330 MW亞臨界機(jī)組深度調(diào)峰運(yùn)行優(yōu)化研究

金利鵬，趙佳駿，吳劍波，張 光

(1.浙江浙能溫州發(fā)電有限公司，浙江 溫州 325602; 2.浙江省火力發(fā)電高效節(jié)能與污染物控制技術(shù)研究重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，浙江 杭州 311121; 3.浙江浙能技術(shù)研究院有限公司，浙江 杭州 311121)

0 引言

隨著人們節(jié)能環(huán)保意識(shí)的提高，可再生能源將逐漸成為發(fā)電用主要能源[1-2]。然而，可再生能源可調(diào)節(jié)性較差；同時(shí)，煤電產(chǎn)能過剩導(dǎo)致電網(wǎng)峰谷差增大。因此，開展火電機(jī)組的深度調(diào)峰研究有利于提高電網(wǎng)調(diào)峰和新能源消納能力[3]。雖然目前電網(wǎng)對(duì)深度調(diào)峰機(jī)組有相關(guān)的補(bǔ)償政策，但深度調(diào)峰運(yùn)行時(shí)機(jī)組能耗顯著提升[4]，較大程度地影響機(jī)組經(jīng)濟(jì)效益。

因此，提高機(jī)組運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性是近年來深度調(diào)峰研究的主要方向。主要包括增設(shè)低溫省煤器、外置式冷卻器、零號(hào)高壓加熱器等熱力系統(tǒng)的優(yōu)化研究[5]；機(jī)組深度調(diào)峰運(yùn)行滑壓優(yōu)化、一次調(diào)頻控制策略優(yōu)化研究[6-7]；增加小流量凝泵的凝結(jié)水系統(tǒng)優(yōu)化研究[8]等。對(duì)深度調(diào)峰的優(yōu)化方式較為多樣化，但沒有形成一套系統(tǒng)的節(jié)能潛力挖掘分析方法。本文以某330 MW亞臨界機(jī)組為研究對(duì)象，通過摸底性試驗(yàn)探索機(jī)組當(dāng)前深度調(diào)峰存在的問題，診斷其在各運(yùn)行負(fù)荷下的能耗狀況，并形成相應(yīng)的能耗優(yōu)化策略，對(duì)于系統(tǒng)地確定機(jī)組深度調(diào)峰最優(yōu)運(yùn)行方式有一定的參考價(jià)值。

1 深度調(diào)峰運(yùn)行試驗(yàn)研究

1.1 最低運(yùn)行負(fù)荷試驗(yàn)研究

機(jī)組可長期運(yùn)行的最低負(fù)荷，主要取決于鍋爐側(cè)的不投油最低穩(wěn)燃負(fù)荷和SCR脫硝裝置長時(shí)間運(yùn)行的下限負(fù)荷。以水冷壁壁溫、脫硝煙溫、燃燒穩(wěn)定性作為約束條件，通過試驗(yàn)研究機(jī)組負(fù)荷階梯式下降時(shí)的穩(wěn)定運(yùn)行能力。

負(fù)荷下降過程中，實(shí)測爐膛溫度變化如圖1所示，屏過及SOFA處的煙溫隨負(fù)荷下降而降低，而主燃燒器區(qū)域的平均溫度變化不大，均能保持在1 200 ℃左右。

圖1 不同負(fù)荷下的爐膛溫度

機(jī)組下降至30%額定負(fù)荷運(yùn)行，未發(fā)現(xiàn)水冷壁、屏過等壁溫超溫現(xiàn)象，爐本體可以長期安全運(yùn)行，且不投油穩(wěn)燃能力充足。此時(shí)SCR入口煙溫已接近催化劑許用溫度下限。

1.2 汽機(jī)側(cè)運(yùn)行安全性評(píng)估

汽機(jī)側(cè)安全性評(píng)估主要是深度調(diào)峰運(yùn)行對(duì)主機(jī)、抽汽回?zé)嵯到y(tǒng)、給水系統(tǒng)等的影響。深度調(diào)峰過程中，汽輪機(jī)振動(dòng)、脹差均在正常范圍，但中壓缸體上位于抽汽處的兩個(gè)半缸體存在大溫變梯度，影響機(jī)組運(yùn)行安全。低壓缸七、八抽溫度及排汽溫度正常，后缸噴水未開啟，末級(jí)葉片未出現(xiàn)鼓風(fēng)現(xiàn)象。

抽汽回?zé)嵯到y(tǒng)運(yùn)行正常，負(fù)荷降至120 MW以下時(shí)#6、#7低加出現(xiàn)疏水不暢的問題，危急疏水閥開啟后水位較平穩(wěn)。

給水系統(tǒng)在機(jī)組深度調(diào)峰過程中受影響較大。給水流量隨負(fù)荷降低而減少，兩臺(tái)汽動(dòng)給水泵并列運(yùn)行容易發(fā)生搶水現(xiàn)象，需手動(dòng)開啟再循環(huán)閥。四抽蒸汽能夠滿足兩臺(tái)小機(jī)帶負(fù)荷能力，無需進(jìn)行小機(jī)汽源切換操作，減少了小機(jī)汽源切換的風(fēng)險(xiǎn)性。同時(shí)小機(jī)排汽溫度正常，末級(jí)無鼓風(fēng)現(xiàn)象。

1.3 機(jī)組運(yùn)行能耗診斷

在機(jī)組額定負(fù)荷和最低運(yùn)行負(fù)荷之間，選取330 MW、250 MW、200 MW、165 MW、120 MW、100 MW六個(gè)負(fù)荷工況點(diǎn)，進(jìn)行機(jī)組能耗診斷試驗(yàn)。

由于機(jī)組在120 MW和100 MW工況點(diǎn)存在中壓缸體上位于抽汽處的兩個(gè)半缸體存在大溫變梯度的問題，因此在該工況點(diǎn)運(yùn)行時(shí)由噴嘴配汽改為節(jié)流配汽模式運(yùn)行方式。給水系統(tǒng)中汽動(dòng)給水泵為雙汽泵運(yùn)行方式。

本次能耗診斷包括汽輪機(jī)組主、輔機(jī)綜合運(yùn)行性能水平，在計(jì)算過程中同時(shí)對(duì)熱耗率和功率等修正[9]。機(jī)組在各負(fù)荷點(diǎn)的經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)如表1所示。如圖2所示，隨負(fù)荷的下降，供電煤耗而增加，且增加速率逐漸提升，低于165 MW負(fù)荷運(yùn)行時(shí)由于采用節(jié)流配汽方式運(yùn)行，使供電煤耗進(jìn)一步提高。

表1 機(jī)組在各負(fù)荷點(diǎn)的經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)

圖2 機(jī)組在各負(fù)荷點(diǎn)的經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)趨勢圖

2 中壓缸抽汽口上下缸溫差大分析

機(jī)組各負(fù)荷段運(yùn)行時(shí)中壓缸抽汽端上下缸溫差如表2所示。上下缸溫差隨著負(fù)荷的下降而增加，深度調(diào)峰運(yùn)行時(shí)更為明顯，溫差過大會(huì)減小汽輪機(jī)徑向間隙，引起動(dòng)靜部分碰磨，導(dǎo)致機(jī)組振動(dòng)增大、轉(zhuǎn)子彎曲等問題[10]。

圖3 中壓缸抽汽端上下缸溫差

2.1 原因分析

在排除中壓缸抽汽端上下缸溫度測點(diǎn)不準(zhǔn)、下缸保溫不嚴(yán)、下缸積水等可能性后，判斷可能有高溫汽源漏至中壓內(nèi)外缸夾層內(nèi)，且漏點(diǎn)接近中壓缸抽汽端的上部溫度測點(diǎn)所在部位。泄漏途徑可能為：(1)高中壓外缸為整體合缸，外缸上部高中缸壓槽型帶狀密封間隙偏大，使高壓側(cè)腔室的蒸汽從此泄漏至中壓抽汽腔室；(2)中壓缸#1持環(huán)和中壓內(nèi)缸上部槽型帶狀密封間隙偏大，中壓進(jìn)汽腔室的再熱蒸汽直接從圍帶密封處泄漏至抽汽腔室；(3)持環(huán)平衡孔塞和內(nèi)缸平衡孔塞的位置處漏汽。

機(jī)組高負(fù)荷運(yùn)行時(shí)再熱蒸汽溫度較高，中壓缸#1持環(huán)和中壓下缸溫度也隨著升高，上下缸溫差較小。當(dāng)機(jī)組負(fù)荷減小時(shí)，下中壓缸溫度隨著再熱蒸汽溫度下降而下降，而上缸溫度測點(diǎn)離第三段抽汽口較遠(yuǎn)，且抽汽口抽吸蒸汽能力隨抽汽量的減少而下降，同時(shí)存在上述高溫蒸汽的泄漏，導(dǎo)致上中壓缸溫度下降緩慢，使得低負(fù)荷時(shí)上、下中壓缸溫差逐漸增大。

2.2 解決措施

在機(jī)組檢修時(shí)對(duì)中壓缸揭缸檢查，重點(diǎn)檢查可能存在泄漏的區(qū)域。在未進(jìn)行開缸檢修前，可以從再熱冷段引一路蒸汽至中壓缸上部夾層腔室中，與漏入腔室的高溫蒸汽混合對(duì)其進(jìn)行冷卻，降低上下缸溫差。

3 汽輪機(jī)配汽方式優(yōu)化

3.1 節(jié)流配汽對(duì)高排溫度的影響

為有效避免中壓缸抽汽端上下缸溫差大的問題，機(jī)組在低于50%額定負(fù)荷區(qū)間運(yùn)行時(shí)會(huì)采用全周進(jìn)汽均勻的節(jié)流配汽方式[11]。在50%額定負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，通過將噴嘴配汽切換節(jié)流配汽的試驗(yàn)，研究節(jié)流配汽對(duì)高排溫度的影響。配汽方式切換前后的機(jī)組相關(guān)參數(shù)變化如表3所示，采用節(jié)流配汽后高排溫度有明顯上升，約為11.17℃。如圖4所示，高排溫度的提升有利于提高再熱蒸汽溫度，減小缸體的溫差。

表3 配汽方式切換前后機(jī)組相關(guān)參數(shù)變化

圖4 配汽方式切換前后參數(shù)變化

3.2 配汽方式經(jīng)濟(jì)性比較

節(jié)流配汽方式由于所有調(diào)門都保持一定開度，因此每個(gè)閥門都存在節(jié)流損失，造成缸效降低，經(jīng)濟(jì)性明顯要低于噴嘴配汽方式。高壓缸效率對(duì)機(jī)組熱耗率的影響可用公式(1)進(jìn)行計(jì)算[12]

(1)

式中 ΔHR——機(jī)組熱耗率變化量/kJ·(kWh)-1·s-1；

Δηhp——高壓缸效率變化量/%；

Php——高壓缸做功量/kJ·h-1；

Pqj——發(fā)電機(jī)端功率/kW；

HR——機(jī)組熱耗率/kJ·(kWh)-1。

深度調(diào)峰時(shí)兩種配汽方式的經(jīng)濟(jì)性比較如表4所示。節(jié)流配汽各負(fù)荷段高壓缸效率為實(shí)測數(shù)據(jù)，若調(diào)門開度保持穩(wěn)定，調(diào)門節(jié)流壓損隨負(fù)荷下降而增加，引起高壓缸效率的下降。噴嘴配汽50%額定負(fù)荷工況高壓缸效率為實(shí)測數(shù)據(jù)，假設(shè)降負(fù)荷過程中高調(diào)門開度保持不變，由于僅2號(hào)調(diào)門存在節(jié)流壓損，噴嘴配汽下高壓缸效率隨負(fù)荷變化較小，120 MW和100 MW負(fù)荷高壓缸效率近似等于50%額定負(fù)荷工況。

表4 兩種配汽方式的經(jīng)濟(jì)性比較

可以看出，若能有效處置缸體溫差大的問題，在深度調(diào)峰的過程中就可以選擇噴嘴配汽模式運(yùn)行，與節(jié)流配汽模式相比可降低熱耗約59～225 kJ/kWh-1，折合供電煤耗2.34～9.40 g/kWh。

4 單汽泵運(yùn)行試驗(yàn)研究

4.1 單汽泵運(yùn)行試驗(yàn)

機(jī)組給水系統(tǒng)采用傳統(tǒng)的兩運(yùn)一備的配置方式，其中機(jī)組正常運(yùn)行時(shí)投運(yùn)兩臺(tái)汽動(dòng)給水泵。給水泵小汽輪機(jī)的汽源為四段抽汽，并以輔助蒸汽作為備用汽源。深度調(diào)峰運(yùn)行時(shí)給水流量相對(duì)較小，四抽蒸汽能滿足兩臺(tái)給水泵汽輪機(jī)的需求，因此無需開啟輔汽汽源。

試驗(yàn)選取深度調(diào)峰階段3個(gè)典型工況點(diǎn)(包括165 MW、120 MW、100 MW)進(jìn)行單汽泵運(yùn)行試驗(yàn)，即停用其中的一臺(tái)汽泵，僅保持另一汽泵保持運(yùn)行狀態(tài)。單汽泵運(yùn)行時(shí)給水泵汽輪機(jī)汽源為四級(jí)抽汽，未開啟輔汽汽源，給水系統(tǒng)運(yùn)行穩(wěn)定。

深度調(diào)峰單、雙汽泵運(yùn)行下給水泵汽輪機(jī)轉(zhuǎn)速如表5所示，根據(jù)給水泵汽輪機(jī)效率曲線，其效率在轉(zhuǎn)速3 200～4 200 rpm間隨轉(zhuǎn)速的增加而上升，可以看出單汽泵運(yùn)行有利于提升給水泵汽輪機(jī)效率，從而降低機(jī)組熱耗率。

表5 單、雙汽泵運(yùn)行下給水泵汽輪機(jī)轉(zhuǎn)速

4.2 單汽泵運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性

通過試驗(yàn)結(jié)果計(jì)算，典型工況下單、雙汽泵運(yùn)行下的經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)如表6所示，隨著負(fù)荷的下降單汽泵運(yùn)行的節(jié)煤量更為明顯。與常規(guī)的雙汽泵運(yùn)行方式相比，機(jī)組深度調(diào)峰采用單汽泵運(yùn)行可降低供電煤耗0.41～2.18 g/kWh。

表6 典型工況下單、雙汽泵運(yùn)行下的經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)

為探索單汽泵的負(fù)荷切換點(diǎn)，繪制單、雙汽泵運(yùn)行下汽輪機(jī)熱耗率隨負(fù)荷變化曲線如圖5所示，雙汽泵曲線由雙汽泵方式下的6個(gè)工況點(diǎn)擬合而成，單汽泵曲線由單汽泵方式下的3 個(gè)工況點(diǎn)(165 MW、120 MW、100 MW)及雙汽泵方式下的3個(gè)高負(fù)荷工況 點(diǎn)(200 MW、250 MW、330 MW)擬合而成?？梢钥闯觯瑔纹玫呢?fù)荷理論切換點(diǎn)約為60%額定負(fù)荷，實(shí)際運(yùn)行應(yīng)綜合考慮單汽泵的帶負(fù)荷能力和切換安全性合理選擇切換點(diǎn)。

圖5 單、雙汽泵運(yùn)行下汽輪機(jī)熱耗率曲線

5 結(jié)論

本文對(duì)某330 MW亞臨界機(jī)組開展深度調(diào)峰運(yùn)行優(yōu)化研究工作，通過試驗(yàn)研究，對(duì)機(jī)組深度調(diào)峰運(yùn)行進(jìn)行安全性評(píng)估和能耗診斷，挖掘機(jī)組節(jié)能潛力，試驗(yàn)結(jié)果表明：

(1)綜合鍋爐側(cè)的不投油最低穩(wěn)燃負(fù)荷和SCR脫硝裝置長時(shí)間運(yùn)行，確定機(jī)組可長時(shí)間運(yùn)行的下限負(fù)荷為30%額定負(fù)荷。

(2)機(jī)組深度調(diào)峰主要存在的問題為中壓缸體上位于抽汽處的兩個(gè)半缸體存在大溫變梯度的問題，其原因?yàn)楦邷仄绰┲林袎簝?nèi)外缸夾層。若能有效處置該問題，在深度調(diào)峰時(shí)可采用噴嘴配汽模式，可降低供電煤耗2.34～9.40 g/kWh。

(3)深度調(diào)峰下單汽泵運(yùn)行是可行性的。與常規(guī)的雙汽泵運(yùn)行方式相比，機(jī)組深度調(diào)峰采用單汽泵運(yùn)行可降低供電煤耗0.41～2.18 g/kWh。