1 000 MW火电机组冷端优化分析

吴志祥

(安徽安庆皖江发电有限责任公司,安徽 安庆 246005)



1 000 MW火电机组冷端优化分析

吴志祥

(安徽安庆皖江发电有限责任公司,安徽 安庆 246005)

为了选取安徽某电厂二期扩建2×1 000 MW机组最优的冷端优化结果,根据不同冷却倍率、凝汽器面积、冷却塔面积、设计背压,并结合考虑最小年费用法,最终选用了设计背压为5.2 kPa,冷却塔淋水面积为12 000 m2,凝汽器面积为52 000 m2的最优化方案.

1 000 MW火电机组; 冷端; 优化; 分析

火电厂冷端设备主要包括汽轮机的低压缸、凝汽器和冷却水系统.冷端优化工作是多方面的,从设计角度来说,根据《火力发电厂水工设计规范》的要求,主要是对凝汽器面积、冷却倍率、冷却塔面积及循环水管沟尺寸等进行优化.

合理降低汽轮机内蒸汽的终参数可以提高电厂的热效率,降低汽轮机的排汽背压,增加功率(或功率不变,煤耗减少).而降低汽轮机的背压势必增加冷却水量及增大冷端设备的投资[1],因此就要优化出一组最佳方案组合,使电厂整体经济效益达到最高.也就是说,在电厂的厂址确定后,按照当地的自然条件、燃料价格、冷端设施价格、成本电价、系统设备投资等技术经济指标进行综合分析和优化计算,得到与当地实际条件相适应的设计水温、凝汽器面积、冷却设备等最优方案组合,以保证汽轮机在设计工况下运行,使电站综合的经济效益最高.这就是循环水系统冷端优化的目的.

安徽某电厂进行了二期2×1 000 MW机组扩建工程,本文结合工程实际,对各项参数进行了比较,最终选出最优方案.

1 优化计算方法及原则

冷端优化采用的是年费用最小法[2],也就是把投资和运行费用两个因素统一起来综合考虑,并结合其他因素进行计算.考虑复利因素,将各方案的基建投资按标准投资收益率,换算成使用年限内的等额费用,再与运行费用统一考虑,计算出年费用,年费用最小者为最佳方案.

优化前,大多数工程使用的多为“微增功率法”[3],其主要缺陷是没有对设计背压进行优化,只考虑了额定工况背压与微增功率曲线的变化[4].而优化后,优化结果与实际工程选用的相差较大,究其原因主要是计算方法与机组实际运行工况不符.“煤耗法”[5]的主要特点是:汽轮机背压变化引起的热耗变化,以燃料费的变化进行计算,此计算方法符合科学要求,本次优化采用“煤耗法”.

优化计算主要采用如下计算方法.

(1) 方案分析比较采用年费用最小法,并采用年固定分摊率求年费用.

(1)

式中:NF——年费用(平均分布在从1～n间的n年内),万元;

P——投资的现值,万元;

n——设备经济运行年限,年;

u——折算的年运行费用(包括运行电费、维修费和管理费等),万元(假设经济运行期内每年的运行费是等额的);

i——折现率,%.

(2) 凝汽器的热力计算、阻力计算采用美国传热学会(HEI)关于表面式凝汽器标准中的公式.

(3) 汽轮机背压的不同所引起的热耗变化对经济效益的影响以背压对热耗的修正曲线来概括,求出不同背压所对应的热耗,再以燃料费(煤价)的形式参与经济计算.

优化的原则是在一定的前提下,选用年费用最小的方案.

2 工程概况和计算输入条件

2.1 项目概况

本期工程扩建2×1 000 MW 超超临界燃煤机组,循环冷却水采用冷却塔循环供水系统,汽轮机配一台高效超超临界汽轮机,一次再热,两个低压缸,对应两台凝汽器.

2.2 循环水系统概述

冷却水系统采用带逆流式双曲线自然通风冷却塔的单元制循环供水系统,一台机组配一座冷却塔,两台机组在冷却塔区设置一座循环水泵房.

2.3 气象条件

2.3.1 常规气象要素

安徽某电厂处于亚热带湿润季风气候区,具有光照充足、季风明显、四季分明、雨量适中、春温多变、梅雨显著、夏雨集中、秋高气爽、冬少严寒,以及无霜期长和寒雪期短等气候特征.

根据安徽某电厂所在市气象站历年统计资料,主要气象要素如下.

(1) 气压 历年极端最高气压为1 044.8 hPa(1955年1月15日),历年极端最低气压为976.1 hPa(1956年8月2日),历年平均气压为1 014.0 hPa.

(2) 气温 历年极端最高气温为40.2 ℃(1953年8月11日),历年极端最低气温为-12.5 ℃(1969年2月5日),最热月平均最高气温为32.9 ℃(8月),历年平均气温为16.5 ℃.

(3) 水汽压 历年最大水汽压为39.5 hPa(1951年7月22日),历年最小水汽压为1.0 hPa(1963年1月26日),历年平均水汽压为16.5 hPa.

(4) 相对湿度 历年最小相对湿度为4%(1963年1月23日),历年平均相对湿度为76%.

(5) 降水 历年最大年降水量为2 294.2 mm(1954年),历年最小年降水量为758.8 mm(1978年),历年平均降水量为1 385.0 mm,一次连续最大降雨量为578.4 mm(1951年7月11～18日),一日最大降雨量为262.3 mm(1954年6月24日),1 h最大降雨量为100.8 mm(1966年7月7日).

(6) 其他 最大积雪深度为31 cm(1964年2月19日);最大冻土深度为15 cm(1990年2月7日);历年最大年雷暴日数为68 d(1963年),历年平均雷暴日数为42.1 d.

电厂所在长江段的水温如表1所示.经计算,年平均水温为17.7 ℃.

表1 历年水温统计 ℃

2.3.2 逐月气象特征参数

累年逐月气象要素特征如表2所示.

2.3.3 湿冷自然塔气象条件

统计安徽某电厂所在市气象站最近5年(2006～2010年)最炎热时期6,7,8这3个月的日平均湿球温度资料,再按累积频率曲线法进行统计计算,求出10%湿球温度为27.5 ℃,与之相应的气象要素如表3所示.

表2 安徽某电厂气象站逐月气象要素(均为平均值)

表3 累积频率10%日平均湿球温度对应的

2.4 汽轮机组条件

本阶段汽轮机型式拟定为:超超临界,一次中间再热,单轴,四缸四排汽,凝汽式汽轮机.

汽轮机主要参数如表4所示(参考上海汽轮机厂资料).

表4 本工程汽轮机技术参数

注:a是指低压缸排汽绝对压力.

2.5 优化计算的组合方案

(1) 3种冷却倍率分别为55,60,65;

(2) 循环水主管尺寸为DN3800;

(3) 2组冷却塔面积分别为12 000 m2,13 000 m2.

(4) 凝汽器面积分别为50 000 m2,51 000 m2,52 000 m2,53 000 m2,54 000 m2,55 000 m2.

2.6 经济参数

标准煤价每吨约1 000元;机组年发电利用小时数为5 500 h;循环水泵造价约为800元/kW;凝汽器冷却面积造价约为1 000元/m2;冷却塔造价约为7 000元/m2;成本电价约为0.35元/kWh;投资回收率为9%;大修费率为2.5%;经济使用年限为20年.

3 优化计算

利用传热学试验和凝汽器工业性试验结果以及运行经验,建立适用于整台凝汽器热力计算的总传热系数公式,基于该公式进行热力计算的方法称为工程热力计算.它满足工程设计计算的实际需要和计算精度要求.

计算软件采用《火电厂冷端优化程序CEO-C V2.0 2010》程序.

3.1 原始数据和条件

(1) 凝汽器的蒸汽负荷,一般指汽轮机的排汽量Dk,为1 658 t/h;

(2) 凝汽器的蒸汽比焓,一般指汽轮机的排汽比焓hs,为2 332 kJ/kg;

(3) 冷却水进水水温t1,℃;

(4) 冷却水流量W,kg/s;

(5) 冷却水流程数Z,Z=2;

(6) 冷却管内流速Vw,Vw=2.3 m/s;

(7) 冷却管材料及相应的导热系数J,m/℃;

(8) 冷却管外径和内径分别为d1和d2,m;

(9) 清洁系数ζc.

3.2 总传热系数的确定

目前比较权威的总传热系数计算公式有:美国传热学会(HEI)公式,别尔曼公式,分部计算关系式,ABB公司计算公式等.本次优化采用HEI公式.该公式简单明了,使用方便,各种有关冷却管材料品种、规格以及冷却水温的修正系数资料很齐全.该公式还有一个重要优点,就是无须事先假定任何参数,可以一次直接计算出结果.

HEI公式为:

(2)

式中:C——冷却管外径的计算系数,如表4所示.ζc——清洁系数,可根据冷却水水质条件、蒸汽纯度及其对冷却管材料的影响适当选取;

βt——冷却水温修正系数;

βm——冷却管的材料及壁厚修正系数;

Vw——冷却管内流速,m/s.

表4 HEI公式中冷却管外径d1对应的计算系数C

3.3 工程热力计算步骤

3.3.1 凝汽器的冷却面积计算

冷却面积计算式为:

(3)

(4)

式中:Dk——凝汽器的蒸汽负荷,一般即为汽轮机的排汽量,本文取1 658 t/h;

hs——凝汽器的蒸汽比焓,一般即为汽轮机的排汽比焓,本文取2 332 kJ/kg;

hc——凝汽器的凝结水比焓,本文取140.62 kJ/kg;

K——总传热系数;

Δtm——对数平均温差;

Δt2-1——冷却水温升,Δt2-1=t1-t2;

δt——传热端差,δt=ts-t2;

ts——Pk相应的蒸汽饱和温度.

3.3.2 冷却管的根数及有效长度计算

冷却管根数计算式为:

(5)

式中:W——冷却水流量,kg/s;Z——冷却水流程数,本文取2;ρw——冷却水密度,kg/m3.Vw——冷却管内流速,本文取2.3 m/s;d2——冷却管内径,mm.

冷却管有效长度的计算式为:

(6)

式中:d1——冷却管外径,mm.

3.3.3 冷却塔热力计算及冷端优化计算结果

冷却塔计算出水水温如表5所示.

通过程序进行组合计算,冷端优化计算结果如表6所示.

表5 冷却塔出水水温

表6 冷端优化计算结果

4 推荐方案和校核计算

4.1 推荐方案

为满足电厂运行时的经济性,并考虑今后煤价进一步上涨的可能性,应适当增大冷端设备的余量,所以本阶段推荐的冷端方案如下.冷端优化最终方案参数如表7所示.最终方案中冷却塔参数如表8所示.

表7 冷端优化最终方案参数

表8 最终方案中冷却塔参数

4.2 选定方案下的校核计算

在选定方案下,10%的气象条件,机组在TRL工况下,冷却塔的出水水温约为33 ℃,此时机组背压约为9.4 kPa,小于机组满发所容许的最高背压11.8 kPa,因此是安全的,并留有一定的裕度.

5 结 语

针对安徽某电厂二期扩建2×1 000 MW机组具体案例,根据不同冷却倍率、凝汽器面积、冷却塔

面积、设计背压,运用最小年费用法进行了冷端优化分析,在保证安全的前提下,并考虑一定的裕度,本工程最终选用了设计背压为5.2 kPa,冷却塔淋水面积为12 000 m2,凝汽器面积为52 000 m2的方案.实际运行结果表明,效果良好.因此,本案例的优化思路可为同类型机组冷端优化提供参考.

[1] 金宏伟,章军人.1 000 MW超超临界汽轮机冷端设计优化[J].发电设备,2012(9):331-333.

[2] 袁雄俊.1 000 MW级机组凝结水泵配置方案探讨[J].华北电力技术,2010(10):10-12.

[3] 王雪莲,张炳文,文振忠.电厂冷端系统最优循环水量的确定[J].汽轮机技术,2012(10):375-378.

[4] 孙伟鹏,江永.汽轮机冷端优化运行试验及最佳背压的求取方法[J].发电设备,2011(5):156-158.

[5] 杨明.循环水系统冷端优化计算探讨[J].发电设备,2011(5):156-158.

(编辑 胡小萍)

Optimization Analysis of Cold End of 1 000 MW Thermal Power Unit

WU Zhixiang

(AnhuiAnqingWanjiangPowerGenerationCo.Ltd.,Anqing246005,China)

In order to select the optimal cold end optimization results of the second phase of expansion 2×1 000 MW unit of a power plant in Anhui Province,according to the different cooling rate,condensing collector area,area of cooling tower,design pressure,combined with considering the minimum annual usage,this project selects design pressure for 5.2 kPa,cooling tower water spraying area 12 000 m2,and condenser area is 52 000 m2of the optimized plan.

1 000 MW thermal power unit; cold end; optimization; analysis

10.3969/j.issn.1006-4729.2017.03.010

2016-08-26

吴志祥(1978-),男,硕士,高级工程师,安徽枞阳人.主要研究方向为火电厂技术管理.E-mail:791945126@qq.com.

Tk262

A

1006-4729(2017)03-0265-06