大唐长山热电厂；吉林省松原 131109
摘要：摘要：随着电网峰谷差的日益增大，600MW火电机组调峰是其必然趋势。提高调峰机组低负荷运行的经济性，是目前亟待解决的问题。从最优化的角度出发，对600MW汽轮机低负荷调峰运行中火电机组之间负荷的优化分配、汽轮机循环水系统运行方式的优化和配汽方式的优化方法进行分析，给出了通过改变运行方式指导调峰机组低负荷经济运行的具体方法。
关键词：600MW；低负荷调峰；经济运行方式
随着对火电机组节能减排要求的提高，对火电机组的经济性也提出了更高的要求。目前所谓的调峰，主要是针对电网低谷时火电机组的低负荷跟踪能力。火电机组低负荷调峰，导致火电机组大部分时间处于带部分负荷工况下运行。如何提高调峰汽轮机低负荷运行的经济性，是发电企业节能管理的工作重点。因此，本文从最优化的角度出发，分析了参与调峰运行机组在低负荷运行条件下，火电厂各机组之间负荷的优化分配、汽轮机循环水系统运行方式的优化及配汽方式的优化方法。通过改变机组低负荷下调峰的运行方式，获得调峰运行时较大的经济效益。本文的工作为大容量机组低负荷调峰下的经济运行提供了一定的参考。
1 火电厂内各机组之间负荷的优化分配
电网的峰谷差日益增大，电厂参与调峰的问题日益突出。参与调峰的电厂大部分时间不在满负荷下运行。当电厂实际负荷低于全厂额定总负荷时，各机组间的负荷如何分配才能保证全厂的总煤耗量最小，是运行人员普遍关心的问题。火电厂各机组之间负荷优化分配的目的，是在全厂给定供电功率的条件下，最合理地安排机组运行，将电网分给电厂的电负荷，经济分配给各个机组，以便保证全厂总的煤耗量最小。
1．1 火电机组煤耗特性数学模型
火电机组供电标准煤耗量为
B =0.123q/3 600ηbηp (1－ξeq)Pel(1)
式中，B 为供电标准煤耗量，t/h;Pel为机组供电功率，MW;q为汽轮机热耗率，kJ/(kW?h);ηb、ηp分别为锅炉热效率、管道效率。由于锅炉热效率、汽轮机热耗率及厂用电率均随着供电功率的变化而变化，因此，供电标准煤耗量与供电功率之间并不是成正比关系，而是呈现出较强的非线性关系。由于入炉煤的计量误差较大，由此，一般是由反平衡试验得到供电煤耗量与供电功率之间的关系。通过变负荷试验得到不同发电功率下的锅炉热效率、厂用电率及汽轮机热耗率，将其代入式(1)，即可以得到不同供电功率下的标准煤耗量，亦即得到供电标准煤耗量与供电功率之间的关系 B =f(P el )。
但此时得到的供电标准煤耗量与供电功率之间的关系，是在对应当前初终参数、再热蒸汽参数以及回热系统状态下得到的。当这些参数或状态偏离试验条件时，必须对其进行修正。同时，试验得到的供电标准煤耗量与供电功率之间的关系，也仅是对应当前的锅炉和汽轮机运行经济状态得到的，当锅炉和汽轮机运行经济性发生变化，还需要重新进行试验。
1．2 负荷优化分配的目标函数和约束条件
这里，以火电厂内两台机组之间的负荷优化分配为例，说明负荷分配的目标函数及约束条件的确定方法。
优化目标
minB = B 1 + B 2 (2)
式中，B 1 、B 2 分别为两台机组的发电标准煤耗量，t/h。
负荷约束条件
P el1 + P el2 = P (3)
C 1 ≤ P el1 ≤ D 1 (4)
C 2 ≤ P el2 ≤ D 2 (5)
式中，Pel1 、Pel2 分别为两台机组的供电功率，MW;P为该厂承担的总供电负荷，MW;C 1 和 C 2 分别为两台机组稳定运行的负荷下限，MW;D 1 和 D 2 分别为两台机组稳定运行的负荷上限，MW。
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1． 3 对负荷优化分配问题解法的要求
实施火电厂内各机组之间负荷的最优分配，实质上是将原“分机组调度”调整为“分厂调度”，使火电厂根据本厂总的煤耗量最小的原则在各机组之间分配负荷。由于增加了火电厂内对所承担负荷的优化分配环节，必然增加了火电机组对电网负荷变化的响应时间，对电网的安全性产生一定的影响。
由式(2) ～ 式(5)可以看出，火电厂内各机组之间负荷优化分配问题是一个多变量有约束非线性优化问题。对负荷优化分配问题解法的要求，就是必须具有较快的计算速度，以便减小火电机组对电网负荷变化的响应时间，并实现火电厂内机组之间负荷的在线优化分配。
2 汽轮机循环水系统运行方式的优化
火电机组参与调峰，机组负荷偏离其额定负荷，此时，如何对循环水系统运行方式进行调整，减少循环水泵耗电量，减少厂用电率，也是降低火电机组供电标准煤耗率的有效手段。
2．1 循环水流量和消耗功率的确定方法
在独立的循环水泵系统中，对于采用等速电动机来拖动的循环水泵，用改变同时工作的水泵台数来调节水泵出水量的方法，已经在电厂中获得了广泛的应用。循环水流量可以采用超声波流量计进行测量。循环水泵消耗功率可以采用单相或三相电度表进行测量其在试验过程中所消耗的电量，然后，除以时间即得到消耗的电功率。依据运行中循环水泵可能的组合方式，分别测量各种可能组合方式下的循环水流量和循环水泵消耗的电功率。对于双速泵或叶片角度可调的轴流式水泵，还应该事先测量其在不同转速或叶片角度以及不同组合方式下的循环水流量和消耗的电功率。
2．2 汽轮机排汽压力的计算方法
根据凝汽器当前的实际总体传热系数和理想总体传热系数，得到反映凝汽器水侧脏污程度和汽侧空气量多少的指标 － 凝汽器综合清洁率。这样，就可以得到循环水泵不同组合方式下的冷却水温升和凝汽器端差，再结合当前的冷却水温度，即可以确定不同循环水泵组合方式下的凝汽器压力。
2．3 汽轮机排汽压力变化引起电功率的变化
在满足安全运行的前提下，选择所消耗功率最小的循环水泵组合方式为比较基准，依据不同组合方式下凝汽器压力的变化情况，确定背压变化所引起的汽轮发电机组电功率的变化。汽轮机的排汽量与汽轮发电机组的电功率并不是随正比变化，根据真空变化试验或汽轮机制造厂家提供的热力性能数据，可得到汽轮机排汽量与电功率关系。
3 轮机配汽方式的优化
参与低负荷调峰的火电机组，对汽轮机配汽方式进行优化，减少汽轮机带部分负荷下的节流损失，是提高火电机组在调峰低负荷下经济性的一种有效手段。为了提高其运行经济性，也有必要对汽轮机的配汽方式进行优化改进。这里，主要针对某 600MW 汽轮机配汽方式存在的问题，提出优化改进方法。
3．1 某 600MW 汽轮机配汽方式及分析
该汽轮机的高压调节汽门配汽方式不同于常规的单阀或顺序阀控制方式，而是采用混合控制方式，这种配汽方式的优点是，在汽轮机启动初期，4 个调节汽门同时开启，使汽轮机接近于全周进汽，汽缸受热比较均匀，有利于防止高压缸热变形，减少进汽端热应力。缺点是，只有在机组带100%额定负荷(84% 最大负荷)运行时，其经济性才最高(节流损失最小)。当机组负荷低于100% 额定负荷(84%最大负荷)运行时，由于 4 个调节汽门均处于部分开启状态，导致汽轮机节流损失很大，机组经济性降低。而且，机组负荷越低，节流损失越大。
3．2 某 600MW 汽轮机配汽方式优化
汽轮机配汽方式优化的基本思路是将配汽方式改变为顺序阀控制方式，并对各个调节汽门的重叠度进行优化，在满足负荷调节特性的基础上，减少汽轮机高压调节汽门的节流损失，提高汽轮机的运行经济性。同时，汽轮机配汽方式优化后，由于变负荷后调节级后温度的变化量也相应发生变化，故需要重新通过应力和寿命分析，确定其配汽方式优化后的变负荷速度。
4 结 论
600MW机组参与调峰是必然趋势，电网低负荷期间，可通过改变机组运行方式，提高调峰机组低负荷运行的经济性。
参考文献
[1]姜延灿 ， 邓彤天 ， 张颖 ， 曹丽华 ， 李勇.600 MW 火电机组低负荷调峰的经济运行方式分析[J].汽轮机技术, 2015 (1) :61-64.
[2]秦小阳.600MW超临界火电机组不投油深度调峰技术分析应用[J].中国电业:技术版, 2015 (5).
论文作者:鲍海东
论文发表刊物:《电力设备管理》2017年第6期
论文发表时间:2017/7/31
标签：负荷论文; 机组论文; 汽轮机论文; 火电论文; 方式论文; 煤耗论文; 水泵论文; 《电力设备管理》2017年第6期论文;