亚临界煤电机组蒸汽循环提质低负荷节能技术
尹俊杰，陈国庆，程文煜，黄林滨，胡耘
(国家能源集团科学技术研究院有限公司低碳智能燃煤发电与超净排放全国重点实验室，
江苏省 南京市 210023)
Energy-saving Technology Based on Cycling Steam Enhancing Energy Quality forSubcritical Coal-fired Power Unit during Low-load Operation
YIN Junjie, CHEN Guoqing, CHENG Wenyu, HUANG Linbin, HU Yun
(State Key Laboratory of Low-carbon Smart Coal-fired Power Generation and Ultra-clean Emission,China Energy Science and Technology Research Institute Co.,Ltd., Nanjing, 210023)
ABSTRACT：Focusing on the issues of increased coal consumption caused by significant fluegas heat loss and turbine heat rate during 20% load deep peak-shaving test of a 630MW subcritical coal-fired power unit, a mechanism simulation model of the thermodynamic system was developed. A cycling steam enhancing energy quality scheme was proposed, which involves extracting main steam to heat the secondary air and feedwater, thus enhancing the overall temperature of both the fluegas side and water-steam side of the boiler. After implementing the cycling team enhancing energy quality technology, the pressure match and flow rate control can ensure the stable operation of the unit, and the secondary air temperature increasing by 30~56 ℃ created conditions for improving combustion stability. Furthermore, combustion adjustments can increase main steam temperature and reheat steam temperature by 22.97 ℃ and 24.68 ℃, respectively, increase boiler efficiency by 2.62%, reduce turbine heat rate by 11.56 kJ/kWh, and finally reduce the coal consumption rate by 12.56g/kWh.
Key words: Subcritical coal-fired power unit; Cycling steam enhancing energy quality; Low-load operation; Coal consumption.
摘要：本文针对某630MW亚临界煤电机组20%负荷深度调峰试验时存在的排烟损失大、汽机热耗大等导致煤耗升高的诸多问题，建立了热力系统机理仿真模型，提出了蒸汽循环提质方案，即抽取主蒸汽加热热二次风与给水，从而整体提高锅炉烟风侧与汽水侧温度。在投运蒸汽循环提质技术后，进行机炉压力匹配与流量控制，可保证机组安全稳定运行，且热二次风温度可提高30~56℃，具备了增强燃烧稳定性的条件。进一步开展燃烧调整，可将主蒸汽和再热蒸汽温度分别提升22.97℃和24.68℃，锅炉效率提升2.62%，汽机热耗降低11.56kJ/kWh，供电煤耗降低12.56g/kWh。
关键词：亚临界煤电机组；蒸汽循环提质；低负荷运行；煤耗。
0 引言
在新型电力系统建设规划下，新能源发电的快速发展导致电网对其发电量的消纳面临巨大挑战，火电机组须承担电网调峰任务一解决能源结构转型所带来的电网稳定性难题[1]。当燃煤机组参与深度调峰时，其运行工况将偏离设计工况。相关研究表明，随着燃煤机组调峰幅度的增大，煤耗呈现骤增趋势，机组的运行经济性明显变差[2-4]，因此，发掘燃煤机组低负荷运行工况下的节能降碳潜力对构建清洁低碳、安全高效的新型能源体系具有重要意义。而亚临界机组占我国现有煤电装机容量约三分之一，在诸多地区作为调峰运行的主力，且能耗相比超（超）临界机组更高[5]，因此对亚临界机组开展的低负荷节能技术研究更加具有代表性意义。
基于以上背景，本文以某630MW亚临界机组为研究对象，分析了其深度调峰运行时存在的导致能耗升高的问题，并针对性的提出了节能技术方案。
1 研究对象简介
本文以某630MW亚临界机组为研究对象，锅炉是由上海锅炉厂生产的SG-2026/17.5-M905亚临界压力一次中间再热控制循环汽包锅炉，采用π型布置，四角切圆燃烧，平衡通风，固态排渣，负压运行。汽轮机是由上海汽轮机厂生产的N630-16.7/538/538亚临界一次中间再热两缸两排汽凝汽式汽轮机，主蒸汽与再热蒸汽进口温度为538℃，额定进汽量1898.674t/h，回热系统采用3级高压加热器+除氧器+4级低压加热器。性能试验数据表明，该机组100%负荷下的供电煤耗为302.69g/kWh，20%负荷供电煤耗为414.82g/kWh。
2 模型简介
2.1 建模过程
本项目采用本项目采用仿真模拟的方式开展研究[6,7]。研究基于GSE Jtopmeret动态仿真软件，该软件作为仿真界两相流系统建模图形化工具，具有图形化建模简单易用的特点，也具有两相流系统高仿真精度的特点。利用GSE JTopmeret搭建模型时，在图形界面的图标里录入相关结构参数，可用于计算工质的流动和换热特性。
GSE软件的建模方法是利用具有一定体积的节点代表换热介质存在的空间，用流线将各个节点连接形成流动，用换热板代表管壁实现换热。按照上述建模流程分别建立省煤器、过热器、再热器和炉膛水冷壁。再按照水流动方向、蒸汽流动方向和烟气流动方向将各个设备节点连接，搭建成锅炉系统。本锅炉为单烟道锅炉，其中水冷壁和墙式再热器的换热方式为辐射换热；分隔屏过热器主要为对流换热，附带少部分辐射换热；其余过热器、再热器与省煤器均为对流换热。烟风侧流程为分隔屏过热器→后屏过热器→屏式再热器→末级再热器→末级过热器→低温过热器→省煤器；汽水侧可分为过热段和再热段两条流线，过热段为省煤器→（汽包+水冷壁循环系统）→低温过热器→分隔屏过热器→后屏过热器→末级过热器，再热段为墙式再热器→屏式再热器→末级再热器。锅炉汽水侧和烟风侧系统模型分别如图1和图2所示。
汽轮机系统模型如图3所示，除氧器、凝汽器采用自编程序建模。
图 1基于GSE软件建立的锅炉汽水侧系统模型
Fig. 1 Boiler water-steam system model based on GSE
图 2 基于GSE软件建立的锅炉烟风侧系统模型
Fig. 2 Boiler fluegas system model based on GS
图 3 基于GSE软件建立的汽轮机系统模型
Fig. 3 Turbine system model based on GSE
2.2 模型验证
由于本文主要研究机组的低负荷运行，因此选取案例机组的50%负荷工况作为基准，各子系统均按照设计数据进行建模。由表1可知，热力系统仿真模型主要参数的计算值与设计值最大相对偏差为1.13%，吻合良好。
表1 50%负荷工况仿真模型数据验证
Tab. 1 Simulation model data verification on 50% load
为进一步验证模型的可靠性，本文选取20%负荷工况作为对照。由于缺乏20%负荷下锅炉与汽轮机运行工况的设计值，本文以运行试验值作为参照。
表 2 20%负荷工况仿真模型数据验证
Tab. 2 Simulation model data verification on 20% load
在20%负荷工况下，仿真模型计算的锅炉效率为91.10%，汽机热耗为9424.12kJ/kWh，发电煤耗357.01g/kWh；厂用电量参考试验数据取值13532kW，供电煤耗399.70g/kWh。
与实际运行数据相比，仿真模拟数据的数值基本接近。其中，给煤量、给水流量、蒸汽流量等实际运行数据测量过程中存在一定偏差，因此仿真模拟数据与之存在出入。此外，由于缺少汽轮机各级在低负荷运行时的相对内效率设计值，本项目的汽轮机模型在20%负荷下的计算存在一定偏差，另因运行试验中发现高加旁路、轴封系统、给水泵再循环系统有少量泄露，无法在模型中定量反映，导致汽机热耗计算偏差较大（314.88kJ/kWh），进而导致供电煤耗率计算产生偏差（15.12g/kWh）。但在计算热力系统重构的经济性效益时，模型计算的参数变化与煤耗变化量仍具有可靠性。
3 基于蒸汽循环提质的节能方案
3.1 方案简介
蒸汽循环提质技术需调整机组的热力系统构型。如图 4所示，在热二次风道内设置一台暖风器，从锅炉主蒸汽管道出口抽取一部分高温蒸汽通入暖风器，加热热二次风，随后将蒸汽引入1号高压加热器，替代原有的高加抽汽加热给水，随后以疏水的形式逐级流入除氧器。该技术可在低负荷运行时大幅提高烟风侧温度，保证了降低氧量时稳燃效果不受影响，同时提高给水温度、调节主再热蒸汽匹配比例，提升主蒸汽与再热蒸汽的温度。另一方面可保证低负荷运行时的SCR入口烟温，在低负荷时无需投运热水再循环或省煤器旁路等低负荷脱硝技术。
图 4 蒸汽循环提质技术的热力系统重构方案
Fig. 4 Thermodynamic system reconfiguration of cycling steam enhancing energy quality technology
3.2 机炉蒸汽压力匹配与流量调控
在进行热力系统重构后，以原20%负荷工况为基础，不改变给煤量且不对燃烧侧进行调整，按照原主蒸汽10%左右比例的流量抽取蒸汽进入热风加热器，启动蒸汽循环（以下简称工况1）。基于热力系统仿真模型，对其进行了性能计算，数据如表3所示。
表3 20%负荷工况投运蒸汽循环提质技术主要性能参数
Tab. 3 Main performance parameters of implementing cycling steam enhancing energy quality on 20% load
在抽取蒸汽加热二次风与给水后，直接影响热二次风温度提高30.46℃和给水温度提高26.32℃。由于给水温度提高，省煤器给水吸热量减少，从而导致排烟温度提高，空预器前后的烟温分别提升12.70℃和3.24℃。
在热力系统重构后必须重新对系统进行调控。为了保证给水在省煤器不发生汽化，必须提升汽包压力，使给水温度不超过汽包压力对应的饱和温度。而汽包压力提升将导致汽化潜热降低，在给煤量不变的情况下水冷壁产汽率提高，汽包输出至过热器的蒸汽流量增加，必须增大给水流量以保证汽包水位的稳定。因此，为使系统达到安全稳定运行的状态，须采取增大给水流量、关小主汽阀的措施，锅炉出口主蒸汽压力（阀前压力）将增大至8.822MPa，汽轮机进口压力（阀后压力）减小至4.287MPa。
由于20%负荷运行时的给水流量已低于给水泵的最低运行流量，此时给水控制方式为：给水泵最低流量运行，同时开启给水再循环回路，使给水流量进一步降低。只需调节再循环阀门即可增大给水流量，无需增加给水泵功耗。但关小主汽阀将导致主蒸汽节流损失增大，㶲损失增加；同时，由于汽水侧蒸汽流量增大、燃烧侧未进行调整，主蒸汽温度和再热蒸汽温度的提升幅度仅有2.60℃和6.25℃，对汽机热耗影响有限；而加热二次风后的蒸汽能量品位已大幅降低，进入汽轮机后仅加热给水而未做功。以上多重因素叠加，使得热力系统重构20%负荷下给煤量不变情况下的发电功率降低1777kW，汽机热耗增加63.03kJ/kWh，同时排烟温度的提升使锅炉效率降低0.29%，供电煤耗增加4.63g/kWh。
本文继续模拟了按主蒸汽15%（工况2）、20%（工况3）比例的流量抽取蒸汽进入热风加热器循环回路的工况，数据如表4所示。对比发现，抽取的蒸汽流量越大，热二次风温度和给水温度的提升幅度越大，为了锅炉稳定运行并匹配汽轮机处理，需要补充更多给水流量且关小主汽阀门，当抽取的主蒸汽流量为21kg/s时，锅炉出口主蒸汽压力（阀前压力）将增大至9.322MPa，汽轮机进口压力（阀后压力）减小至4.152MPa。主蒸汽温度和再热蒸汽温度均随着抽取蒸汽流量的增大而有提升，当抽取的主蒸汽流量为21kg/s时，主蒸汽和再热蒸汽温度分别提高4.58℃和10.38℃，但其提升幅度仍有限。
随着抽汽流量的增大，将出现锅炉效率降低、汽机热耗增大的现象，在给煤量不变的情况下发电功率显著降低，对机组运行效率呈现负面影响。当抽取主蒸汽流量为21kg/s时，供电煤耗将达到409.20g/kWh，相比原始工况增加9.50g/kWh。因此，必须采取其他调控措施配合热力系统重构，降低供电煤耗。
表4 不同循环流量下蒸汽循环提质技术主要性能参数
Tab. 4 Main performance parameters of implementing cycling steam enhancing energy quality with varied cycling steam rate
3.3 蒸汽循环提质耦合燃烧优化的节能方案
在热力系统重构启动蒸汽循环之后，热二次风温度大幅提升，这对于低负荷稳燃具有显著作用，为保持燃烧稳定性的前提下降低运行氧量提供了有利条件。借助降低氧量、将燃烧器摆角上调，重新分配锅炉的辐射换热量与对流换热量比例，可以控制水冷壁产汽率、提高主再热蒸汽温度。以抽取15kg/s为例，当锅炉以10%氧量运行时（工况4），数据如下：
表5 投运蒸汽循环提质技术后降低锅炉运行氧量至10%的主要性能参数
Tab. 5 Main performance parameters of implementing cycling steam enhancing energy quality with 10% boiler operating
在抽取15kg/s蒸汽加热二次风时，若通过燃烧调整氧量降低至10%时，可将主蒸汽流量和再热蒸汽流量控制在97.36kg/s和89.64kg/s，锅炉出口主蒸汽压力（阀前压力）增大至8.174MPa，汽轮机进口主蒸汽压力（阀后压力）减小至4.344MPa，仍存在较大的节流损失。
由于氧量从12.88%降低至10%时，过量空气系数从2.586降低至1.909，在煤量不变、总热量不变的情况下燃烧温度提高，进而提升屏底烟温，而热二次风温度提升50.93℃使得锅炉仍能保持稳定燃烧。通过燃烧器上摆，可进一步提高屏底烟温，从而增加过热器和再热器的对流换热量，并且增大换热温差，主蒸汽温度和再热蒸汽温度可提升至530.56℃和533.75℃。此时，主再热蒸汽做功能力提升的正面影响将超过主蒸汽节流损失和未做功的热风加热器出口蒸汽加热给水的负面影响，因此给煤量不变的情况下发电功率提升1785kW，汽机热耗可降低4.30kJ/kWh。
氧量降低后，锅炉排烟热损失也显著降低，锅炉效率可提高1.68%。综合各方面调控后，发电煤耗率可降低6.63g/kWh，供电煤耗率降低8.08g/kWh。
案例机组为满足深度调峰需求，采用外置式高浓缩比宽负荷稳定燃烧器，可进一步增强燃烧稳定性。若在有调节裕量的情况下将锅炉运行氧量降至8%（工况5），可进一步提高机组整体运行效率。当锅炉运行氧量降低至8%后，过量空气系数降低至1.615，排烟热损失进一步减少，锅炉效率可提升至93.72%。主蒸汽温度和再热蒸汽温度分别提升22.97℃和24.68℃，蒸汽做功能力的提升也将使发电功率在给煤量不变的情况提升2509kW，汽机热耗降低11.56kJ/kWh。锅炉效率提高和汽机热耗降低，叠加影响发电煤耗降低10.42g/kWh、供电煤耗降低12.56g/kWh，节能效果显著。
表6 投运蒸汽循环提质技术后降低锅炉运行氧量至8%的主要性能参数
Tab. 6 Main performance parameters of implementing cycling steam enhancing energy quality with 8% boiler operating
对比不同运行氧量下按照15kg/s循环蒸汽量投运蒸汽循环提质技术的工况，汽机热耗的变化值并不大，主要原因仍是主汽阀关小后的节流损失以及进入蒸汽循环的高能量品位主蒸汽未做功，与主再热蒸汽温度提升后对汽机热耗的影响相互抵消。蒸汽循环提质技术的节能作用主要体现在借助热力系统重构，提高热二次风温、将主再热蒸汽比例调节至合理数值以提升蒸汽温度，从而为降低运行氧量创造条件，进而降低排烟热损失、提高锅炉效率。
图5 蒸汽循环提质配合不同运行氧量的能耗指标
Fig. 5 Energy indexes of cycling steam enhancing energy quality with varied boiler operating oxygen content
4 结论
本章提出了基于蒸汽循环提质的低负荷节能提效技术方案，即在低负荷时抽取一定比例的主蒸汽加热二次风，并用加热二次风后的主蒸汽替代一号高加抽汽加热给水。在热力系统重构后，对机炉蒸汽压力进行匹配并调控流量以使系统达到稳定运行，进而结合燃烧优化调整，形成了低负荷节能方案。主要结论如下：
投运蒸汽循环提质后锅炉系统的工质侧与烟风侧温度均提高，给水焓值升高、蒸发量变大，必须增大给水流量、关小主汽阀门以控制汽包水位稳定并保证省煤器给水不发生汽化。
投运蒸汽循环提质后二次风温度大幅提升，稳燃效果增强，可通过燃烧调整提升主再热蒸汽温度，并且提高锅炉效率。如在20%负荷下抽取15kg/s主蒸汽加热二次风、并将氧量降至8%时，热二次风温度提升53.61℃，给水温度提升46.28℃，主蒸汽温度和再热蒸汽温度分别提升22.97℃和24.68℃。在给煤量不变的情况下发电功率增加2509kW，汽机热耗降低11.56kJ/kWh。锅炉效率提升2.62%，发电煤耗降低10.42g/kWh、供电煤耗降低12.56g/kWh。
参考文献
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作者简介：
尹俊杰(1996-)，男，山东泰安人，中级工程师，工学博士，主要从事燃煤机组灵活运行过程的能量转化规律研究与节能技术研发。
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