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3、供热机组的运行调整原则
根据“以热定电、安全经济”的原则,合理安排各机组运行方式、背压运行方式,保证机组安全经济运行,根据供热季不同阶段的供热负荷确定出机组的调峰负荷区,参与电网调峰,参与电网调峰时应注意最低负荷时保证供热参数不受影响,最高负荷时设备不应超出设计出力,机组增加负荷还应该以安全稳定为前提。
正常运行方式的设定按照:“负荷均摊,互为备用”的原则,应保证可靠性,中排抽汽方式如图2所示,#1机、#2机供热抽汽互为备用,#2机供热抽汽可作为#3机供热抽汽备用汽源,#1、#2机高背压凝汽器互为备用。保证每台加热器都有备用汽源,同时留有一部分供热出力余量。
4、供热机组的抽汽控制
由于机组供热为技改实现,设计初期均不是热电联产机组,在进行供热负荷调节时必须考虑其安全性。
1)防止中压缸末级叶片过负荷。应严格控制中排的压力不能过低,确保中压缸末级叶片机械应力在设计安全范围内。
2)保证低压缸进口最小冷却流量。在采暖期大负荷供热,低压缸进汽量减少,容积流量减小,会导致末级叶片鼓风发热,影响机组安全性。#3机低压缸进汽压力不小于0.37MPa(绝压),#1、#2机不小于0.17MPa(绝压),低压缸排汽温度不大于80℃,避免低压缸末级叶片陷入负功率区。#1、#2机高背压运行时,应按照背压限制曲线,保证低压缸入口流量不低于限值。
3)确定供热抽汽压力调整范围。根据温度对口,减少换热温差,降低供热抽汽参数,有利于能源的梯级利用。但是供热抽汽参数的最低值,须在满足机组安全和供热出力的前提下,以下是各供热抽汽用户所需要的最低蒸汽压力值。
取上述压力的最高值,加上管道压降,同时保留一定量的压力调节裕量,根据实际运行经验供热抽汽母管的压力设定值不低于0.6MPa。当供热抽汽流量大时,为了保证供热抽汽的流量,抽汽压力还要相应的提高,以保障供热出力。
5、供热抽汽调整阀的节流损失
中排抽汽压力控制由供热抽汽调整阀LEV和低压缸入口节流阀EGV共同控制,如图3,中排压力随机组负荷变化:当中排压力高时,LEV阀节流抽汽,降低抽汽压力。当中排压力低时,LEV阀全开,EGV阀节流低压缸进汽,提升供热抽汽压力。
LEV、EGV阀的节流产生节流损失,属于不可逆过程,造成中排蒸汽技术功的损失,LEV阀节流供热抽汽,减少银川供热首站背压发电机作功能力;EGV阀节流低压缸进汽,蒸汽在低压缸焓降减少,排汽焓增加,冷端损失增加,导致发电煤耗增加。
根据#1机运行工况:#1机中排供热抽汽量400t/h,低压缸入口流量870t/h,#1机低压缸入口EGV阀节流将中排压力由0.6MPa提升至0.8MPa所影响的功率变化如下表。
因此在运行调整时应注意:
1)中排压力高的时候。应适当提高中排抽汽压力设定值,减少LEV阀的节流损失,可提升银川首站背压机的做功能力,提高背压机发电量。
2)中排压力低的时候。优先采取增加蒸汽量的方式增加供热出力,适当降低中排抽汽压力设定值,减少低压缸入口EGV阀的节流损失。
6、中排抽汽供热对机组电负荷的影响
根据实际统计数据分析,#1、#3机组每增加100t/h,降低发电煤耗分别为8.96g/kwh和6.62g/kwh;#1机供热抽汽每增加5.4t/h,机组电负荷减少1MW,#2机高背压运行方式,供热抽汽每增加7.0t/h,机组电负荷减少1MW,#3机供热抽汽每增加4.7t/h,机组负荷减少1MW。
一期#2机高背压方式,#1机低背压方式,#1、#2机中排抽汽焓值在3140kJ/kg附近,#3机为1060MW机组中排抽汽焓值3200kJ/kg附近,分别计算#1、#2、#3机中排供热每吉焦抽汽影响的电量,如下表:
1)#1机供热抽汽影响发电量比较大,原因是#1机供热抽汽凝结水回水至除氧器,供热初末期回水温度较低,相比#5低加出口温差较大,额外消耗了高品质四抽蒸汽加热,造成机组做功能力的下降。
2)#2机供热抽汽回水至除氧器,同样存在供热凝结水回水温度低的问题,因高背压方式运行,中排蒸汽的低压缸做功的焓降比#1机要小,供热抽汽影响的电量小。
3)#3机因为抽汽参数高,影响机组负荷较大,但是因为抽汽回水由于经过水-水换热器,抽汽凝结水回热井,供热抽汽比#1、#2机供热抽汽焓降大,利用低压缸抽汽加热凝结水,换热温差小,供热每吉焦影响电量较#1机相差不大。
7、高背压凝气器的经济性分析
高背压凝汽器利用低压缸低参数排汽给热网循环水进行初步加热,机组供热季高背压投运时,通过减少空冷岛的散热量维持机组高背压运行,背压在33kPa时,出水温度可达70℃,优点是换热温差小(实际0.6℃),供热能力强,对机组电量影响较少,对比机组冬季低背压9.0kPa,机组33kPa背压运行时,蒸汽在汽轮机的焓降减少,机组电负荷减少量约9%。
通过控制进入空冷岛的蒸汽量,来维持机组背压,进入空冷岛的热量越多,机组的冷端损失越大,能量利用率下降。因此,进入高背压凝汽器的蒸汽量占低压缸排汽总量越多,机组冷端损失越小,经济性越好,通过对#2机高背压实际运行数据得出,高背压凝汽器利用率与影响电量的关系如下表:
表中随着高背压凝汽器利用蒸汽量占低压缸排汽量的比例逐渐提高,机组供热影响的电量越小,当大于27%时优于#1机中排抽汽供热;当大于36%时优于#2机高背压下中排抽汽供热;高背压凝汽器大幅度减少了空冷岛的冷端损失用于供热,当进入高背压凝汽器的排汽为100%时,机组将没有冷端损失,因此,提高高背压凝汽器利用率是提高供热经济性的关键。
8、供热最优运行方式的探讨供热机组在运行调整中提高经济性的方法:温度对口、梯级利用。通过合理的运行方式,多用低品位能量,少用高品位能量;最大限度减少机组的冷端损失。结合灵武电厂供热设备实际,提出了以下运行方式:银川热网循环水流程如图4。
高背压凝汽器运行方式分析:按如图方式热网循环水先进入#2高背压凝汽器,#2机背压在10-15kPa滑压运行,再进入#1机高背压凝汽器加热至71℃,#1机背压33kPa运行。#2机背压低对机组电量影响较小,充分利用高背压凝汽器加热端差小的优势,回收利用了部分冷端损失,随#2机背压的控制,分担#1机高背压凝汽器的供热负荷,调整比较灵活,当#2机背压15kPa时,可分担高背压加热循环水所用蒸汽量的50%。#1机高背压凝汽器蒸汽量将大幅减少,在严寒期提升了供热能力,保证了高背压出水温度。
中排供汽方式分析:按初寒期各加热器的进汽流量如图5所示,此供汽方式根据影响电量较多的抽汽少用,影响电量少的抽汽多用,高效的利用方式将提高机组的供热能力,降低发电煤耗。
9、总结
由于空冷机组运行允许背压较高,进行高背压凝汽器改造后,将大幅度提高机组供热能力,对于中排抽汽供热,运行中应注意方式中压缸末级叶片过负荷,同时在机组不同背压下保证低压缸的最小冷却流量,保证机组供热期的安全运行。
运行调整过程中应按照初寒期、严寒期、末寒期供热负荷的不同,合理的设定供热抽汽参数,保证供热负荷的同时,减少中排供热抽汽调整阀的节流损失,减少对电负荷的影响,降低发电煤耗。
高背压凝汽器供热的经济性优于中排抽汽供热,供热能力较强,提高热网循环水流量,降低热网循环水回水温度,增加高背压凝汽器在供热中的比例,同时减少高背压运行机组空冷岛的散热量,将大幅度减少机组的冷端损失,是提高供热经济性的关键。
根据“温度对口,梯级利用”的原则,合理安排机组供热运行方式,尽可能的减少机组的冷端损失,多用低参数供热抽汽,少用高参数蒸汽,提升机组的供热能力,降低供热煤耗。
参考文献:
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