1、全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机1#1 低加低负荷运行方式的经济性分析欧阳智 王 伟 李学志（天津国华盘山发电有限责任公司 天津 盘山 301900）【摘 要】随着社会的不断发展，电网的峰谷与峰底的差距越来越大，这就要求许多原来带基本负荷的机组参与调峰，国华盘电的两台超临界机组就是这样的，现在参与调峰，在低负荷期间属于不正常运行方式。分析低负荷#1 低加的不正常运行方式，提出改进方法，降低机组运行煤耗，提高机组的经济性。【关键词】运行方式 煤耗 经济性0 引言国华盘山电厂为引进苏联的两台超临界机组，设计带基本负荷范围为 70100。随着社会的不断发展，电力系统的负荷
2、发生的很大的变化，电网的峰谷与峰底的差距越来越大，这就要求许多原来带基本负荷的机组参与调峰，现在国华盘电的超临界机组参与调峰，其负荷变为范围为50100间，这样就出现了一些不正常运行方式。机组低负荷运行期间，为了保证精处理装置的安全（要求压力不能超过 0.9MPa）与一级凝结泵安全稳定运行（低负荷流量小设备振动大） ，所以就利用#1 低加的溢流管，采取溢流运行方式，这样解决了前面的两个问题，但是这样溢流的凝结水就会被循环冷却，损失了一部分热量，导致锅炉的煤耗增加，运行不经济。1 热量损耗分析计算机组 380MW 以上时，#1 低加能够维持低水位运行，精处理装置和凝结泵能够安全稳定的运行；380
3、MW 以下时，为了保证精处理装置和凝结泵能够安全稳定的运行，#1 低加需要溢流运行。我们以机组 400MW 与 300MW 的参数进行分析，从热量的损耗方面进行分析，根据机组的季节不同，机组的参数不同，选取夏季和冬季两种方式进行计算。1.1 夏季运行方式以下是 2008 年 8 月 4 日凝结水系统参数，见表 1：400MW 时：除氧器上水量为 1000t/h，#1 低加出口凝结水温度 55，凝汽器后凝结水温度为40.4，#1 低加为低水位正常运行方式；300MW 时：除氧器上水量为 750t/h，#1 低加出口凝结水温度 50，凝汽器后凝结水温度为39.8，#1 低加为溢流的不正常运行方式。
4、溢流运行时，为了保证精处理装置和凝结泵能够安全稳定的运行，我们保证#1 低加水位调整门 RM037 的开度（一级凝结泵的出力为 1000t/h 左右）在 400MW 的状态，这样可以知道 300MW 时，#1 低加的溢流量大约为 1000-750250t/h。在负荷 400MW 不溢流运行时，#1 低加出口凝结水温度 55（饱和焓值为 230.24 kj/kg） ，溢全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机2流运行至凝汽器后凝结水温度约为 40（饱和焓值为 167.5 kj/kg） ，#1 低加的温升为 55-4015（轴封加热器温升忽略不计） 。在负荷 300MW 溢流运
5、行时，#1 低加出口凝结水温度 50（饱和焓值为 209.32 kj/kg） ，溢流运行至凝汽器后凝结水温度约为 40（饱和焓值为 167.5 kj/kg） ，#1 低加的温升为 50-4010（轴封加热器温升忽略不计） 。不考虑凝汽器后凝结水温度的变化，以 40（饱和焓值为 167.5 kj/kg）计算，这样可以减少的热量损耗：在负荷 300MW 溢流量 250t/h，一天低负荷期间以 6 小时计算，至少可以减少热量损耗为（209.32-167.5）*250000*1062730000kj，将热量换算成标准煤，每天可以节约标准煤：62730000/293072140.444kg2.14t，夏
6、季运行以 160 天计算，这样一年两台机组夏季可以节约标煤：2.14*160*2684.94 吨。表 1负荷 除氧器上水量（t/h）#1 低加出口凝结水温（） 凝汽器后凝结水温度（） #1 低加运行方式400MW 1000 55 40.4 正常水位300MW 750 50 39.8 溢流水位1.2 冬季运行方式冬季运行方式下，凝汽器的出口温度更低，损耗的热量会更多。2007 年 11 月 17 日凝结水系统参数，见表 2：400MW 时：除氧器上水量为 1000t/h，#1 低加出口凝结水温度 53，凝汽器后凝结水温度为32，#1 低加为低水位正常运行方式；300MW 时：除氧器上水量为 75
7、0t/h，#1 低加出口凝结水温度 45，凝汽器后凝结水温度为28，#1 低加为溢流的不正常运行方式。表 2负荷 除氧器上水量（t/h）#1 低加出口凝结水温（） 凝汽器后凝结水温度（） #1 低加运行方式400MW 1000 53 32 正常水位300MW 750 45 28 溢流水位在负荷 300MW 溢流运行时，#1 低加出口凝结水温度 45（饱和焓值为 188.42 kj/kg） ，溢流运行至凝汽器后凝结水温度约为 28（饱和焓值为 117.32 kj/kg） ，#1 低加的温升为 45-2817（轴封加热器温升忽略不计） 。这样可以减少的热量损耗：在负荷 300MW 溢流量大约为 2
8、50t/h，一天低负荷期间以 6 小时计算，至少可以减少热量损耗为（188.42-117.32）*250000*6106650000kj，将热量换算成标准煤，每天可以节约标准煤：106650000/293073639.06kg3.639t，冬季运行以 160 天计算，这样一年两台机组冬季可以节约标煤：3.639*160*21164.5 吨。综合以上的计算，这样一年两台机组可以节约标煤：684.94+1164.571849.44 吨。另外，考虑到汽轮机发电机组末级叶片的热能利用效率比较低，大部分作为冷源损失了，以低全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机3负荷机组的有效热效率
9、为 30（500MW 为 40） ，同时考虑低压缸叶片做功效率 60（实际70）计算，折合成实际减少煤耗为：1849.44*30*60332.89 吨/年。2 实际收益分项分析计算以上是在不溢流运行方式下，只考虑了凝结水侧热量损耗的减少计算出的结果，但是这部分热量不能够全部都转变为有用的热量，这部分的热量一部分转化为末级叶片做功了，一部分用来提高凝结水温度了，同时减少了凝汽器的热负荷，提高机组真空，提高机组的效益了。从运行方式变化后参数的变化进行全面的考虑，不溢流会导致八段抽汽减少，减少的抽汽量可以用来末级叶片做功，另外低水位运行加热器的加热空间大，加热更加充分，出口凝结水的温度会升高，同样也
10、可以减少机组的煤耗，另外提高了机组真空，这些都能够提高机组经济性，下面就这些方面进行分析计算。2.1 我们假定抽汽压力，#1 加热器温升不变计算做功减少的热耗：夏季运行条件下，负荷 300MW，以#1 低加为平衡容器，300MW 溢流运行下抽汽压力 13KPa（饱和温度为 51.049）/温度 63.9，过热蒸汽焓值为 2186.22245kj/ kg；300MW 溢流运行下凝结水量为 1000t/h，入口饱和水温 40（饱和焓值为 167.5 kj/kg） ，加热到溢流运行出口凝结水温度50（饱和焓值为 209.32 kj/kg） ，需要的抽汽量为（209.32-167.5）*1000/（2
11、186.22245-209.32）21.154t/h。我们假定抽汽压力基本不变，加热器的温升 10不变，300MW 不溢流运行下抽汽压力13KPa（饱和温度为 51.049）/温度 63.9，过热蒸汽焓值为 2186.22245kj/ kg；300MW 不溢流运行下凝结水量为 750t/h，入口饱和水温 40（饱和焓值为 167.5 kj/kg） ，不溢流运行出口凝结水温度则不变为 50（饱和焓值为 209.32 kj/kg） ，需要的抽汽量为（209.32-167.5）*750/（2186.22245-209.32）15.865t/h。这样不溢流运行条件下减少的抽汽量为 21.154-15.
12、8665.289t/h，根据机组 500MW 额定负荷下低压缸做功为 500-165-230105MW，排汽量为 895t/h，低压缸 20 级叶片平均做功 5MW，每侧 5级叶片做功 26.2MW，按照末级叶片做功 1MW 计算，减少的抽汽可以多做功3.067*4/8950.0236MW/h。按照盘山电厂 1KW/h 电煤耗 328g/KW 计算，每小时节约煤耗0.0236*1000*328/10007.7526Kg/h，一天 6 小时可以节约 46.52Kg，一年（等效运行 320 天）两台机组可以节约 46.52*320*229770Kg29.77t/n2.2 我们假定抽汽压力基本不变，
13、计算凝结水温度升高减少的热耗：#1 低加低水位运行，加热器的加热空间变大，加热更加充分，出口凝结水的温度会升高，以二级凝结泵出口（压力 0.45MPa）温度升高 0.2计算，焓值变化为 210.54-209.70.84kj/kg，这样锅炉每小时可以少耗煤：0.84*750*1000/2930721.5kg，一天低负荷运行 6 小时，两台机组可以节约用煤 21.5*6*2257.96kg，一年等效利用 320 天计算，可以节约标煤 82546.8kg，合82.5 吨/年。2.3 循环水温下降减少煤耗由于抽汽量减少，凝汽器的蒸汽流量增加，但是由于流量变化也很小，同时做完功的蒸汽焓值也较小，其对凝汽
14、器的热负荷影响很小，所以我们忽略不计。而凝汽器没有#1 低加溢流后的热负全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机4荷将减少，这样凝汽器的真空度将变好，这样也能够提高机组的效率，减少煤耗。通过凝汽器的热负荷减少计算出口的循环水温度的变化，循环水量以 51480t/h 计算，热负荷减少为（209.32-167.5）*25000010455000kj/h，这样循环水的温度将下降 10455000/514800000.203，根据循环水温度每升高 1将大约使机组增加 1g 的煤耗，可以减少煤耗 0.203g，一天低负荷 300MW 运行以 6 小时，等效运行 320 天计算，可以节
15、约标煤： 0.203*6*300*2*1000*320/1000000233.856t/n。综合以上的分析计算，机组低负荷运行期间#1 低加不溢流运行实际收益计算大约为：29.77+82.5+233.856346.126t/n，与热量消耗计算基本一致。如果低负荷采用不溢流的运行方式，就需要控制#1 低加的入口流量在 750 t/h 左右，一级凝结泵的经济流量是 1000t/h，这样就需要有 250t/h 流量再循环，而主凝结水系统在原始设计时没有设置一级凝结泵采用再循环管道。为了达到节能的目的，我们需要从主凝结水系统的布置进行分析。3 系统分析正常运行中一级凝结泵出口的用户较多，一部分是常开用
16、户：包括油动机冷却水、水压逆止门保护水、定子水系统补水、给水泵密封水、低疏扩喷水减温、负压系统密封水等等；一部分是常关用户：包括#2 低加水封筒喷水减温、中疏扩喷水减温、机侧高疏扩喷水减温、厂用高疏扩喷水减温等等，在启动或停运中使用。具体见下图 1：正常运行中，一级凝结泵出口的常用用户属于常开状态，其中油动机冷却水、水压逆止门保护水、低疏扩喷水减温最后都能够直接或者间接回到凝汽器；负压系统密封水和给水泵密封水有一部分损失，一部分回到凝汽器；定子水系统补水没有回水。一级凝结泵出口的不常用用户属于常关状态，#2 低加水封筒喷水减温、中疏扩喷水减温、机侧高疏扩喷水减温、厂用高疏扩喷水减温最后都能够回
17、到凝汽器。在低负荷期间为了维持#1 低加低水位不溢流，我们可以采取适当开启这些不常用用户泄压分流，起到一级凝结泵再循环的效果，达到节能运行的目的。全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机5负压系统密封水给水泵密封水低疏扩喷水减温水压逆止门保护水机侧高疏扩喷水减温中疏扩喷水减温定子水系统补水厂用高疏扩喷水减温油动机冷却水#2 低加水封筒喷水减温一级凝结泵出口母管图 1 一级凝结泵出口用户4 分析建议4.1 建议一机组现在运行中，系统现在没有一级凝结泵采用再循环管道的设计，通过系统分析，我们可以利用一级凝结泵一些不常用用户泄压分流，起到一级凝结泵再循环的效果，达到节能运行的目的
18、。#2 低加水封筒喷水减温是对#2 低加的水封筒减温，水封的温度运行中比较高，开启时存在管道振动现象，同时与#2 低加的水封换热，带走一部分热量，所以不作选取。另外的中疏扩喷水减温、机侧高疏扩喷水减温、厂用高疏扩喷水减温直接到疏水扩容器汽水分界面，没有热量的损耗，管道也不会振动，作为选取对象。中疏扩喷水减温、机侧高疏扩喷水减温、厂用高疏扩喷水减温的管径大约为 57*6mm，内径为 45mm（截面积为 0.00159 平方米） ，管道压力为 0.8MPa，平均流速为20m/s，流量为 0.00159*20*3600114.5t/h，三个用户的流量加起来有 343.5 t/h，超过了 250 t/
19、h，这样低负荷运行中可以开启两个喷水减温就可以满足要求，达到#1 低加不溢流运行的目的。但是这些用户开启后，运行中存在一定的风险：运行中喷水减温的截止阀门不易于流量的控制，再循环的流量调整困难，再循环流量过大时容易导致一级凝结泵出口压力偏低水压逆止门突关；另外截止阀门长期开关后门芯冲刷，导致高负荷阀门不严，漏流造成凝结水量不足，机组限负荷问题。4.2 建议二鉴于建议一，为了解决截止阀无法进行流量调节和长期使用存在漏流的风险，可以在机组检修期间进行系统的优化改造，在精处理前的 RM845 后加装一路管路至凝汽器底部事故补水管，采用一级凝结泵再循环运行方式。根据溢流量选取合适的管径，如果选取管道内径为 76mm（截面积为0.090729 平方米） ，管道压力为 0.8MPa，平均流速为 20m/s，流量为0.090729*20*3600326.6t/h，设置截止阀和调整门，合理控制#1 低加水位，保证机组的安全、经济运行。考虑到经济性，减少管路设计费用，在精处理前的 RM845 后加装一路管路至凝汽器底部全国火电 600MW 机组技术协作会第十三届年会论文集 汽机6事故补水管（RM845 作为调整门） ，利用 RM849 电源线（RM849、RM850 正常停电状态）作为电动截止阀的电源，管路长度 8 米左右。
