如表1所示，機組利用小時數(shù)按5000h計算。表中敘述了供電煤耗率降低較大的8個對比工況，優(yōu)化前后運行方式相同或者供電煤耗率降低不明顯的工況這里不再列出。

表1 機組冷端系統(tǒng)運行優(yōu)化節(jié)能模式方案的優(yōu)化效果

項目工況1工況2工況3工況4工況5工況6工況7工況8循環(huán)水溫/℃1920212223232425機組負荷/MW900800800900950900900900降低供電煤耗/g·(kW·h)-1-0.22-0.17-0.34-1.18-2.28-0.86-1.13-1.4運行小時數(shù)/h167245280420358321453385總節(jié)煤量/t -2558.27

圖1 機組真空對機組經(jīng)濟性的影響模型

圖2 冷端系統(tǒng)優(yōu)化前運行方式

圖3 冷端系統(tǒng)運行優(yōu)化方案-節(jié)能模式

圖4 冷端系統(tǒng)運行優(yōu)化方案-經(jīng)濟模式

冷端系統(tǒng)按節(jié)能模式進行運行優(yōu)化后年平均降低供電煤耗率0.512g/(kW·h)，年節(jié)約標煤2558t，標煤價格按650元/t計算，年節(jié)約燃煤成本166.27萬元；對比優(yōu)化前后運行方式，循環(huán)水溫度為22℃～25℃范圍內(nèi)，冷端系統(tǒng)運行優(yōu)化節(jié)能效果顯著，最大降低供電煤耗率為2.28g/(kW·h)。

3.3.2 經(jīng)濟模式冷端系統(tǒng)運行優(yōu)化效果

經(jīng)濟模式下，標煤煤價按650元/t，上網(wǎng)電價按0.401元/(kW·h)計算，冷端系統(tǒng)運行優(yōu)化效果如表2所示。

表2 機組冷端系統(tǒng)運行優(yōu)化經(jīng)濟模式方案效果

項目工況1工況2工況3工況4工況5工況6工況7工況8循環(huán)水溫度/℃1921232325272830機組電負荷/MW700900800950900800900600收益/元·h-12375663609151158544110運行小時數(shù)/h383380373358385353252150效益提高/萬元9.082.132.3521.805.815.5813.711.65收益合計/萬元62.77

泰州公司3號機組冷端系統(tǒng)按經(jīng)濟模式進行運行優(yōu)化后年增加經(jīng)濟效益62.77萬元；對比優(yōu)化前后運行方式，機組電負荷800MW以上且循環(huán)水溫度為21℃～28℃范圍內(nèi)，冷端系統(tǒng)運行優(yōu)化經(jīng)濟效益增加明顯。

4 結(jié)語

建立冷端優(yōu)化方案，通過試驗與理論計算方法對機組循環(huán)水泵運行方式進行了優(yōu)化調(diào)整。循環(huán)水泵啟動時經(jīng)濟平衡點的選擇是經(jīng)濟調(diào)度的難點，其經(jīng)濟平衡點是隨機組負荷、背壓、循環(huán)水溫度、凝汽器端差、循泵運行臺數(shù)、機組特性等運行參數(shù)以及電價、煤價等外部參數(shù)的變化而隨時變化的，是一個動態(tài)的過程。如電價或煤價變化時，其經(jīng)濟平衡點會大幅度偏移。采用節(jié)能模式與經(jīng)濟模式兩種方式對機組冷端運行方式優(yōu)化，對運行人員有很好的指導(dǎo)意義。