赵志宏，刘　吉，付喜亮，段栋伟，郑　磊，刘文毅

(1. 北京能源集团有限责任公司 内蒙古京隆发电有限责任公司，内蒙古丰镇012100；2. 华北电力大学 国家火力发电工程技术研究中心，北京102206)



600 MW亚临界空冷机组节能潜力分析

赵志宏1，刘吉1，付喜亮1，段栋伟2，郑磊2，刘文毅2

(1. 北京能源集团有限责任公司 内蒙古京隆发电有限责任公司，内蒙古丰镇012100；2. 华北电力大学 国家火力发电工程技术研究中心，北京102206)

摘要：针对某600 MW亚临界空冷机组实际供电煤耗率偏高的现状，从机组锅炉、汽轮机两大部分进行了能效诊断，并诊断出机组供电煤耗实际值较供电煤耗设计值偏高的主要原因。借助EBSILION模拟软件，计算发现100%THA工况下低压缸相对内效率较设计值偏低，因此导致供电煤耗率有所增加。同时，又针对机组特点，提出了电动泵改汽动泵、提高主再热蒸汽温度的节能措施，并详细分析了两种节能措施对机组设计工况特性的影响。研究结果表明：在100%～40%THA不同工况下，同时进行电动泵改汽动泵以及提高主再热蒸汽温度后，机组发电功率增加，且供电煤耗率下降明显，两种改造措施所带来的节能效果非常显著。

关键词：节能诊断；通流效率；蒸汽温度；电泵改汽泵

0引言

为贯彻落实国务院要求，国家发改委制定了关于煤电节能减排升级与改造的计划，其中规定到2020年，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310g/(kW·h)时，600MW级湿冷、空冷机组分别不高于303、320g/(kW·h)[1,2]。针对目前京隆在役两台600MW机组供电煤耗较发改委要求值高20g左右的现状，本文应用EBSILION模拟计算软件对该厂锅炉与汽轮机进行分析计算，查找缺陷，并对几种升级改造方案进行模拟计算，为该厂降低供电煤耗的目标提供理论指导。

内蒙古京隆发电有限责任公司1号炉型号SG-2059/17.5-M9XX为上海锅炉厂生产的亚临界中间一次再热控制循环锅炉。锅炉采用四角切圆燃烧方式，正压直吹式制粉系统，配6台HP983中速磨，满负荷工况下5台磨煤机运行。该厂汽轮机组的型号为N600-16.7/538/538，汽轮机采用中间再热直接空冷凝汽式，为单轴双缸双排汽，高中压缸采用合缸反流结构。有七级不调整抽汽，回热系统为“三高三低一除氧”。 汽轮机排出的乏汽，经由2根DN6000的主排汽管道引至空冷凝汽器系统。空冷系统采用单排管换热管束。每台机组的风机冷却单元按照7×8方式布置，共56个冷却单元。空冷平台高度设为40m；冷却风机采用标准轴流风机。

1机组性能能耗分析

1.1供电煤耗率分析

收集京隆电厂运行统计数据的日平均值，该厂2014年全年日平均负荷在580MW以上共有22天，并取其平均值作为供电煤耗的统计值。相关统计数据的整理汇总如表1所示。

能耗指标分析是指通过对能耗指标的实际值与设计值或目标值的对比，分析能耗指标偏差，发现设备运行中经济性方面存在的问题，从而为运行优化调整、设备治理和节能改造提供依据和方向[3]。该厂2014年全年负荷在580MW以上时供电煤耗正平衡统计值约在330～360g/(kW·h)，其供电煤耗正平衡平均值为341.86g/(kW·h)。机组供电煤耗设计值为322.67g/(kW·h)，发改委要求值为320g/(kW·h)。京隆电厂供电煤耗运行值较供电煤耗设计值高19.19g/(kW·h)，较发改委要求值高出21.86g/(kW·h)，节能降耗的潜力巨大。

表1　供电煤耗日平均值

1.2锅炉效率分析

供电煤耗反平衡推算锅炉运行效率ηb，其中热耗率、供电煤耗反平衡值、厂用电率等均为运行数据。

(1)

(2)

ECR设计工况下锅炉热效率为93.16%，排烟温度为128℃。选取该厂12天有代表性数据，计算出锅炉运行效率，计算结果见表2。

由表2可知，机组负荷较高时锅炉的运行效率不低于ECR设计工况下的锅炉热效率；因此，该厂锅炉的运行水平基本可达到设计要求，机组实际运行时供电煤耗的大幅升高其主要原因应该不在锅炉侧。

表2　实际运行工况下锅炉热效率计算

1.3汽轮机相对内效率分析

汽轮机相对内效率作为评估通流效率的指标有着重要意义，对机组能耗影响巨大[4-7]。各级组间相对内效率的运行值与设计值对比，运用EBSILION能耗分析软件进行耗差分析，计算得到3种工况下，缸效率对能耗影响情况见表3。低压缸排汽焓值由相似三角形法[8]计算得出。

由表3可知，对于汽轮机通流部分高压缸效率稍差于设计值，中压缸效率优于设计值，低压缸效率大幅低于设计值；在对汽轮机维修改造时，应重点对低压缸进行节能改造。针对100%负荷工况，低压缸相对内效率设计值为92.86%，而运行值仅为80.33%，通过分析计算，仅由于低压缸通流效率过低就可使热耗率上升542.06kJ/(kW·h)，使供电煤耗率升高21.69g/(kW·h)，与能耗对标数据较为吻合，因此可以看出该厂机组主要问题在汽轮机低压缸通流部分，机组在大修中应重点对低压缸进行维修改造。

表3　机组实际运行中缸效率对能耗的影响

2设计工况建模

以京隆电厂汽轮机说明书中汽水流程原则性热力图为基准，采用经典热平衡计算法与EBSILION模拟法，分别完成不同设计工况下的模型搭建与热力性能计算。原系统模型作为电泵改汽泵与提高主蒸汽温度、再热温度的基准模型系统。EBSILONProfessional[9,10]软件用于计算热力过程的热量、功量、循环效率、热力状态参数等物理量。可以用于太阳能发电、核电、火电等热力电站系统的性能计算，是电站设计、规划和优化运行的现代化工具。

本文参照图1热力系统模型，并结合该机组汽轮机设计说明书，对机组在100%THA～40%THA6种工况下的热力特性进行了模拟，表4为100%THA工况的详细参数，表5为模拟结果与设计值的对比。为了验证搭建计算模型的正确性与准确性，在此选取机组的两个重要参数：发电功率、热耗率；并将计算模型得出的发电功率、热耗率同京隆电厂汽轮机说明书中两项数据做对比，对比结果如表5所示。模型计算得出发电功率为600.77MW，汽轮机说明书中设计值为600.185MW，两者之差为0.585MW，计算得出相对误差为0.09 75%(相对误差<0.1%)；模型计算得出热耗率为8 076.04kJ/(kW·h)，汽轮机说明书中设计值为8 064kJ/(kW·h)，两者之差为12.04kJ/(kW·h)，计算得出相对误差为0.149 3%(相对误差<0.2%)；可见利用EBSILON软件搭建的模型其正确性与准确性是可以保证的，能够作为其它改造方案的原模型。

表6为80%THA～40%THA工况下，计算模型的输出结果，其中发电功率与热耗率的误差均在0.3%以内。

图1　京隆电厂热力系统简图

说明书参数单位数值说明书参数单位数值主蒸汽压力MPa16.67低加五抽温度℃302.5主蒸汽温度℃538低加六抽压力MPa0.2404再热蒸汽压力MPa3.414低加六抽温度℃196.3再热蒸汽温度℃538低加七抽压力MPa0.0806锅炉给水压力MPa18.65低加七抽温度℃93.73锅炉给水温度℃276排气压力MPa0.015锅炉效率%93.16第一级高加上端差℃-1.6厂用电率%7.54第一级高加下端差℃5.6发电机效率%99第二级高加上端差℃0高加一抽压力MPa6.081第二级高加下端差℃5.6高加一抽温度℃385.3第三级高加上端差℃0高加二抽压力MPa3.793第三级高加下端差℃5.6高加二抽温度℃322.5第五级低加上端差℃2.8高加三抽压力MPa2.045第五级低加下端差℃5.6高加三抽温度℃461.5第六级低加上端差℃2.8除氧器四抽压力MPa1.016第六级低加下端差℃5.6除氧器四抽温度℃361第七级低加上端差℃2.8低加五抽压力MPa0.615第七级低加下端差℃5.6

表5　模型计算结果

表6　其它工况下模型计算结果

3改造方案

3.1电动给水泵改汽动给水泵

目前600MW亚临界机组通常采用汽动给水泵，小汽轮机采用主汽轮机抽汽作为工质, 可以使主汽轮机末级蒸汽量减少, 从而减少末级汽流的全速损失, 提高了主汽轮机的内效率。改造方案中采用汽轮机第四段抽汽驱动小汽机，增设小型间接空冷凝汽器，仅冷凝小汽机排汽，小汽机排汽压力为6kPa，远低于汽轮机背压15kPa。目前运行中的小汽机相对内效率通常较低，且随负荷降低而急剧减小，现设定机组负荷由100%THA降至40%THA时，小汽机相对内效率由82%降低至70%。

3.2提高主蒸汽温度与再热蒸汽温度

根据朗肯循环定理，提高主蒸汽的初温与再热温度会提高平均吸热温度，从而提升蒸汽循环效率，降低能耗。同时，提高蒸汽初温，还可使排汽干度提高，从而减少低压缸排汽湿汽损失，提高汽轮机效率。通过工程简化回热算法可对提高主再热汽温的节能效果进行理论分析，从热力学的基本原理出发,并对系统进行简化处理,忽略各回热抽汽的影响,求得主蒸汽参数偏离目标值造成经济指标的变化[11,12]。该机组主再热温度仅为538℃，而目前600MW机组主汽温度多在570℃左右，故案例机组主汽初参数存在一定的提升空间；综合案例机组汽轮机金属材料强度极限和机组经济性，本文中拟将其主再热蒸汽温度由538℃提高到570℃。

4改造后节能效果评估

以准确的原系统模型为基准，同时进行电泵改汽泵与提高主蒸汽温度、再热温度改造，分析电泵改汽泵与提高主、再热蒸汽温度两种改造方案集成后的节能效果，图2为100%THA工况电泵改汽泵与提升主再蒸汽温度模型图。

表7为100%THA工况下两种改造后模型与原系统参数的对比；表8为100%THA电泵改汽泵与提高蒸汽初温、再热温度集成模型计算结果。

图2　100%THA工况电泵改汽泵与提升主再蒸汽温度模型

项目原机组改造后机组M/(kg·s-1)P/barT/℃M/(kg·s-1)P/barT/℃主蒸汽513.5166.7538513.5166.7570再热蒸汽441.434.1538443.734.1570一段抽汽36.760.8386.135.460.8414.6二段抽汽35.437.932334.437.9349.3三段抽汽21.520.5461.321.120.5491.2四段抽汽15.410.2361.115.210.2387.9流入低压缸蒸汽404.510.2361.1390.010.2387.9五段抽汽22.86.15302.622.56.1327.4六段抽汽212.4196.120.92.4216.9七段抽汽22.10.8193.7(0.999)22.50.81109.3汽轮机排汽338.60.1554.0(0.931)324.10.1554.0(0.943)凝结水404.59.9554.1407.49.9553.3锅炉入口给水513.5201.5276.1513.5201.5276.1

表8　100%THA电泵改汽泵与提高蒸汽初温、再热温度集成模型计算结果

对于100%THA工况，仅将电动给水泵改为汽动给水泵后，厂用电率由7.54%下降至5.00%。改造前后，设定主蒸汽流量为不变量，汽轮机中用来发电的一部分蒸汽，用来驱动小汽机带动给水泵，因此发电煤耗率增加6.76g/(kW·h)；同时厂用电率大幅降低，最终使得供电煤耗下降1.52g/(kW·h)。仅将主再热蒸汽温度由538℃提高至570℃后，厂用电率不变，平均吸热温度升高，平均放热温度基本不变，发电功率较原系统增加31.34MW，增幅为5.21%；发电煤耗率较原系统降低4.37g/(kW·h)，供电煤耗率降低4.73g/(kW·h)。

以原系统模型为基准，在设定主蒸汽流量不变的前提下，同时进行上述两种改造，厂用电率由7.54%下降至5.00%，发电功率较原系统增加17.98MW，增幅为3%；供电煤耗率降低6.54g/(kW·h)，降低2.0%。同时还发现，电泵改汽泵与提高主再蒸汽温度有相互促进的效果(6.54>1.52+4.73)，可见两种改造措施有明显的节能效果。

参照机组汽轮机热力说明书其它工况下的汽水流程热力系统图，又分别在80%THA(定压)、75%THA(滑压)、60%THA(滑压)、50%THA(滑压)、40%THA(滑压)5种工况下，以原系统模型为基准进行了电泵改汽泵与提升主蒸汽温度与再热温度的计算，表9为变工况下电泵改汽泵与提高蒸汽初温、再热温度集成模型计算结果。

表9　变工况下电泵改汽泵与提高蒸汽初温、再热温度集成模型计算结果

续表

由表9可知，当机组负荷在80%～40%THA工况变化时，两种改造集成后机组净出功可增加12.19～27.53MW，汽轮机热耗率升高38.99～46.08kJ/(kW·h)，供电煤耗可降低6.93～8.04g/(kW·h)；且随着机组负荷的降低，两种改造集成后的节能效果会逐渐提高；这主要是由于机组在低负荷下运行时，汽轮机通流部分流量减小，各项损失增大，机组运行水平更低，因此，由电泵改汽泵与提高主再热汽温带来的节能效果更加显著。

5结论

本文针对600MW亚临界空冷机组实际运行过程中煤耗偏高的问题，首先进行了运行煤耗率、设计煤耗率以及煤耗目标值的对标，然后对机组锅炉与汽轮机两大部分进行了诊断分析，通过机组运行参数与设计参数对标，并借助EBSILION能耗软件，发现汽轮机低压缸通流效率过低是机组煤耗率偏高的主要问题。结合该机组的实际情况，提出了电泵改汽泵与提高主再热蒸汽温度两种改造方案，并以该典型600MW亚临界空冷机组为例，详细分析了两种改造方案对机组运行特性的影响，并对机组在不同工况下的节能效果进行了计算分析。研究结果表明：

(1)对于该厂机组，锅炉运行效率达到设计要求；机组能耗偏高的主要问题在于汽轮机低压缸通流效率过低；100%负荷工况下，低压缸相对内效率运行值为80.33%，较设计值低12.53%，使供电煤耗率上升21.69g/(kW·h)。

(2)100%THA工况下，将电动给水泵改为汽动给水泵并使主再热蒸汽温度由538 ℃提高至570 ℃，机组供电煤耗率降低6.54g/(kW·h)，节能效果显著。

(3)仅对机组进行电泵改汽泵，可使供电煤耗率降低1.52g/(kW·h)；仅对机组进行提高主再热蒸汽温度后，可使供电煤耗率降低4.73g/(kW·h)；而将两种改造集成后，可使供电煤耗率降低6.54g/(kW·h)，可见两种改造有相互促进的作用，集成后会使节能效果更加明显。

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The Performance Assessment and Energy Potential Analysis for 600MW Subcritical Air Cooling Unit

ZHAOZhihong1,LIUJi1,FUXiliang1,DUANDongwei2,ZHENGLei2,LIUWenyi2

(1.InnerMongoliaJinglongpowerCo.Ltd.,BeijingenergygroupCo.Ltd.,Fengzhen012100,China;2.NationalThermalPowerResearchCenter,NorthChinaElectricPowerUniversity,Beijing102206,China)

Abstract：This paper carried on a diagnosis of energy efficiencyin view of two main parts, boiler and turbine, and found out the reason why the actual value of the power supply coal consumption is higher than the design value in 600MW subcritical air cooling unit.Using EBSILION simulation software, we discovered that the low pressure cylinder relative internal efficiency is lower than the design value in 100%THA working condition, and this leads to the rise of the power supply coal consumption rate. According to characteristics of the unit, we put forward two kinds of energy saving measurements,changing electric pump to steam pump and improving the temperature of mainand reheat steam, and analyzed the influence of the two kinds of energy saving measures on the characteristics of the unit underdesign conditions. The results show that in the range of 100%～40%THA, by implementing the two measurements, the unit generated power rises, and the power supply coal consumption rate reduces obviously, so energy-saving effect is remarkable.

Keywords：diagnosis of energy saving;flow efficiency;steam temperature;electric pump to steam

收稿日期：2016-04-01。

基金项目：国家自然科学基金项目(No. 51476053)。

作者简介：赵志宏(1974-)，男，工程师，主要从事火电厂节能和运行管理工作；通信作者：段栋伟，E-mail：ncepu_xjnl@163.com。

中图分类号:TK262

文献标识码:A

DOI:10.3969/j.issn.1672-0792.2016.05.013