汽動引風(fēng)機汽輪機汽源選擇的熱經(jīng)濟性分析

朱國棟，李 朋，王 超，俞亞勇，張敬坤，高燕武

（華能國際電力股份有限公司長興電廠，浙江 長興 313100）

汽動引風(fēng)機汽輪機汽源選擇的熱經(jīng)濟性分析

朱國棟，李 朋，王 超，俞亞勇，張敬坤，高燕武

（華能國際電力股份有限公司長興電廠，浙江 長興 313100）

為滿足“提質(zhì)增效”要求，降低企業(yè)生產(chǎn)成本，針對汽動引風(fēng)機汽輪機不同負(fù)荷工況下，所采用的供汽汽源不同的情況，進(jìn)行經(jīng)濟性分析。分析后發(fā)現(xiàn)當(dāng)負(fù)荷在560 MW以下，采用經(jīng)二段抽汽減壓后的輔助蒸汽作為汽源，造成平均0.61 g/kWh的標(biāo)煤損失；當(dāng)負(fù)荷大于560 MW時，對比不同汽源供汽，采用二段抽汽較采用四段抽汽，平均煤耗增加0.7 g/kWh。因此建議盡量不采用二段抽汽作為供汽汽源，以減少經(jīng)濟損失。

汽動引風(fēng)機；汽源；技術(shù)功；經(jīng)濟性

0 引言

某660 MW機組鍋爐HG-1968/29.3-YM5采用П型布置、單爐膛、水平濃淡低NOX分級送風(fēng)燃燒系統(tǒng)、墻式切圓燃燒方式，爐膛采用內(nèi)螺紋管垂直上升膜式水冷壁、帶再循環(huán)泵的啟動系統(tǒng)、一次中間再熱。每臺鍋爐配有2臺汽動引風(fēng)機和1臺電動啟動引風(fēng)機。2臺汽動引風(fēng)機為靜葉可調(diào)軸流式風(fēng)機，并聯(lián)運行、汽輪機變速調(diào)節(jié)；水平對稱布置、垂直進(jìn)風(fēng)、水平出風(fēng)。以小汽輪機為原動機驅(qū)動，能大大降低廠用電率提高經(jīng)濟性[1-2]。對給水泵汽輪機汽源選擇以及供熱抽汽熱經(jīng)濟性的研究較多[3-6]，多見有通過運行試驗，以提高對汽動引風(fēng)機的經(jīng)濟性[7]，或通過改造提高引風(fēng)機可靠性[8]。但對汽動引風(fēng)機汽輪機汽源選擇的研究較少，對使用不同品質(zhì)的蒸汽作為汽源的熱經(jīng)濟性分析更少。以下針對汽動引風(fēng)機汽輪機，研究不同汽源間切換的熱經(jīng)濟性進(jìn)行研究，為進(jìn)一步實現(xiàn)節(jié)能減排和提質(zhì)增效提供計算依據(jù)。

1 汽動引風(fēng)機汽輪機概況

每臺汽動引風(fēng)機配置1臺汽輪機，工作汽源采用主機四段抽汽和輔助蒸汽系統(tǒng)。工作汽源經(jīng)過蒸汽室-噴嘴室，噴嘴室分為8個腔室，采用噴嘴配汽，壓力0.8～1.207 MPa、溫度240～400.3℃，允許的最高進(jìn)汽壓力為1.338 MPa，最高進(jìn)汽溫度為412℃。

工作汽源在四段抽汽和輔助蒸汽之間采用外切換方式。當(dāng)主機低于85%額定負(fù)荷左右時，四段抽汽壓力低于輔助蒸汽壓力，四段抽汽至汽動引風(fēng)機汽輪機供汽管的逆止門被輔助蒸汽壓力反壓住，汽動引風(fēng)機汽輪機的工作汽源由輔助蒸汽系統(tǒng)提供。當(dāng)主機負(fù)荷大于85%額定負(fù)荷時，四段抽汽壓力逐漸超過輔助蒸汽壓力后，四段抽汽至汽動引風(fēng)機汽輪機供汽管的逆止門頂開，由四段抽汽向汽動引風(fēng)機汽輪機供汽。

輔助蒸汽氣源正常來自低溫再熱蒸汽和四段抽汽。當(dāng)四段抽汽壓力小于輔助蒸汽壓力時，由二段抽汽減壓后，維持輔助蒸汽壓力，供輔助蒸汽相關(guān)用戶使用，包括汽動引風(fēng)機汽輪機。

2 理論分析

2.1 絕熱節(jié)流

蒸汽流經(jīng)管道中的閥門或縮孔時發(fā)生一種特殊的流動過程，即節(jié)流過程[9]。由于流體在管道內(nèi)流動較快，通常散熱量可以忽略，所以節(jié)流過程可簡化為絕熱節(jié)流過程進(jìn)行分析[10]。

對于穩(wěn)定流動的能量方程可以根據(jù)能量守恒原理導(dǎo)出，即：

式中：Q為吸入能量；H1為入口焓；H2為出口焓；m為流體質(zhì)量；cf1為入口流速；cf2為出口流速；z1為入口高度；z2為出口高度；Wnet為凈功。

對于絕熱節(jié)流流動（如圖1所示），流體節(jié)流前后焓不變，即H2=H1，但由于局部阻力的存在，節(jié)流的作用結(jié)果是將流動功轉(zhuǎn)換為熱力學(xué)能，導(dǎo)致流體做功能力下降。

圖1 節(jié)流裝置示意

2.2 節(jié)流技術(shù)功計算原理

對于（1）式的穩(wěn)定流動能量方程式中等式右端的后三項都屬于機械能的范疇，將它們合在一起，定義為技術(shù)功，即：

式中：Wt為技術(shù)功。

蒸汽節(jié)流技術(shù)功變化的計算[11]，可利用h-s圖[12]（比焓-比熵）計算。如圖2所示。a點為節(jié)流前的狀態(tài)點，從a點（Ta，Pa）做水平線與節(jié)流后壓力點Pb的定壓線交于點b，此為節(jié)流后狀態(tài)點，ha=hb。絕熱節(jié)流過程為不可逆過程，即是熵增過程。a、b分別等熵膨脹到同樣壓力點a′和b′。蒸汽對外略有散熱損失，但由于保溫層的存在，數(shù)量不大，可認(rèn)為Q=0，即Wta=Ha-′，Wtb=蒸汽由a到a′所作技術(shù)功大于蒸汽由b到b′。Wta-Wtb的值即為節(jié)流帶來的做功能力的損失，增加節(jié)流損失，導(dǎo)致機組運行經(jīng)濟性降低[13]。

圖2 技術(shù)功損失計算示意

2.3 節(jié)流技術(shù)功損失計算

當(dāng)機組負(fù)荷低于85%額定負(fù)荷左右時，二段抽汽通過調(diào)節(jié)閥減壓至輔助蒸汽壓力，再向汽動引風(fēng)機汽輪機供汽。在2.2中所述a點即為二段抽汽參數(shù)點，b點即為輔助蒸汽參數(shù)點。a′和b′所對應(yīng)壓力為汽動引風(fēng)機汽輪機進(jìn)汽壓力。由此，計算所得Wta-Wtb即為低溫再熱蒸汽節(jié)流為輔助蒸汽所帶來的做功能力損失，即技術(shù)功損失。

相關(guān)計算的假設(shè)前提和說明：

（1）以汽動引風(fēng)機汽輪機進(jìn)口蒸汽壓力為基準(zhǔn)，計算技術(shù)功損失。

（2）此處所做的熱經(jīng)濟性分析，只計算汽動引風(fēng)機汽輪機進(jìn)口前技術(shù)功損失和汽輪機排汽冷源損失。對于汽動引風(fēng)機汽輪機本體熱經(jīng)濟性將在后續(xù)研究中進(jìn)行計算。

（3）忽略汽動引風(fēng)機汽輪機排汽過熱度和凝汽器凝結(jié)水過冷度，即將凝汽器換熱過程簡化為飽和蒸汽定壓液化。

（4）根據(jù)汽動引風(fēng)機汽輪機前管路構(gòu)造，當(dāng)四段抽汽壓力大于輔助蒸汽壓力時，由四段抽汽供汽。

（5）蒸汽參數(shù)查詢方法為中間插值法。

3 數(shù)據(jù)處理與分析

3.1 數(shù)據(jù)取樣

選取2017年3月16日—4月26日SIS系統(tǒng)（火電廠監(jiān)控信息系統(tǒng)）中相關(guān)采集點的參數(shù)，其負(fù)荷變化曲線如圖3所示。其中包含了50%～100%BMCR（鍋爐最大出力工況），滿足數(shù)據(jù)分析樣本點要求。

圖3 機組負(fù)荷變化曲線（3月16日-4月23日）

3.2 汽源切換

將330～660 MW負(fù)荷以10 MW為區(qū)間進(jìn)行整理，形成33個負(fù)荷段，以此獲得不同負(fù)荷段的二段抽汽、輔助蒸汽和四段抽汽壓力變化曲線（如圖4所示），根據(jù)曲線顯示二段抽汽壓力始終大于輔助蒸汽和四段抽汽壓力。四段抽汽的壓力隨著負(fù)荷的增加而增大，當(dāng)負(fù)荷增至560 MW時，四段抽汽壓力大于輔助蒸汽壓力。此時，汽動引風(fēng)機汽輪機供汽汽源從輔助蒸汽切換至四段抽汽。

圖4 不同負(fù)荷下汽源壓力

3.3 技術(shù)功損失計算

根據(jù)2.3中所述蒸汽技術(shù)功損失計算方法，對不同負(fù)荷段下，采用二段抽汽減壓至輔助蒸汽，而后作為汽動引風(fēng)機汽輪機汽源的情況下的技術(shù)功損失進(jìn)行計算，所得結(jié)果如圖5所示。

圖5 不同負(fù)荷下技術(shù)功損失

3.4 不同汽源經(jīng)濟性對比分析

當(dāng)負(fù)荷小于560 MW時，采用二段抽汽作為汽源，造成0.61 g/kWh的標(biāo)煤損失。若負(fù)荷增至560 MW時，仍以二段抽汽作為汽源，與用四段抽汽作為汽源的情況下進(jìn)行經(jīng)濟性對比分析。結(jié)果顯示（見圖6），將導(dǎo)致0.74 g/kWh的標(biāo)煤損耗，以機組279 g/kWh供電煤耗計算，損耗占0.25%。

圖6 不同汽源煤耗對比

3.5 經(jīng)濟性分析

圖7所示為不同負(fù)荷段下，汽源技術(shù)功損失占總損失（冷源損失與技術(shù)功損失之和）的百分比，二段抽汽作為氣源，損失占比范圍為8%～11%，且隨負(fù)荷增加，占比增加。以四段抽汽作為氣源時，損失占比降至1%以下，熱經(jīng)濟性損失以冷源損失為主導(dǎo)。

通過計算，將采用二段抽汽作為汽動引風(fēng)機汽輪機汽源所帶來的技術(shù)功損失，折算成度電標(biāo)煤耗。通過對比煤耗，進(jìn)行熱經(jīng)濟性評價[7，14]。結(jié)果顯示（見圖8），度電標(biāo)煤損耗隨負(fù)荷的增加呈上升趨勢。以動力煤單價660元/t，年發(fā)電量50億kWh計算，全負(fù)荷下因技術(shù)功損失所帶來的經(jīng)濟損失平均達(dá)215萬元。

圖7 汽源技術(shù)功損失占比

圖8 標(biāo)煤折算煤耗

4 結(jié)論

通過理論分析，并對SIS系統(tǒng)采集的50%～100%BMCR負(fù)荷下的數(shù)據(jù)進(jìn)行計算，獲得當(dāng)采用不同參數(shù)的蒸汽作為汽動引風(fēng)機汽輪機汽源時，所帶來的經(jīng)濟性，為發(fā)電廠進(jìn)一步實現(xiàn)“提質(zhì)增效”、節(jié)能減排提供設(shè)計思路與參考依據(jù)。相關(guān)結(jié)論總結(jié)如下：

（1）在機組運行過程中，當(dāng)機組負(fù)荷小于560 MW時，采用二段抽汽減壓后的輔助蒸汽作為汽源，導(dǎo)致0.61 g/kWh的煤耗增加量。當(dāng)機組負(fù)荷大于560 MW時，繼續(xù)采用二段抽汽減壓后的輔助蒸汽供汽，煤耗增加量上升至0.74 g/kWh。

（2）當(dāng)四段抽汽滿足汽動引風(fēng)機汽輪機供汽條件時，采用四段抽汽作為汽源可減少煤耗損失0.7 g/kWh。

（3）經(jīng)研究，在機組運行過程中由于負(fù)荷小于560 MW，四段抽汽蒸汽參數(shù)無法滿足汽動引風(fēng)機汽輪機運行條件時，為減小二段抽汽供汽所帶來的經(jīng)濟損失，可改用其他參數(shù)蒸汽作為汽源。對于替代汽源的選擇，需結(jié)合發(fā)電廠實際運行情況，另行研究。

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2017-09-22

朱國棟（1990），男，主要從事火電廠運行管理，節(jié)能環(huán)保工作。

（本文編輯：陸 瑩）

Thermal Economy Analysis on Steam Sources Selection for Turbine-Driven Induced Draft Fan

ZHU Guodong， LI Peng， WANG Chao， YU Yayong， ZHANG Jingkun， GAO Yanwu
（Changxing Power Plant， Huaneng Power International， Inc.， Changxing 313100， China）

In order to meet the requirements of Quality Improvement and Efficiency Increase and reduce the production cost of enterprises，economy analysis of different steam sources under different load conditions of steam induced draft fan is carried out in this paper.It is found that when the load is lower than 560 MW，the decompressed auxiliary steam of two-stage extraction is used as the steam source，resulting in an average coal loss of 0.61 g/kWh；when the load is higher than 560 MW，we compare the average coal consumption with the different steam sources between the two-stage extraction steam and four-stage extraction steam.If we adopt the two-stage extraction steam as the steam sources，the average coal consumption increases by 0.7 g/kWh.Therefore，it is suggested not adopting the two-stage extraction steam to reduce economic loss.

turbine-driven induced draft fan；steam source； technical power；economy

10.19585/j.zjdl.201711016

1007-1881（2017）11-0088-04

TK223.26

B