燃煤機組鍋爐深度調(diào)峰性能計算分析

周熙宏，畢凌峰，楊浩昱，楊 冬，朱 超，吳鵬舉

(1．西安交通大學 動力工程多相流國家重點實驗室，西安 710049；2．國網(wǎng)陜西省電力公司電力科學研究院，西安 710100)

隨著我國經(jīng)濟的迅速增長和人民生活質(zhì)量的不斷提高，全國電網(wǎng)裝機容量逐漸增大，燃煤發(fā)電機組裝機容量相對過剩。國民經(jīng)濟結(jié)構(gòu)的調(diào)整使得全國用電結(jié)構(gòu)發(fā)生變化，第一產(chǎn)業(yè)用電量逐步下降，第二、三產(chǎn)業(yè)用電量穩(wěn)步上升，這在一定程度上導致電網(wǎng)峰谷差增大，系統(tǒng)調(diào)峰壓力隨之加劇，各大電網(wǎng)都面臨著高峰負荷出力不足和低谷出力有余而又低調(diào)困難的問題[1]。同時，太陽能和風能等新能源大規(guī)模并網(wǎng)擠占了常規(guī)機組的上網(wǎng)空間，加之風電出力具有顯著的反調(diào)峰特性，導致系統(tǒng)調(diào)峰問題日益嚴峻[2]。由于我國大多數(shù)電網(wǎng)的電源組成結(jié)構(gòu)都以燃煤發(fā)電為主，因此為了實現(xiàn)傳統(tǒng)能源與新能源協(xié)同發(fā)電、提升負荷側(cè)響應(yīng)水平、建設(shè)高效電力系統(tǒng)，燃煤機組參與調(diào)峰成為必然選擇[3]。

燃煤機組深度調(diào)峰過程中，當負荷降到一定程度時會出現(xiàn)燃燒不穩(wěn)定、空氣預熱器腐蝕以及風機系統(tǒng)和爐膛水動力故障等問題。因此，研究燃煤機組鍋爐深度調(diào)峰能力及性能評價顯得尤為重要。為了解決上述鍋爐深度調(diào)峰過程中可能出現(xiàn)的問題，需要從以下幾個方面著手進行研究：(1)低負荷穩(wěn)燃；(2)水動力循環(huán)；(3)寬負荷環(huán)保脫硝；(4)空氣預熱器低溫腐蝕；(5)輔機安全性。針對我國電網(wǎng)直調(diào)燃煤機組的特點，結(jié)合鍋爐運行歷史數(shù)據(jù)，通過以上5個方面來評估鍋爐低負荷深度調(diào)峰能力，可以實現(xiàn)傳統(tǒng)能源與新能源協(xié)同、經(jīng)濟、高效、可靠地發(fā)電。

筆者針對燃煤機組調(diào)峰能力評估的研發(fā)需求，以燃煤機組鍋爐為研究對象，建立了低負荷穩(wěn)燃、水動力循環(huán)、寬負荷脫硝、空氣預熱器低溫腐蝕和輔機安全相應(yīng)數(shù)學模型，并開發(fā)其計算程序，通過燃煤電廠實際運行數(shù)據(jù)驗證所開發(fā)的鍋爐深度調(diào)峰性能預測程序的正確性和適用性。

1 低負荷穩(wěn)燃計算分析

當燃煤機組進行深度調(diào)峰時，鍋爐在低負荷工況下運行，爐膛溫度較低，爐內(nèi)燃燒惡化，溫度場分布不均勻，爐內(nèi)負壓波動加劇，容易發(fā)生燃燒不穩(wěn)定現(xiàn)象。因此，在燃煤機組深度調(diào)峰前需要對其燃燒穩(wěn)定性進行預測分析，得到鍋爐可長期連續(xù)穩(wěn)定安全運行的最低負荷。

1.1 低負荷穩(wěn)燃計算模型與程序開發(fā)

D-S(Dempster Shafer)證據(jù)論是對多個信息進行綜合判斷的一種預測方法，其預測結(jié)果精度較高。

1.1.1 典型樣本

將常規(guī)運行負荷(即參考負荷)下的火檢信號、爐膛負壓和磨煤機電流信號等數(shù)據(jù)作為典型樣本，對影響低負荷燃燒穩(wěn)定性的因素所對應(yīng)的數(shù)據(jù)進行預處理，獲得其不同目標模式(燃燒不穩(wěn)定、燃燒穩(wěn)定)下的特征量，利用該特征量構(gòu)建概率函數(shù)，從而用于深度調(diào)峰負荷(即預測負荷)預測[4]。影響爐膛燃燒穩(wěn)定性的因素很多，不同的燃燒方案會導致不同的燃燒穩(wěn)定性，筆者選取標準差和均值作為深度調(diào)峰負荷燃燒穩(wěn)定性的特征量。

1.1.2 概率函數(shù)值的獲取

(1)

式中：i=1，2，3分別代表爐膛負壓(Pa)、風煤比和一次風溫度(℃)；j=1，2，3分別代表燃燒穩(wěn)定、燃燒不穩(wěn)定和不確定度。

1.1.3 歸一化處理

(2)

證據(jù)xi的概率函數(shù)值/(n個概率函數(shù)值+不確定度)即為證據(jù)xi在目標模式vj下的概率函數(shù)值進行歸一化處理后的值mi(vj)：

(3)

(4)

1.1.4 數(shù)據(jù)融合及分類決策

同一特征參數(shù)對應(yīng)的不同目標模式下的概率函數(shù)值進行歸一化處理后分別為m1和m2[4]，焦元分別為{v11,v21,…,vi1}和{v12,v22,…,vj2}。運用D-S證據(jù)論對數(shù)據(jù)進行融合，計算公式為：

(5)

(6)

式中：vk為信度函數(shù)分配上的焦元；Φ為空集；m1和m2分別為歸一化處理后穩(wěn)定燃燒和不穩(wěn)定燃燒所對應(yīng)的概率函數(shù)值。

進行分類決策時，應(yīng)遵循以下原則：(1)不確定度概率函數(shù)值必須<0.15；(2)判定結(jié)果需具有最大的概率函數(shù)值；(3)判定結(jié)果的概率函數(shù)值要大于不確定度的概率函數(shù)值，且應(yīng)≥0.45；(4)判定結(jié)果與其他概率函數(shù)值間的差值要不小于0.45[5]。

根據(jù)上述D-S證據(jù)論，基于Fortran6.6平臺，建立了低負荷穩(wěn)燃評價系統(tǒng)程序，程序計算流程如圖1所示。首先獲取常規(guī)運行負荷下特征信息的分散控制系統(tǒng)(DCS)測量值，經(jīng)數(shù)據(jù)剔除、預處理后構(gòu)建不同燃燒狀態(tài)的概率函數(shù)，并利用該函數(shù)對深度調(diào)峰負荷下的燃燒穩(wěn)定性進行預測評價。

圖1 D-S證據(jù)論程序開發(fā)流程Fig.1 The development process of D-S evidence method program

1.2 工程計算

以文獻[6]中數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，以火檢信號這一單參數(shù)作為特征參數(shù)進行模型驗證。對參考負荷下的火檢信號進行預處理，燃燒穩(wěn)定(A1)的均值為102.2，標準差為2.09；燃燒不穩(wěn)定(A2)的均值為23.66，標準差為10.92。根據(jù)該樣本構(gòu)建穩(wěn)定燃燒、不穩(wěn)定燃燒及不確定度的數(shù)學模型。鍋爐在預測負荷下運行30 min時4只火檢信號分別為：x1=94.70%，x2=106.06%，x3=101.52%，x4=103.79%。將這4只火檢信號帶入上述構(gòu)建好的3個模型中，得到不同燃燒狀況下不同火檢信號的概率函數(shù)值，將數(shù)據(jù)進行歸一化處理，最后進行數(shù)據(jù)融合，結(jié)果如表1所示，表中m(u1)、m(u2)和m(u3)分別表示A1、A2及不確定度的概率函數(shù)值。

表1 火檢信號融合結(jié)果Tab.1 Fusion results of fire detection signal data

由于實際運行時燃燒不穩(wěn)定狀況下的數(shù)據(jù)較難獲取，于是通過將給煤量降為0 kg/s來模擬燃燒不穩(wěn)定的極限值，運行過程中實際磨煤機電流變化如圖2所示。由圖2可以看出，鍋爐運行第30 min時磨煤機電流不為0 A，因此此時爐膛燃燒穩(wěn)定。根據(jù)表1中結(jié)果，將第1只火檢信號與第2只火檢信號進行融合時，因不確定度值較大，未能進行結(jié)果判斷；將融合結(jié)果繼續(xù)與第3只火檢信號進行數(shù)據(jù)融合后，滿足分類決策原則，判斷結(jié)果為燃燒穩(wěn)定；繼續(xù)與第4只火檢信號進行融合，判斷結(jié)果同樣為燃燒穩(wěn)定，預測結(jié)果與實際情況一致。這證明該方法可用于工程實踐，繼而對其他燃煤機組進行預測計算，預測其在深度調(diào)峰運行方式下能否實現(xiàn)穩(wěn)定燃燒。

圖2 磨煤機電流隨時間的變化Fig.2 The tendency of coal mill current with time

2 水動力循環(huán)計算分析

深度調(diào)峰負荷下，水冷壁質(zhì)量流速較低，對管子冷卻效果差，流動穩(wěn)定性也變差[7]。因此，研究深度調(diào)峰運行方式下的水動力安全性顯得尤為重要。

2.1 水動力計算模型與程序開發(fā)

2.1.1 復雜回路的非線性流量分配計算模型

目前，水動力計算方法主要分為串并聯(lián)圖解法和流動網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)法。前者只適用于簡單系統(tǒng)，且計算精度不高。因此，綜合比較各種技術(shù)路線，采用適用于復雜回路且具有較高求解精度的非線性流動網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)法[8]。非線性流動網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)計算模型根據(jù)質(zhì)量守恒、動量守恒和能量守恒方程，將鍋爐水冷壁劃分為由流量回路、壓力節(jié)點和連接管組成的流動網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)。對上述非線性方程組進行直接求解，以獲得流量分配，進而計算壁溫分布。圖3為1個簡化的流動網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)示意圖，其中1～19為計算回路或節(jié)點編號，pjj為進口集箱壓力，16～18為中間集箱，19為出口集箱，流入進口集箱的質(zhì)量流量為qm。

圖3 簡化的流動網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)示意圖Fig.3 Schematic diagram of simplified flow network system

對于受熱回路1～回路12，忽略集箱中的靜壓變化，可以列出12個動量守恒方程：

[pin-x(16)]-Δph(x(h))=0，h=1,2

(7)

[pin-x(17)]-Δph(x(h))=0，h=3,4

(8)

[pin-pout]-Δph(x(h))=0，h=5～12

(9)

式中：h為回路或節(jié)點編號，1個回路中包含有多個受熱和結(jié)構(gòu)相同的水冷壁單管；Δph為h回路的壓降，包括摩擦壓降、局部壓降、重位壓降及加速壓降，Pa；x(h)為h回路中的單管流量或h節(jié)點的壓力，kg/s或Pa；pin為回路5～回路12進口處集箱壓力，Pa；pout為回路5～回路12出口處集箱壓力，Pa。

同理，對于連接管13～連接管15，可以列出3個動量守恒方程：

[pin-x(18)]-Δph(x(h))=0，h=13

(10)

[x(18)-x(19)]-Δph(x(h))=0，h=14，15

(11)

節(jié)點16～節(jié)點19遵守的質(zhì)量守恒方程為：

[x(1)+x(2)]-[x(5)+x(6)+x(9)+

x(10)]=0，h=16

(12)

[x(3)+x(4)]-[x(7)+x(8)+x(11)+

x(12)]=0，h=17

(13)

[x(9)+x(10)+…+x(13)]-[x(14)+

x(15)]=0，h=18

(14)

qm-[x(5)+x(6)+x(7)+x(8)+

x(14)+x(15)]=0，h=19

(15)

以上共計19個獨立的非線性方程組，對應(yīng)19個未知變量，可用數(shù)值方法對其進行迭代求解。

2.1.2 水冷壁阻力與傳熱計算

在計算超臨界鍋爐水冷壁水動力特性及流量分配、壁溫分布時，需要準確掌握水冷壁管內(nèi)工質(zhì)阻力與傳熱系數(shù)計算公式。為了準確計算超臨界鍋爐水動力，確保鍋爐設(shè)計及運行的可靠性及安全性，必須準確掌握亞臨界、近臨界及超超臨界區(qū)亞臨界汽水兩相及超臨界水的流動傳熱特性及計算方法。西安交通大學動力工程多相流國家重點實驗室人員對我國許多鍋爐水冷壁流動傳熱特性進行了實驗研究，獲得了豐富的流動傳熱數(shù)據(jù)庫，并據(jù)此擬合得到水冷壁管內(nèi)工質(zhì)阻力與傳熱系數(shù)計算關(guān)聯(lián)式[9]。

2.1.3 壁溫與鰭片溫度計算模型

根據(jù)傳熱學原理[10]，鍋爐水冷壁管內(nèi)工質(zhì)溫度與管子幾何結(jié)構(gòu)、內(nèi)壁傳熱系數(shù)、管子導熱系數(shù)和管外煙氣熱負荷分布有關(guān)。管子正面內(nèi)壁溫度tn計算公式如下：

(16)

式中：tf為壁溫計算點處管內(nèi)工質(zhì)溫度，℃；Jn為管子正面內(nèi)壁熱量均流系數(shù)；β為管子外徑與內(nèi)徑的比值；qw為壁溫計算點處正面外壁輻射熱負荷，kW/m2；α2為工質(zhì)與管子內(nèi)壁間的放熱系數(shù)，W/(m2·K)。

管子正面外壁溫度tw為：

(17)

根據(jù)上述求解非線性方程組方法、水冷壁阻力與傳熱計算模型以及壁溫計算模型，基于Fortran6.6平臺開發(fā)了鍋爐水動力計算程序。通過該程序能夠計算出各種負荷下水冷壁回路流量分配、壓力沿流動方向的變化、出口汽溫分布以及工質(zhì)溫度與管壁金屬溫度沿高度方向的變化，并對水冷壁在各種負荷條件下的壁溫安全特性進行校核計算。

2.2 工程計算

以華能陜西秦嶺(秦華)發(fā)電有限公司660 MW超臨界直流鍋爐為例，采用所開發(fā)的水動力計算程序，計算該電廠在20%鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量(BMCR)深度調(diào)峰負荷下的水冷壁回路流量分配、壓力沿流動方向的變化、出口汽溫分布以及工質(zhì)溫度與管壁金屬溫度沿高度方向的變化，并將計算結(jié)果與實爐測量結(jié)果進行了比較[11]。該鍋爐爐膛由下部螺旋盤繞上升水冷壁和上部垂直上升水冷壁2個不同的結(jié)構(gòu)組成。20%BMCR深度調(diào)峰負荷下總壓降程序計算值與實測值誤差為-6.88%，兩者非常吻合，說明本程序建立的壓降模型和開發(fā)的單管計算程序是正確可靠的。20%BMCR深度調(diào)峰負荷下的壁溫分布表明，該負荷下鍋爐爐膛水冷壁溫度和鰭片溫度處于材料允許范圍之內(nèi)[11]。這說明該方法可用于預測其他機組在深度調(diào)峰運行方式下水冷壁能否安全運行。

3 寬負荷脫硝計算分析

大多數(shù)燃煤電廠煙氣脫硝裝置采用選擇性催化還原(SCR)脫硝技術(shù)[12]，可保證NOx排放質(zhì)量濃度不大于50 mg/m3。對于采用SCR脫硝技術(shù)的火電機組，由于SCR脫硝系統(tǒng)裝置的固有特性，對反應(yīng)溫度有嚴格要求，當脫硝裝置入口煙溫低于下限值時SCR脫硝系統(tǒng)無法正常投運，導致NOx排放嚴重超標，因此深度調(diào)峰時保證SCR脫硝裝置入口煙溫不低于下限值就顯得尤為關(guān)鍵。筆者在研究能廣泛應(yīng)用于不同容量燃煤電站鍋爐熱力計算數(shù)學模型的基礎(chǔ)上，開發(fā)可通過結(jié)合電廠DCS數(shù)據(jù)計算得到鍋爐不同負荷下各部件煙氣側(cè)與工質(zhì)側(cè)熱力參數(shù)的計算程序。通過計算來預測燃煤機組鍋爐深度調(diào)峰時SCR入口煙溫是否滿足催化劑工作要求的最低運行溫度。

3.1 寬負荷脫硝計算模型與程序開發(fā)

寬負荷脫硝計算程序主要分為參考負荷計算和預測負荷計算2部分。

3.1.1 參考負荷的熱力計算

燃煤電站鍋爐經(jīng)過長期的運行和諸多改造，運行參數(shù)往往偏離設(shè)計值，參考負荷的計算可以結(jié)合鍋爐工質(zhì)側(cè)DCS數(shù)據(jù)，根據(jù)蘇聯(lián)1973熱力計算標準，計算得出不隨負荷改變的參數(shù)(如考慮曝光不均勻的爐膛面積等參數(shù))，為后續(xù)深度調(diào)峰負荷的計算提供準確的參數(shù)。首先，根據(jù)能量守恒進行爐膛傳熱計算。進入爐膛總熱量Q1包括兩方面：燃煤燃燒釋放的熱量和空氣帶入的熱量。其中，燃煤燃燒釋放的熱量為燃煤的低位發(fā)熱量qar，而空氣帶入的熱量Q1為：

Q1=qar+αIrk+αIlk

(18)

式中：α為過量空氣系數(shù)；Irk和Ilk分別為理論熱空氣焓和理論冷空氣焓，kJ/kg。

規(guī)定后屏過熱器出口的煙溫為爐膛出口煙溫，參考負荷的DCS數(shù)據(jù)能提供各受熱面進出口蒸汽參數(shù)，所以可以利用能量守恒計算爐膛出口煙氣焓：

(19)

式中：Iltout為爐膛出口煙氣焓，kJ/kg；qR為按煙氣流程第R個受熱面吸熱量，kJ/kg。

根據(jù)相應(yīng)的焓溫表便可查出爐膛出口煙溫Tltout，結(jié)合蘇聯(lián)1973熱力計算標準中爐膛出口煙溫計算公式，反推出與負荷無關(guān)的考慮曝光不均勻后爐膛總壁面積F1：

(20)

式中：Ta為理論燃燒溫度，K；cc為爐膛煙氣平均比熱容，kJ/(kg·K)；Bj為計算燃料消耗量，t/h；ψpj為爐膛平均熱有效性系數(shù)；at為爐膛黑度；M為火焰中心高度系數(shù);φ為保熱系數(shù)。

根據(jù)DCS數(shù)據(jù)，修正從爐膛出口到SCR脫硝裝置進口各受熱面的熱力計算，得到不同受熱面準確的灰污系數(shù)等傳熱計算參數(shù)，為后續(xù)深度調(diào)峰負荷的計算提供準確的參數(shù)。

3.1.2 預測負荷的熱力計算

(21)

式中：上標′表示新的迭代初始值。

根據(jù)參考負荷計算所得的灰污系數(shù)等參數(shù)進行水平煙道和垂直煙道內(nèi)受熱面的熱力計算，得到預測負荷的SCR脫硝裝置入口煙溫，并將其與催化劑的最低運行溫度進行對比，判斷鍋爐深度調(diào)峰負荷SCR脫硝裝置入口煙溫是否滿足催化劑工作要求的最低運行溫度?；谏鲜鰺崃τ嬎隳Ｐ?，用Fortran語言編寫了寬負荷脫硝計算程序。

3.2 工程計算

以陜西渭河發(fā)電有限公司300 MW亞臨界壓力中間再熱自然循環(huán)燃煤汽包鍋爐為例來驗證寬負荷脫硝計算模型和計算程序。爐膛中燃料燃燒產(chǎn)生的熱煙氣將熱傳遞給水冷壁、屏式過熱器和壁式再熱器，繼而穿過水平煙道的高溫再熱器、高溫過熱器進入后豎井包墻，后豎井包墻內(nèi)布置低溫過熱器和省煤器，煙氣流過低溫過熱器和省煤器后進入SCR反應(yīng)器，經(jīng)脫硝后流向空氣預熱器，最后進入除塵器經(jīng)煙囪排入大氣。

參考負荷選取鍋爐常規(guī)運行負荷50%BMCR(150 MW)，預測負荷為鍋爐深度調(diào)峰至30%BMCR(90 MW)負荷。將150 MW負荷下煙溫設(shè)計值與程序計算值以及實際DCS測量值進行對比，如圖4所示。由于現(xiàn)場DCS對煙溫的測點較少且都分布在轉(zhuǎn)向室和尾部煙道，鍋爐經(jīng)過多次改造后DCS測量值偏離設(shè)計值，但程序計算值參照現(xiàn)場DCS測量的汽水參數(shù)，計算得到各受熱面的煙溫與DCS測量值相差不大，兩者的相對誤差都在5%以內(nèi)，省煤器出口煙溫(即SCR反應(yīng)器入口處的煙溫)相對誤差僅為0.27%，可對后續(xù)預測負荷的傳熱計算進行相應(yīng)的修正。

圖4 參考負荷計算結(jié)果對比Fig.4 Comparison of calculation results under reference load

將程序計算出的預測負荷下各受熱面進出口煙溫與DCS測量值進行對比，如表2所示。由表2可知，預測負荷下各受熱面煙溫程序計算值與DSC測量值的相對誤差較小，兩者的相對誤差都在5%以內(nèi)，而省煤器出口(SCR反應(yīng)器入口)處的煙溫相對誤差僅為0.27%。催化劑正常工作要求SCR反應(yīng)器入口煙溫大于310 ℃，這樣才能發(fā)揮其最佳活性，因此，該電廠在深度調(diào)峰負荷(90 MW)下SCR反應(yīng)器不能正常運行。

表2 預測負荷下煙溫計算誤差Tab.2 Calculation error of flue gas temperature under predicting load

綜上所述，該程序可以為鍋爐深度調(diào)峰運行方式下SCR反應(yīng)器入口煙溫預測提供數(shù)據(jù)支撐，在鍋爐深度調(diào)峰前，給出負荷變化后SCR反應(yīng)器入口煙溫，判斷其是否能滿足催化劑要求并給出安全預警，為燃煤電站鍋爐安全、經(jīng)濟調(diào)峰運行做出指導。

4 空氣預熱器低溫腐蝕計算分析

高溫煙氣中的SO3氣體不腐蝕金屬，在機組深度調(diào)峰過程中，鍋爐排煙溫度不斷降低，當煙溫降到400 ℃以下時，SO3與煙氣中的水蒸氣結(jié)合生成硫酸，當硫酸蒸氣在煙氣酸露點以下的金屬表面上凝結(jié)時會發(fā)生低溫腐蝕。因此，根據(jù)SO3生成體積分數(shù)、煙氣酸露點及金屬壁溫判斷空氣預熱器發(fā)生低溫腐蝕的嚴重程度。

4.1 低溫腐蝕計算模型與程序開發(fā)

4.1.1 SO3生成模型

爐內(nèi)SO3形成原理[13]如下：

(22)

式中：k1為SO2和氧原子的反應(yīng)速度常數(shù)；k2為SO3熱分解的速度常數(shù)。

根據(jù)SO3生成速度和熱分解速度可得到穩(wěn)定后的SO3體積分數(shù)：

(23)

4.1.2 煙氣酸露點模型

煙氣酸露點模型在蘇聯(lián)經(jīng)驗公式的基礎(chǔ)上進行了修正，包含了燃燒工況的影響，計算式[14]如下：

(24)

(25)

(26)

(27)

4.1.3 最低壁溫計算模型

不考慮設(shè)備的保溫效果和漏風，根據(jù)能量守恒可以求解空氣預熱器內(nèi)任意一個橫截面的煙溫和空氣溫度，進而計算該截面上空氣預熱器的平均壁溫[15]Tmin：

(28)

式中：Xy、Xk分別為煙氣側(cè)、空氣側(cè)沖刷份額，%；αy、αk分別為煙氣側(cè)、空氣側(cè)對流傳熱系數(shù)，W/(m2·K)；θ′為空氣預熱器出口煙溫，K；t′為空氣預熱器進口空氣溫度，K。

低溫腐蝕的評價標準為：若Tmin>Td+10，不發(fā)生腐蝕；若Td-20

4.2 工程計算

以文獻[15]中的鍋爐為例，其尾部的省煤器與回轉(zhuǎn)式空氣預熱器單級布置，通過計算得出的主要溫度參數(shù)與文獻值[15]的對比如表3所示。

表3 主要溫度參數(shù)計算值與文獻值的對比Tab.3 Comparison of the calculated values and the literature values for the temperature parameters ℃

由表3可知，熱段空氣進口溫度的絕對差值為2.2 K，相對誤差為3.4%；熱段煙氣進口溫度絕對差值為1.5 K，相對誤差為0.83%；熱段出口平均壁溫的絕對差值為2.6 K，相對誤差為1.9%；熱段出口最低壁溫絕對差值為2.6 K，相對誤差為2.2%；酸露點的絕對差值為2.6 K，相對誤差為2%，說明本程序計算值與文獻值相接近，計算模型準確，可以用于工程實踐計算。

5 輔機安全計算分析

鍋爐低負荷運行時，其風機和磨煤機均在超低負荷下運行，偏離原設(shè)計工況較多，極易出現(xiàn)風機搶風、失速和喘振等問題[16]。輔機安全性評價主要是分析送風機、一次風機及引風機在超低負荷運行時需克服的阻力與風機特性的匹配情況。

5.1 輔機安全計算模型與程序開發(fā)

5.1.1 三大風機出口所需壓頭計算模型

以一次風機出口所需壓頭為例進行分析，根據(jù)一次風機通風流程(圖5)可知，一次風機需克服的阻力包括一次風機出口至空氣預熱器一次風入口管道阻力Δp1k、空氣預熱器一次風本體阻力Δpk1、空氣預熱器一次風出口至磨煤機入口管道阻力Δpkm、磨煤機本體阻力Δpm1、磨煤機出口至燃燒器一次風入口阻力Δpmr和燃燒器一次風本體阻力Δpr1。一次風機出口所需壓頭H1為：

圖5 一次風機通風流程Fig.5 The ventilation flow of primary fan

H1=Δp1k+Δpk1+Δpkm+Δpm1+

Δpmr+Δpr1+pl

(29)

式中：p1為爐膛負壓，Pa。

5.1.2 各部分阻力計算模型

由于預測負荷下各部分阻力均為未知，可根據(jù)參考負荷下各部分阻力得到預測負荷下對應(yīng)的各部分阻力，從而根據(jù)壓頭計算方法分別得到三大風機需克服的阻力。

預測負荷下風機出口所需壓頭為：

(30)

式中：上標′表示預測負荷。

沿程阻力為：

(31)

式中：ΔHyc為沿程阻力，Pa；λ為沿程摩擦阻力系數(shù)；ddl為當量直徑，m；ρ為流體密度，kg/m3；ω為流速，m/s;l為長度,m。

局部阻力為：

(32)

式中：ΔHjb為局部阻力，Pa；ζ為局部阻力系數(shù)。

不同工況下沿程阻力與局部阻力之和ΔHyc+jb為：

(33)

式中:qV為體積流量，m3/s；A為管道截面積，m2。

由式(33)可知，不同工況下的沿程阻力與局部阻力之和與管道體積流量的平方成正比。

5.1.3 三大風機需克服的阻力與風機特性匹配

將風機出口所需壓頭換算成風機的比功Yb：

(34)

式中：ptot為風機全壓，Pa；f為氣體壓縮性系數(shù)。

將計算得到的風機比功與風機特性曲線匹配，即可判斷風機是否在安全穩(wěn)定區(qū)域內(nèi)運行。使用Fortran6.6編制了輔機安全性計算程序，其中數(shù)據(jù)傳遞是以dat數(shù)據(jù)文件實現(xiàn)的。

5.2 工程計算

以華能陜西秦嶺(秦華)發(fā)電有限公司660 MW超臨界直流爐一次風機為例，該一次風機型號為AST-1960/1400，為動葉可調(diào)軸流風機。鍋爐660 MW、507 MW、330 MW、260 MW及預測負荷(132 MW)下風機體積流量分別為69.847 m3/s、56.628m3/s、42.120 m3/s、30.299 m3/s和20.595 m3/s(ρ=1.072 6 kg/m3)。表4為根據(jù)不同負荷下一次風機DSC數(shù)據(jù)計算所得132 MW負荷下一次風機關(guān)鍵參數(shù)。

由表4可知，依據(jù)660 MW、507 MW、330 MW和260 MW負荷計算得到的預測負荷下一次風機出口表壓需為8 198.5 Pa、8 263.5 Pa、8 331.7 Pa和8 480.6 Pa，預測負荷下一次風機出口壓頭現(xiàn)場測量值為8 566.9 Pa，依據(jù)260 MW負荷得到的預測負荷下一次風機出口壓頭與現(xiàn)場測量值誤差僅為1.01%。

表4 不同負荷下一次風機關(guān)鍵參數(shù)Tab.4 Key parameters of primary fan under different loads Pa

根據(jù)一次風機的特性曲線，預測負荷下一次風機體積流量為20.595 m3/s，風機比功約為7 650 J/kg，一次風機動葉調(diào)整角度在-25°時可滿足要求，該角度位于穩(wěn)定工況區(qū)，一次風機可以安全穩(wěn)定運行，因此判斷132 MW深度調(diào)峰負荷下一次風機能夠穩(wěn)定運行，該程序能對鍋爐深度調(diào)峰時可能出現(xiàn)的輔機運行不穩(wěn)定的問題起到預警作用。

6 結(jié) 論

(1)建立了低負荷穩(wěn)燃、水動力循環(huán)、寬負荷脫硝、空氣預熱器低溫腐蝕和輔機安全性計算模型，并基于Fortran語言編寫了相應(yīng)的計算程序，通過實例計算證明所開發(fā)的程序可用于工程實踐，為鍋爐深度調(diào)峰提供了指導。

(2)結(jié)合華能陜西秦嶺(秦華)發(fā)電有限公司660 MW超臨界鍋爐與陜西渭河發(fā)電有限公司300 MW亞臨界鍋爐實際運行數(shù)據(jù)，對其深度調(diào)峰能力進行了研究，結(jié)果表明20%BMCR負荷下華能陜西秦嶺(秦華)發(fā)電有限公司660 MW超臨界鍋爐水動力是安全穩(wěn)定的，且一次風機運行在穩(wěn)定區(qū)；30%BMCR負荷下陜西渭河發(fā)電有限公司300 MW亞臨界鍋爐SCR反應(yīng)器不能正常脫硝。