萬燕成,毛志慧

（湖北能源鄂州發(fā)電有限公司，湖北 鄂州 436000）

0 引言

近年來，隨著中國經(jīng)濟進入“新常態(tài)”，社會用電總量趨于平穩(wěn)，同時電力裝機總?cè)萘靠焖僭鲩L，國內(nèi)電力供應(yīng)由短缺轉(zhuǎn)向過剩，電力調(diào)峰已成為常態(tài)。由于燃煤火電機組具有負荷變化區(qū)間大、調(diào)峰能力強的特點，為克服新能源接入對電網(wǎng)穩(wěn)定性的影響，電網(wǎng)企業(yè)傾向于用燃煤火電機組來調(diào)峰。參與電力調(diào)峰的燃煤發(fā)電機組，往往運行負荷低于設(shè)計負荷，運行參數(shù)低于設(shè)計參數(shù)，這導(dǎo)致設(shè)備的運行效率下降，廠用電率上升。廠用電率是衡量發(fā)電廠效率的直接經(jīng)濟技術(shù)指標之一，如何降低調(diào)峰機組在低變負荷下的廠用電率對于燃煤發(fā)電廠提高經(jīng)濟效益、改善市場競爭力具有重要意義。

鄂州發(fā)電有限公司（下簡稱“鄂電公司”）裝機有兩臺650 MW超臨界燃煤火電機組，采用東方汽輪機有限公司制造的N650-24.2/566/566凝汽式型汽輪機，一次中間再熱，三缸四排汽，雙背壓凝汽器。針對電網(wǎng)調(diào)峰造成設(shè)備運行效率低的問題，鄂電公司通過對設(shè)備進行運行優(yōu)化，使相關(guān)設(shè)備在不同負荷下均能以較高效率運行，有效地降低了設(shè)備用電，提高了經(jīng)濟效益。以下介紹鄂電公司有關(guān)設(shè)備運行優(yōu)化的一些措施案例。

1 循環(huán)水泵的運行優(yōu)化

循環(huán)水泵是電廠系統(tǒng)中耗電較大的輔機設(shè)備，用于向凝汽器以及開式循環(huán)水系統(tǒng)提供循環(huán)冷卻水。鄂電公司650 MW超臨界機組循環(huán)水系統(tǒng)[1]采用擴大單元制，額定負荷下每臺機組配有兩臺2 540 kW循環(huán)水泵，循環(huán)冷卻水雙進雙出，不同機組循環(huán)水可通過出口聯(lián)絡(luò)管連接。當(dāng)運行負荷低于額定負荷時，考慮停止運行一臺循環(huán)水泵以減少廠用電，但同時循環(huán)冷卻水流量降低也會引起凝汽器背壓上升，汽輪機作功減少。因此，需要綜合考慮汽輪機功率以及循環(huán)水泵用電，以獲得最大的經(jīng)濟效益。

1.1 循環(huán)水冷卻水流量變化對凝汽器背壓的影響

汽輪機低壓缸排氣經(jīng)循環(huán)冷卻水冷卻后凝結(jié)成液態(tài)并在凝汽器中產(chǎn)生真空，凝汽器內(nèi)的絕對壓力p即為背壓。在一定負荷下，循環(huán)冷卻水的流量對凝汽器背壓p具有很大影響。凝汽器背壓p可通過飽和蒸汽溫度-壓力曲線由飽和蒸汽溫度ts對照得出。當(dāng)排汽流量G以及換熱表面積A一定時，凝汽器中的飽和蒸汽溫度可計算為：

其中：tw1、tw2分別為循環(huán)冷卻水的進口、出口溫度（℃）；Δt為冷卻水溫升（℃）；δt為凝汽器端差（℃）。

根據(jù)凝汽器中的熱平衡計算[2-4]，蒸汽凝結(jié)放出的溫度等于冷卻水溫度升高帶走的熱量，即有：

其中Δtm為蒸汽至冷卻水的平均傳熱溫差；Gw為循環(huán)冷卻水流量；hs和hw分別為排汽比焓值和凝結(jié)水比焓值；cp為比熱容，常溫下取值4.187；通常情況下，純凝汽式汽輪機的hs-hw的值變化較小，計算中通常取值2 180 kJ/kg[3];因此，根據(jù)式（3）冷卻水溫升Δt可改寫為

由于凝汽器換熱采用近似的逆流傳熱形式，即有：

將式（6）帶入式（4）中，凝汽器端差δt可分別改寫為：

其中k為換熱器總體傳熱系數(shù)，同一凝汽器內(nèi),其中C表示其他可影響換熱的變量，在同一凝汽器內(nèi)為常數(shù)[5]；G和A在同一機組和負荷下為常數(shù)；Gw為循環(huán)冷卻水流量（t/h）；可以看出，(Δt+δt)之和隨著Gw的下降而增大。

由式（1）至式（7）可以看出，飽和蒸汽溫度ts是循環(huán)冷卻水流量Gw與循環(huán)水入口溫度tw1的函數(shù)，當(dāng)tw1變化不大時，飽和蒸汽溫度ts可表示為

當(dāng) Gw下降時，(Δt+δt)之和增大，飽和蒸汽溫度ts亦隨之增大，即Gw與ts成反比。由于凝汽器背壓p與蒸汽溫度ts是對應(yīng)的，因此凝汽器背壓p與循環(huán)冷卻水流量Gw亦成反比。

根據(jù)式（1）至式（8）以及650 MW機組的實測數(shù)據(jù)，從中可以得出循環(huán)冷卻水流量與凝汽器背壓（低背壓測）的關(guān)系曲線。實測數(shù)據(jù)取自同一季節(jié)的不同時段，保持江水水位（循環(huán)水水源）以及循環(huán)水入口溫度tw1近似相等，其中tw1≈17至18℃。如圖1所示，650 MW機組在相似的負荷工況下（約480 MW），循環(huán)冷卻水流量降低會導(dǎo)致凝汽器背壓上升；由于循環(huán)水流量受江水水位影響，水位高時循環(huán)水流量亦高，當(dāng)只開啟一臺循環(huán)水泵時，凝汽器低背壓側(cè)的壓力約為4.78-5.32 kPa，而當(dāng)開啟兩臺循環(huán)水泵時，凝汽器低背壓側(cè)的壓力約為3.80-4.14 kPa。

圖1 650 MW機組循環(huán)水流量與凝汽器背壓（低背壓側(cè)）關(guān)系曲線Fig 1 Relationship curve of the powerto back pressure in the condenser at 650 MW unit

1.2 凝汽器背壓變化對汽輪機功率的影響

根據(jù)汽輪機的工作原理，凝汽器的背壓上升會導(dǎo)致汽輪機作功減少。當(dāng)凝汽器背壓由末級臨界壓力pc上升為p時，汽輪機功率變化ΔP可表示為[3]、[6]：

其中δ(ΔHt)為整機理想焓降比的變化量，δ(ΔHt)僅為pc/p的函數(shù)；η’ri為未考慮余速損失和濕汽損失的汽輪機的內(nèi)效率，一般取常數(shù)0.9；xm為級的平均干度，一般取常數(shù)0.94；χ為修正系數(shù)，取常數(shù)0.93；Δ (δhc2)為末級余速損失，Δ (δhc2)僅為 pc/p的函數(shù)。ωc為汽輪機末級的臨界速度，通常取常數(shù)370 m/s；Ab為動葉出口截面積，取常數(shù)；κ為氣體絕熱指數(shù)，定溫定壓下為常數(shù)；由于δ(ΔHt)和Δ (δhc2)都只是 pc/p的函數(shù)，因此ΔP也僅為pc/p的函數(shù)；而pc僅為蒸汽流量G的函數(shù)，即功率變化量ΔP是凝汽器背壓p以及蒸汽流量G的函數(shù)。

通過式(9)至(10)以及650 MW超臨界機組的性能試驗實測數(shù)據(jù)，可計算出650 MW超臨界機組背壓由臨界壓力上升時電功率的變化曲線。如圖2所示，汽輪機的電功率隨著凝汽器背壓p升高而下降。

圖2 650 MW機組電功率與凝汽器背壓的關(guān)系曲線Fig 2 Relationship curve of the flux of circulating waterto back pressure in the condenser at 650 MW unit

1.3 循環(huán)水泵運行數(shù)量優(yōu)化

650 MW機組循環(huán)水系統(tǒng)采用擴大單元制，即額定負荷下每臺機組配有兩臺循環(huán)水泵，兩臺機組的循環(huán)水管道采用聯(lián)絡(luò)管連接，即機組可根據(jù)實際負荷選擇1-4臺循環(huán)水泵運行。當(dāng)負荷較低時，若停止運行一臺循環(huán)水泵，即雙機運行3臺或單機運行1臺循環(huán)水泵，較之額定工況可節(jié)約循環(huán)水泵用電Ps=2540 kW（即單臺循環(huán)水泵功率），但循環(huán)水流量下降會導(dǎo)致凝汽器背壓上升，汽輪機功率下降。

根據(jù)圖2可制定優(yōu)化措施：

（1）當(dāng)凝汽器背壓0＜p＜ 4.2 kPa時，如圖2所示，在該范圍內(nèi)背壓對汽輪機的功率影響較小，因此背壓上升造成電功率的損失可以忽略。

（2）當(dāng)凝汽器背壓4.2＜p＜5 kPa時，機組背壓變化上升造成電功率的損失Pl可計算為：

其中W表示兩臺機組平均負荷；△p’為背壓在4.2-5 kPa范圍之內(nèi)的凝汽器壓力變化量之和；N表示背壓在4.2-5 kPa范圍內(nèi)凝汽器的個數(shù)；-0.75%為該壓力范圍內(nèi)背壓上升對功率影響的比例系數(shù)，即圖2中該段的斜率。

（3）當(dāng)凝汽器背壓p＞5 kPa，機組背壓變化量△p’造成電功率的損失Pl可計算為：

-1.08%為該壓力范圍內(nèi)背壓上升對功率影響的比例系數(shù)，即圖2中該段的斜率。

因此，在運行過程中根據(jù)凝汽器背壓的不同，通過計算節(jié)約的廠用電功率Ps和損失的發(fā)電功率Pl，當(dāng) Pl＞Ps時，選擇運行四臺循環(huán)水泵；而當(dāng) Pl＜Ps時則選擇停止運行一臺或多臺循環(huán)水泵。

2 凝結(jié)水泵的運行優(yōu)化

凝結(jié)水泵是電站系統(tǒng)中另外一種耗電量較大的輔機，用于向除氧器以及給水系統(tǒng)提供凝結(jié)水。鄂電公司650 MW超臨界機組每臺機配備兩臺100%流量的6 kV變頻凝結(jié)水泵，一臺運行，一臺備用。凝結(jié)水泵通過除氧器上水調(diào)門及其旁路調(diào)門向除氧器供水。由于凝結(jié)水泵是單機變頻運作，變負荷情況下，系統(tǒng)增加的能耗主要來自調(diào)門的節(jié)流損失。因此，在不同負荷條件下，可通過優(yōu)化調(diào)門開度以及凝結(jié)水泵的頻率來降低凝結(jié)水泵運行電流，從而減少設(shè)備用電。

當(dāng)機組負荷較高時，全開上水調(diào)門，可將節(jié)流損失降至最低；而當(dāng)機組負荷較低時，凝結(jié)水流量隨之降低，為了減少節(jié)流損失，應(yīng)盡量降低凝結(jié)水泵的運行頻率，同時增加調(diào)門開度。但凝結(jié)水泵頻率過低會導(dǎo)致電機大量發(fā)熱，影響使用安全，因此鄂電公司汽輪機運行過程中凝結(jié)水泵頻率f＞33 Hz。同時，在低負荷條件下，上水調(diào)門的開度不宜過大，一般不超過70%的開度，以保證流量、負荷突然增大時凝結(jié)水流量具有一定的快速調(diào)節(jié)余量。因此，綜合考慮各種因素后制定以下節(jié)能措施：

（1）當(dāng)汽輪機功率P＞350 MW時，將上水調(diào)門全開，凝結(jié)水泵采用頻率控制，可使節(jié)流損失降至最低。

（2）當(dāng)汽輪機功率P＜350 MW時，控制凝結(jié)水泵頻率f＞33 Hz，上水調(diào)門開度＜70%。

圖3為650 MW機組凝結(jié)水泵運行電流與調(diào)門開度的關(guān)系曲線圖。如圖3所示，當(dāng)汽輪機功率約300 MW（小于350 MW）時，凝結(jié)水泵的運行電流與上水調(diào)門的開度成反比；隨著調(diào)門開度由47%增加到56%，凝結(jié)水泵運行電流降低了7 A，即減少用電Ps=UI=7×6 000=35 kW。而當(dāng)汽輪機功率大于350 MW時，全開上水調(diào)門，凝結(jié)水泵的電流只與汽輪機功率相關(guān)。

圖3 650 MW機組調(diào)門開度與凝泵電流的關(guān)系曲線Fig 3 Relationship curve of the opening of regulate valve to the electric current of condensate pump at 650 MW unit

5 結(jié)語

鄂電公司650 MW機組在負荷變化時，綜合考慮了停運循環(huán)水泵的汽輪機功率損失和循環(huán)水泵用電，制訂了循環(huán)水泵運行數(shù)量的方案，每減少運行一臺循環(huán)水泵負荷可減少用電2 540 kW。負荷較低時，通過增加除氧器上水調(diào)門開度同時減少凝結(jié)水泵工作頻率，降低了節(jié)流損失，使凝結(jié)水泵運行電流降低了5 A，減少用電30 kW；在高負荷條件下，將上水調(diào)門全開，可使節(jié)流損失降至最低，凝結(jié)水泵的運行電流下降7 A，減少用電42 kW。

循環(huán)水泵與凝結(jié)水泵的案例表明，在調(diào)峰負荷變化的情況下，運行優(yōu)化是減少廠用電、提高經(jīng)濟效益的有效途徑。減少廠用電的措施可包括：（1）對于多臺運行的設(shè)備，可以通過優(yōu)化運行臺數(shù)減少用電；（2）對于單機運行的設(shè)備，可以通過控制設(shè)備運行電流減少用電。類似措施在諸如磨煤機、空氣壓縮機等其他設(shè)備的應(yīng)用中也取得較好的節(jié)能效果。

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