滑压曲线存在的问题及解决方法

曹定华,刘栓联

(华电包头发电有限公司,内蒙古 包头 014013)

0 引言

华电包头发电有限公司一期工程为 2×600MW燃煤纯凝汽式发电机组,汽轮发电机组为哈尔滨汽轮机电机厂设计生产的亚临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、冷凝式汽轮发电机组,设计背压0.006 1 MPa,额定功率 600MW,最大功率 641.6 MW,型号 N600-16.67/538/538;锅炉为上海锅炉有限公司生产的锅炉为亚临界、中间一次再热、平衡通风、单炉膛、悬吊式、燃煤控制循环汽包炉,型号SG-2023/17.5-M914,设计燃用神华万里川烟煤。控制系统为 I/A SERIES分散控制系统,该系统于2006年12月实现双投。

机组设计运行方式为“定 -滑 -定”,即 60%负荷以下为定压运行方式,60%～90%负荷之间为滑压运行方式,90%以上采用定压方式。

1 问题的提出

机组修后性能考核试验仅仅是对大修质量的考核,它是机组在额定负荷、设计煤种情况、不接公用系统的理想运行方式下进行的,基本上不符合运行实际情况。机组真正有意义的经济指标应以机组带经常负荷且在常用运行方式下进行的优化试验作为参考。

华电包头发电有限公司各台机组大多运行在60%～85%负荷之间,也就是负荷在 360～510MW之间,尚未到设计的定压运行区。所以,滑压运行是机组常见的运行方式,滑压曲线的科学与否直接影响机组的性能。

2 滑压曲线与设计压力特性比较

华电包头发电有限公司#1、#2机组采用华电电力科学研究院所做的自动滑压优化曲线运行。优化后的自动滑压运行曲线与原设计压力特性比较如下:

(1)负荷在 360MW以下时采用定压方式,应与机组原设计相同;

(2)负荷在 360～540MW,也就是 60%～90%负荷时,采用自动滑压优化曲线方式;

(3)在 92%负荷及以上时,优化滑压曲线才转为定压 16.7MPa运行。

滑压曲线与设计压力特性比较见表 1。

表1 滑压曲线与设计压力特性比较

通过投运优化滑压曲线 1年多的运行效果来看,发现在机组常用负荷下(70%～85%负荷),锅炉减温水调节空间很小,尤其是降低再热器减温水量难度很大,再热器减温水单管平均高达 18 t/h;同时,在升负荷至 90%时,机组主蒸汽压力波动较大,增加了调整工作量。

3 原因分析

3.1 滑压曲线的原理

滑压运行的工作原理:用滑压使压力下降,从而使循环热效率的降低与汽轮机效率的提高、给水泵耗功下降、蒸汽温度在一个较宽的范围内得以维持,最终使效率升高。简言之,滑压运行主要在于高压缸做功能力的变化及高压调门节流损失的变化,加上给水泵功耗的下降,使三者变化之和达到最小;同时,结合 DEH的调节特性及 CCS的自动调节特性,尽量使跟踪工况变化时主汽参数变化平稳,减少热冲击,以达到快速、稳定调整之目的。

3.2 节流损失与调节阀组分析

华电包头发电有限公司#1、#2机组在进行优化滑压曲线时,注重从汽轮机主调门的节流损失入手,通过适当增加高压调门通流面积,从而得出有利于机组热耗的压力优化曲线。

从理论上计算,该优化滑压曲线可减少高压调门的节流损失,但该计算忽略了汽轮机高压调门实际存在的重叠度。也就是说,高压调门通流面积增加的原因多为增加了参与调节的阀组(如由两阀组变为三阀组控制),这样,由于新参与调节的阀组开度较小(20%以下),高压调速系统的节流损失反而增大。

事实上,即便调节阀组未增加,若仅仅通过增加高压调门的开度来降低节流损失,本身就存在误区。事实上,当高压调门开度超过 36%后,再增加其开度节流效率变化很微小,而主蒸汽压力下降则较大,这样必然使高压缸实际做功能力下降,造成在优化滑压曲线运行下高缸排汽参数的升高,进而影响锅炉再热器冷端参数升高,导致再热器减温水增加。

3.3 手动变压运行参数分析

表2是机组手动变压运行的一组数据,分别取机组在常用负荷 400MW,450MW,500MW,主、再蒸汽温度额定时,手动改变主汽压力对其他参数的影响,从而比较分析同负荷下压力变化对汽轮机高压缸排汽参数以及对锅炉减温水等指标的影响。

从表 2的数据可以看出,负荷 400MW、主蒸汽压力在 13.11MPa时的汽轮机高压缸排汽温度比在13.21 MPa时高出 1.41℃,而再热器减温水在13.21MPa时则下降了4.69 t/h。比较 450MW负荷以及 500MW负荷时机组特性发现,随着主蒸汽压力的适当提高,汽轮机高压缸排汽温度及锅炉再热器减温水均为下降趋势。

表2 相同负荷下变压运行参数比较

也就是说,主蒸汽压力越靠近设计值上限,高压缸实际做功效率越高,同时,锅炉再热器的减温水量也明显减少。

3.4 热工理论分析

热工理论分析如图 1所示。在自动滑压优化曲线方式下,由于主蒸汽温度远低于设计对应压力,汽轮机高压缸实际做工能力下降,导致高压缸排汽参数的升高,尤其是高压缸排汽温度升高,使进入再热器的蒸汽参数高于设计值,造成各级再热器参数升高。同时,因滑压压力低于设计压力,锅炉炉水达到饱和温度的吸热量下降,即因滑压压力低于设计值,炉水吸热能力下降,使炉膛出口温度上升,对流区吸热份额增加,进一步增加了再热器吸热份额。这 2方面的因素叠加,造成再热器减温水量事实上的增加,使机组运行效率大大下降,供电煤耗随之增加。

图1 #2机组常规压力-优化压力曲线

3.5 从安全性方面分析

由于优化滑压曲线在 92%负荷时,压力为 15.7 MPa,而 92%负荷(555MW)以上在短时间内要过渡到定压(16.7MPa),从而产生较大的压力阶跃,表现为压力大幅度波动。加上汽轮机数字式电气液压控制系统 DEH(Digital Electric Hydraulic Control System)及协调控制系统CCS(Coordination Control System)调节性能的不足,往往给运行人员增加不必要的调整工作量。

4 解决办法及效果

(1)对于目前机组运行方式,可以参照机组原设计“滑压-负荷”关系,给定机组常用负荷对应的压力值,由运行人员手动设定机组运行压力,即手动滑压方式运行,使机组在各个负荷段保持在原设压力值上限,以提高机组整体循环效率,降低供电煤耗。

(2)华电包头发电有限公司#2机组在采用手动变压运行方式后,机组运行实际压力平均比滑压优化曲线下的压力提高 0.6MPa,节能效果非常明显,机组热耗水平平均下降 100kJ/(kW·h),再热器减温水量下降达 2/3以上,排烟温度平均下降超过6℃。随后,在#1机组上进行手动变压运行控制后,也收到了同样的节能效果。

5 结论

机组根据实际负荷改变运行方式后,保持主蒸汽压力在原设计负荷 -压力曲线上限时,在常用负荷下的再热器减温水量下降明显,而且运行调整手法比较灵活,汽轮机热耗也有明显下降。

如果能综合考虑锅炉再热器减温水、汽轮机控制阀组、汽轮机热耗状况以及 CCS调节特性,通过试验重新做出机组的“滑压优化曲线”,并实现机组“自动滑压运行”,那么机组运行的安全性、经济性都会进一步提高。