临界参数（共6篇）
临界参数 篇1
摘要：在负荷导纳模型潮流算法基础上, 提出了一种基于负荷导纳动态步进的静态电压稳定临界参数的异步接替求取策略。策略1:功率极大值点的快速求取策略, 通过跟踪求取逼近过程中的戴维南等值阻抗, 并将其对应导纳模值累计于该计算点的负荷导纳值后进行下一次计算, 可从初始点快速、不等步地过渡到临界点附近, 获得最接近临界点的功率极大值点。策略2:临界参数的准确计算策略, 从功率极大值点开始, 利用等步长增/减负荷导纳值的方式获得准确的电压稳定临界参数。策略3:过渡策略, 提出的方向判断系数实现了策略1向策略2的有效过渡, 使得总体计算效率和计算精度得到了有机协调。多个算例验证了该求取策略的有效性和准确性。
关键词：电力系统,电压稳定,功率-电压曲线,临界参数,接替策略
0 引言
针对电力系统在新世纪发展中的诸多挑战, 智能电网应运而生, 并将影响未来电网发展的战略格局和趋势。智能电网要求有实时监测和预警分析系统运行状态的能力, 从而及时作出快速响应[1]。而基于P-U曲线的电压稳定研究将为智能电网中电压失稳预警单元[2]提供有力的技术支持, 可作为电网的快速响应及做出合理应对策略的有效分析基础。
P-U曲线临界参数的快速、准确求取是电压稳定性研究的重要内容。为克服临界点处雅可比矩阵奇异造成潮流计算收敛困难的问题, 国内外学者研究成果丰硕。当前方法主要为连续潮流法[3,4,5,6,7,8,9,10,11]、非线性规划法[12,13,14,15]、潮流多解法[16]、零特征根法[17,18]、负荷导纳法[19,20]及其他方法[21,22,23,24]。
本文在负荷导纳法潮流计算模型的基础上, 提出了一种基于负荷导纳动态步进求取电压稳定临界参数的新策略。该策略具有以下几个显著的特点。
a.由初始点向最接近临界点的功率极大值点过渡过程 (即策略1) 体现为动态步进性。借助跟踪求取的戴维南等值参数, 将研究节点当前计算点的戴维南等值阻抗和下一计算点的负荷导纳值相配合, 得到一系列在P-U曲线上在距离临界点较远处步长变化大、接近临界点时步长相应变小的非均匀排列点集, 并能过渡到P-U曲线的下半支。
b.由功率极大值点向临界点的计算过程 (即策略2) 特点是计算的准确性。等步长的过渡过程实现了临界参数的精确捕捉, 克服了利用插值求取临界参数计算精度不高的缺陷。
c.策略1的计算过程与策略2的计算过程之间的接替 (即策略3) 具有自适应性, 表现为在由策略1得到的功率极大值点处, 利用摄动法计算戴维南等值参数时的数据信息, 建立了方向判断系数, 其符号性质可为策略2提供有效的逼近方向, 实现策略1和策略2间的平滑衔接和成功过渡。
上述特点为电压稳定临界参数的快速、准确求取奠定了有力的技术基础, 可为实时在线评估电压稳定性提供一个新的分析工具。
1 等值系统的跟踪求取
在从初始运行点向临界点逼近的过程中, 研究节点负荷不断增加, 对应于某一状态, 可将研究节点所在系统其余部分进行戴维南等值, 形成等值电路, 如图1 (a) 所示。由于过渡过程中负荷逐渐加重, 将导致从该节点所在系统其余部分戴维南等值参数的变化, 因此, 需要对逼近过程进行等值系统的跟踪计算。
在图1 (a) 中, Ekeq和θkeq分别为第k状态的戴维南等值电势模值和相角, Z keq和φkeq分别为第k状态的戴维南等值阻抗模值和阻抗角, α为功率因数角的负值, Y0k为在第k个状态下负荷导纳模值。
初始状态即k=0时, 负荷导纳值选取为
式中, 为初始状态下研究节点的复功率, U00为初始状态的电压模值。
其他状态即k≥1时, 负荷导纳模值选取为
其中, Zieq为第i状态求得的戴维南等值阻抗模值。
对于图1 (a) 状态进行负荷导纳模值摄动, 如图1 (b) 所示, 得到摄动后的节点电压U1k∠φ1k。
根据摄动前后的量可得:
设Y1k=Y0k+ΔYk, 从而可以计算该状态下的戴维南等值参数:
2 负荷导纳动态步进的异步接替策略
在求取临界点的过程中, 不但要保证其计算过程的快速性, 而且要保证计算结果的准确性。本文以负荷导纳法为基础, 采用如下的负荷导纳动态步进的异步接替策略。
2.1 策略1——最接近临界点的功率极大值点 (Pmax, Umax, Ymax) 的快速求取策略
基于负荷导纳法潮流计算模型, 提出如下最接近临界点的功率极大值点 (Pmax, Umax, Ymax) 快速求取策略:从初始运行点 (P0, U0, Y0) 以大步长快速向临界点 (Pcr, Ucr, Ycr) 附近过渡, 过渡到最接近临界点的功率极大值点 (Pmax, Umax, Ymax) , 从而能够有效地保证其快速性。下面是其具体步骤。
a.读入计算系统数据 (包括支路数据、节点数据、待研究负荷节点及求取进程控制参数等) 。
b.形成节点导纳矩阵, 进行初始潮流计算, 记录研究节点初始有功功率P0和节点电压U00∠φ00, 计算功率因数角的负值α, 由式 (1) 计算研究节点初始状态下的导纳值Y00。
c.将负荷导纳值Y 00加入节点导纳矩阵中与研究节点对应的自导纳元素中, 并将该节点对应的复功率置为零。
d.对步骤b中的Y 00进行摄动, 并且将摄动量ΔY00加入节点导纳矩阵研究节点对应的自导纳元素中, 进行潮流计算, 得到研究节点摄动后的电压U10∠φ10, 然后从自导纳元素中减去该摄动量。
e.将摄动前后研究节点电压U00∠φ00、U10∠φ10和负荷导纳值Y00、Y00+ΔY00代入式 (5) 与式 (6) , 求得戴维南等值参数。
f.将戴维南等值阻抗模值Zeq取倒数、阻抗角取α后加到节点导纳矩阵对应的自导纳元素中, 进行潮流计算, 得到下一个计算状态的电压U0k∠φ0k, 记录此状态的电压值并利用下式求取有功功率P0k:
g.判断P0k+1
由上述算法可知, 主循环步骤c~g主要包括每个计算点摄动前后的潮流计算、戴维南等值参数的计算环节, 摄动后的潮流计算初值可取摄动前结果, 故计算量很小, 计算效率较高。
2.2 策略2——临界参数 (Pcr, Ucr, Ycr) 的准确计算策略
由策略1得到的一系列计算点, 可以采用文献[25]中所提插值法得到, 但明显丧失了计算精度。为了准确获得电压稳定的临界参数 (Pcr, Ucr, Ycr) , 本文采用小量、等步长的变化研究节点的导纳值, 逐步向临界点过渡, 可以准确得到电压稳定临界点。同时, 在计算中可以方便处理发电机无功功率越界问题。由于功率极大值点与临界点之间已很接近[22,25], 故本策略可以通过少量的逼近计算, 即可较快地得到临界参数。
2.3 策略3——策略1向策略2的过渡策略
由2.1节得到功率极大值点, 一般不会恰好为临界点, 其可能位于临界点的上半支 (如图2 (a) 所示) , 也可能位于下半支 (如图2 (b) 所示) 。因此, 为了准确获得临界点, 需以此功率极大值点继续向临界点逼近, 此时需要判定功率极大值点相对于临界点的位置。利用该点摄动前后的功率值和电压值, 定义如下的方向判断系数:
其中, P 0k、U0k分别为第k个计算点摄动前的有功功率和电压模值, P 1k、U1k为摄动后的有功功率和电压模值。
若为上半支点, 如图2 (a) 所示amax点, 其对应功率值Pmax未越过Acr点对应的临界点功率值Pcr, 此时的负荷导纳值Ymax小于临界点处功率对应的负荷导纳值Ycr, 对应于式 (8) 的方向判断系数小于0, 为了得到临界参数, 则需转入策略2:即以amax点为初始点, 用等步长的方式从Ymax开始增加负荷导纳值后作潮流计算, 直到获得临界参数 (Pcr, Ucr, Ycr) 。
若为下半支点, 如图2 (b) 中amax点, 其对应功率值Pmax已越过Acr点对应的临界功率值Pcr, 此时的负荷导纳值Ymax大于临界点处对应的负荷导纳值Ycr, 对应于式 (8) 的方向判断系数大于0, 为了得到临界参数, 则需转入策略2:即以amax点为初始点, 用等步长的方式从Ymax开始减少负荷导纳值后作潮流计算, 直到获得临界参数 (Pcr, Ucr, Ycr) 。
3 算例仿真
3.1 IEEE 30节点系统算例
表1给出了该系统30号节点功率极大值点的动态步进求解过程 (表中功率、电压均为标幺值, 下同) 。功率极大值点为2号计算点, 此时方向判断系数小于0, 表明此点为上半支点。
表2列出了以计算点2作为等步长计算初始点的临界点求取过程。因计算点2位于上半支, 故应逐点增加研究节点负荷导纳值, 经3次计算即求得临界点参数:Pcr, Ucr, Ycr (0.494 40, 0.603 80, 1.377 70) 。表3给出了本文方法、插值法[25]、连续潮流法计算结果的对比数据。
3.2 IEEE 118节点系统算例
表4给出了该系统96号节点功率极大值点的动态求解过程。功率极大值点为3号计算点, 对应的方向判断系数大于0, 表明此点为下半支点。
由表4可知, 计算点3位于下半支, 应以减小导纳值的等步长方式来计算临界点。表5中列出了该系统96号节点求取临界点的等步长计算过程, 到第10个等步长计算点时, 功率值出现减小, 则第9点对应的:Pcr, Ucr, Ycr (8.964 9, 0.566 0, 31.537 7) 即为临界参数。表6给出了本文方法、插值法[25]、连续潮流法计算结果的对比数据。
3.3 算例小结
a.由表1、4可见, 从初始运行点到最接近临界点的功率极大值点仅需很少量 (2~3次) 过渡计算, 验证了基于负荷导纳动态步进的电压稳定临界参数求取策略具有明显的快速性。
b.由表2、5可见, 以功率极大值点作为等步长计算的初始点, 仅需进行少量计算即可得到临界参数。其中算例1系统中仅需要3次就可得到临界参数, 算例2系统经过10次计算即可确定临界参数, 表明等步长计算次数不随系统节点个数的增加有明显增加, 经过验证其他系统也存在类似情况。同时, 由于功率极大值点和临界点较为接近, 在等步长计算过程中可以采用定雅可比矩阵技术, 进一步提高计算效率。
c.由表3、6可见, 本文所提方法与插值计算相比具有非常高的准确性, 与连续潮流法计算结果一致也验证了本文方法的正确性。
4 结论
a.提出了基于导纳步进的异步接替快速求取电压稳定临界参数的策略:策略1保证了由初始状态快速过渡到临界点附近, 得到最大功率点;策略2保证了临界参数计算的准确性;策略3实现了策略1向策略2的有效过渡和衔接, 保证了整体求解策略的顺利完成。
b.多个算例系统验证了本文所提方法在计算速度和结果方面的优越性, 可以为实时在线分析电力系统电压稳定问题提供一个新的支持工具。
c.该方法同时获取临界参数 (Pcr, Ucr, Ycr) , 不但可以利用常规的 (Pcr, Ucr) , 而且可以利用 (Ucr, Ycr) 或 (Pcr, Ycr) 空间上参考分析电压稳定, 做到了分析的多样化和普遍性。
临界参数 篇2
旋流器作为一种高效的分级、分离和离心沉降设备, 因其简便、易行被广泛应用于化工、冶金及石油等工业领域中[1]。旋流器中的旋流场并不是单纯的强制涡或者自由涡, 而是剧烈的湍流运动以及高剪切应力同时存在。因此, 当气泡、液滴的分离采用旋流器时就可能导致颗粒的破碎, 从而使分离效果恶化。所以, 研究旋流器中液滴破碎与临界操作参数之间的影响关系, 对旋流器分离效率的提高以及对旋流器结构的开发设计具有重要意义。
1 旋流场液滴破碎原因分析
实际应用条件下, 旋流器内的流动大多处于湍流状态, 导致液滴破碎的水力学因素可归纳为以下两个方面[2]:1) 由于时间平均速度梯度产生的黏性剪切力;2) 由于湍流而产生的瞬时剪切力和局部压力。
1.1 流场剪切力分析
假设旋流运动为轴对称运动, 即, 可得到拉氏坐标系下表示的剪切应力公式为[3]:
式中:μ为连续相黏度;uθ为流体在流场中的切向速度。
旋流器的分离过程主要发生在准自由涡区, 切向速度表达式为
将此式代入式 (1) 可得, 旋流场中的剪切应力表达式为[4]
通过式 (1) 可以看出, 尺寸结构已确定的旋流器的剪切应力主要受液-液体系的黏度以及切向速度的影响。切向速度的大小与入口操作参数的设置有关。而液-液体系的黏度受其两相的体积比大小影响, 当内相的体积比在某个较小的值以下时, 体系的黏度会随内相的增大而线性增大, 此时的体系为牛顿型流体。
1.2 液滴变形及破碎判据
分散相液滴直径为d, 表面张力为σ。由于剪切力的作用, 液滴会不断变形, 液滴变形的同时也发生旋转, 原来的球体变为椭球体, 液滴变形方向与长轴相同。
董守平[5]根据流体动力学, 假设液滴界面膜之间的内外压差与液滴的界面张力相等, 得出液滴所受剪切力与液滴形态及其表面张力的关系为
令, rab是液滴变形为椭球形液滴时长轴与短轴之比, 当液滴的长短比rab愈大, 分散相液滴所受的前切应力也愈大, 液滴也愈容易破碎。由α的表达式可知, rab≫1时, α≈1, 液滴形状接近丝状, 此时在微小的扰动下就会破碎。以此为临界状态, 则式 (3) 可改写为
对于一个振动的液滴, 在旋流场中表面经受剪切应力及湍流速度和压力的变化, 这些因素表征使液滴变形破碎的物理量。液滴自身还具有表面能, 表征使液滴保持球形和稳定的物理量。根据文献[6], 如果其动能Ek能够弥补单个液滴和由于破碎而产生的两个小液滴之间的表面能差, 那么这个液滴将处于不稳定状态。由于粒子的振动动能与ρcu2 (d) d3/ (σd2) 成正比, 液滴的最小表面能Es与σd2成正比。所以可根据液滴振动动能Ek与其表面能Es的比值来判断液滴是否可能发生破碎, 而这一比值称为Weber数。在液-液旋流器中, 对各向同性的均匀流, 液滴临界的Weber数可表示为[7]
式中:ρc为连续相密度, kg/m3;Qi为入口流量, m3/h;△P为入口和出口之间的压降, MPa;dmax为液滴临界直径;V为旋流器的体积, m3;σ为表面张力, N/m。
2 临界操作参数的确定及算例
2.1 临界操作参数的确定
旋流器发生腔直径为D, 进料入口直径为Di。将式 (3) 中的剪切力表达式代入式 (5) 可求得液滴破碎的临界切向速度为
式中:Vi为进料平均流速, α为与旋流器结构相关的系数。所以液滴破碎的临界进料平均流速Vic为
旋流器中液滴发生破碎可能性较大的地方有:1) 进口与旋流器旋流体连接的地方;2) 靠近旋流器壁的边界层。
取r=D/2, 则
在临界切向速度条件下, 旋流器进料流量为
将Vic取绝对值代入式 (11) 得到
式 (9) 和式 (12) 表明, 临界操作参数 (临界进料速度和临界进料流量) 与液滴的表面张力成正比, 与混合物系的黏度及液滴直径成反比。大液滴破碎为小液滴过程是熵增加的过程, 因此小液滴比大液滴更稳定, 能承受更大的剪切作用。
入口雷诺数计算公式为
式中:Di为旋流器进口直径;ρm、μm、γm分别为进入旋流器混合液的密度、动力黏度、运动黏度。
将Vic取绝对值代入式 (10) , 得临界入口雷诺数
将式 (9) 代入式 (11) 并整理得到临界入口流量与临界入口雷诺数关系
2.2 临界操作参数的算例
某旋流器旋流发生腔直径D=15 mm, 进料入口直径Di=3.6 mm。处理煤油与水的混合液, 含水量Ci=18%, 混合液的动力黏度μ=0.834×10-3Pa·s (t=22.5℃) , 表面张力σ=0.001 2 N/m, 液滴直径d=500μm=0.5 mm。连续相煤油的密度ρ=803 kg/m3, 运动黏度γ=0.756St。根据Kelsall’s的建议, α=3.7Di/D=3.7×3.6÷15=0.888。取n=0.75, 将数据代入, 得临界进料平均流速
临界进料流量:
3 结论
1) 当旋流器结构尺寸确定时, 临界操作参数 (临界进料速度和临界进料流量) 与液滴的表面张力成正比, 与混合物系的黏度及液滴直径成反比。液滴直径越小破碎小液滴所需的能量就越大, 因此小直径液滴能够承受更大的剪切作用。
2) 在实际工程应用中, 当给定旋流器结构尺寸时, 可以根据混合物物性确定最佳的进料流量与合理的进料入口压力, 获得最佳分离效率。当给定物性时, 可以合理设计旋流器的结构尺寸提高旋流器的处理能力。
参考文献
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临界参数 篇3
关键词：600 MW亚临界机组,滑参数停机,参数控制,节能效果
目前, 火力发电厂额定参数停机存在机组停运后汽轮机金属温度较高、增加机组检修工期的问题, 为了解决此问题, 本文提出采用滑参数停机的方法, 即在汽轮机调速汽门全开或部分开启的情况下, 借助于锅炉侧蒸汽参数的降低来减小汽轮机负荷, 以达到快速冷却机组, 实现停机。同时, 结合河北大唐国际王滩发电有限责任公司600 MW 1号机组的滑参数停机实际过程, 阐述了滑参数停机过程中的操作、控制方法, 分析了滑参数停机节能效果。
1 滑参数停机前准备工作
1) 与额定参数停机相比, 滑参数停机除了进行机侧相应油泵、盘车电机等启动试验外, 还要将汽缸温度等参数降至相对较低的水平, 要确认缸温、振动、缸胀、胀差等监视仪表的可靠性, 要核对就地与远传数据的一致性[1]。在滑参数停机前, 要将控制方式及时切换为全周进汽节流调节。而且为了实现滑停过程全程汽动给水泵供水, 机组辅汽系统应有可靠的备用汽源。
2) 在滑参数停机过程中, 汽温、汽压等参数的控制主要是通过锅炉侧一系列复杂操作来实现的, 锅炉方面也需要做好相应的准备工作:各种监视表计齐全可靠;等离子点火稳燃装置应可靠备用, 确保低负荷时能对锅炉燃烧起到良好的稳燃效果;给水调整门、减温水阀门、燃烧器的二次风门等阀门、挡板应操作灵活, 保证低负荷时相应参数的可靠控制;原煤仓料位指示应能够可靠地监视, 同时煤仓疏松振打装置应良好备用。尤为重要的是, 在滑参数停机前应进行燃料量的大致估算, 并根据平时机组运行中各制粉系统投入时锅炉的燃烧特性, 合理控制各煤仓上煤煤质和煤位, 既在保证滑参数停机过程中, 将制粉系统运行方式的控制作为控制蒸汽参数的主要可靠手段, 又要确保原煤仓全部烧空的停机目标。
3) 为了滑参数停机的顺利进行, 应制订严密的技术措施, 绘制滑参数停机过程中汽温与汽压相互对应的曲线, 确定滑参数停机的最终参数目标。组织运行人员学习, 有条件的单位可组织相关人员利用仿真机设备提前进行滑参数停机演练。
2 滑参数停机过程中的参数控制
在滑参数停机过程中, 用控制主蒸汽温度来控制汽轮机调节级金属温度, 所以滑参数停机过程中对蒸汽参数的控制便是关键, 汽温与汽压的匹配则是根本[2]。本次滑参数停机按照降温、降压区域划分为4个不同阶段, 以解析每个阶段温度控制特点。滑参数停机过程中蒸汽温度与调节级金属温度变化曲线如图1所示, 具体参数数值如表1所示。
2.1 第一阶段参数控制
第一阶段是滑参数停机初期, 应采用降低机组负荷、增加减温水流量的办法达到降低主、再热蒸汽温度、稳定蒸汽压力的效果。由于机组负荷和主、再热蒸汽温度及调节级金属温度均处于较高水平, 因此在降温过程中, 应控制减负荷速率和降温速率, 避免汽轮机金属部件产生较大应力[3]。另外此阶段负荷较高, 所以为配合煤仓烧空, 应加大上层制粉系统出力。
2.2 第二阶段参数控制
第二阶段机组负荷从50%额定负荷降到约25%额定负荷, 机组采取滑压运行方式, 即解除机组协调控制, 由运行人员设定目标负荷和负荷变化率, 通过减锅炉燃料量的方法降低蒸汽压力。在滑压过程中, 汽轮机调速汽门处于全开状态, 因此在汽压下滑时, 锅炉主、再热蒸汽温度处于平缓降低的状态, 并最终维持在一个相对稳定范围内[4]。在负荷降至50%额定负荷以下, 锅炉进入燃烧不稳定区, 此时要注意保证制粉系统的运行稳定性, 避免燃烧大幅波动, 同时及时投入等离子点火装置辅助稳定燃烧。在机组负荷降至170 MW时, 停止1号汽动给水泵, 采用2号汽动给水泵单独供水, 完成锅炉给水由主路到旁路的倒换, 避免汽水系统十八烷胺保养期间减温水量突变, 造成蒸汽温度较大波动。
2.3 第三阶段参数控制
第三阶段是配合设备人员对汽水系统进行十八烷胺保养。保养技术措施要求:控制锅炉过热器出口蒸汽温度在350~400℃范围内稳定运行4 h左右。由于该阶段前半程A、B制粉系统运行, 负荷稳定在140~130 MW, 整个炉膛火焰燃烧中心下降, 因此应配合使用减温水并下调再热燃烧器摆角, 使主、再热蒸汽温度和蒸汽压力缓慢下降;而后半程B制粉系统烧空, A制粉系统单独运行, 负荷会降至70 MW, 造成主蒸汽温度略有回升, 但汽压与再热汽温仍缓慢下降。
2.4 第四阶段参数控制
第四阶段属于滑参数停机的收尾阶段, 在汽水系统十八烷胺保养结束后, 利用A煤仓剩余煤量继续下滑参数, 此时应及时启动煤仓疏松、振打装置, 并密切监视煤仓煤位, 在煤仓烧空前应提前完成厂用电源的倒换操作。当机组负荷降至10%额定负荷以下时, 要保证汽轮机侧相应疏水门、喷水阀门联动正常。对比既定的滑停曲线, 在负荷降至17 MW时, 对应主汽压力为2.255 MPa, 蒸汽饱和温度为219℃[5], 此时蒸汽过热度为50℃, 已达到机组滑停的过热度要求安全值, 按滑停曲线要求进行打闸停机。另外, 随着锅炉热负荷降低和蒸汽流量的减小, 如果使用减温水就会对蒸汽温度带来较大影响, 造成锅炉汽温难控制、蒸汽带水, 威胁机组安全。此次滑参数停机采用了由上至下烧空煤仓的原则, 滑参数停机过程中炉膛火焰中心是逐渐下移的, 通过配合开大炉膛上部二次风门, 使大量送风经上部进入炉膛, 并配合关小再热蒸汽摆动燃烧器摆角等手段降低炉膛出口烟温, 因此, 本阶段通过燃烧调整已完全能满足降低蒸汽温度的目标, 避免了低参数时大量使用减温水给机组带来的不必要威胁。
2.5 滑参数停机过程中汽轮机侧重要参数变化
在滑参数停机过程中, 要密切监视汽轮机金属部件的变化情况, 要确保金属部件冷却均匀, 切莫因追求完美的停机终极参数而带来威胁机组安全的情况。同时要注意监视振动、胀差、轴向位移等直接反应汽轮机安全的指标变化情况。本次滑停过程中蒸汽参数、高中压缸膨胀、高中压缸胀差、低压缸胀差等参数变化较为平稳, 汽轮机各金属部件冷却均匀, 其中高中压缸左右侧膨胀分别由停机前的30.76 mm/29.96 mm降至17.16 mm/16.66 mm, 高中压缸胀差由-1.39 mm降至-2.66 mm, 低压缸胀差由15.08 mm降至8.03 mm, 均符合设备出厂要求。另外机组振动、轴向位移等指标也未出现大幅波动, 达到了安全停机的既定目标。滑参数停机过程中汽轮机膨胀、胀差、轴向位移等重要参数变化如图2所示。
3 滑参数停机的节能效果
1) 全程零燃油助燃。机组负荷降至240 MW后, 仅剩A、B、C制粉系统运行时, 启动等离子点火装置进行锅炉辅助稳燃。由于该机组是单层等离子装置, 因此在A层制粉系统停机前配制了优质煤种并更换等离子点火装置的阴极头, 避免了等离子点火装置在使用中出现断弧的情况, 保证了稳燃, 也避免了低负荷燃烧时投入燃油助燃。
2) 未启动电动给水泵的全程汽动给水泵供水。该厂给水泵汽轮机为双路低压汽源供气, 在负荷较高时, 采用本机四段抽气作为给水泵汽轮机汽源;在本机组负荷较低时, 高压辅汽联箱供气开始参与供气调节 (两台机组高压辅汽联箱通过连通管路互为备用) , 此时应提高临机高压辅汽联箱供气压力, 保证给水泵汽轮机运行可靠性, 完成滑参数停机期间的给水调节。
3) 完成停机前汽水系统十八烷胺保养。锅炉过热器出口蒸汽温度在350~400℃期间稳定3 h, 采用十八烷胺为介质的予膜法对机组热力系统汽水侧进行保护。在予膜前, 必须将凝结水精处理系统及在线仪表退出运行, 并做好隔绝措施, 防止树脂被十八烷胺污染;在予膜期间, 应停止本机组炉水、给水、凝结水加药泵运行, 并做好可靠隔绝。
4) 完成6个原煤仓全部烧空计划。滑参数停机原则上按由上至下的顺序, 对原煤仓逐个进行烧空, 但根据实际蒸汽参数控制需要、煤质特征及以往燃烧调整经验进行适当调整。本次滑参数停机, 根据调度负荷曲线提前完成F煤仓的烧空工作, 并对剩余5个煤仓的煤种、煤位进行了合理控制, 在停机期间根据参数控制的需要及时进行了补仓工作, 最终完成剩余5个煤仓的烧空工作。操作人员要密切监视各煤仓煤位, 在煤仓煤位到低限前及时启动疏松、振打装置, 并在煤仓煤位到较低值时提前下调其对应制粉系统出力, 防止煤量突然走空造成其他制粉系统出力突变带来蒸汽参数波动。另外, 根据本厂滑停经验, 当600 MW级机组负荷降到60 MW以下时, 蒸汽通流量较低, 继续降低汽轮机金属温度的效果已不明显, 若想追求较为理想滑停终极参数, 需要A层制粉系统有足够的煤量, 以保证滑停最后阶段机组负荷保持在60 MW以上。另外, 较高的负荷有利于锅炉燃烧的稳定, 可以通过利用减温水对蒸汽温度进行控制, 但此时应避免减温水的大幅波动。
5) 汽轮机调节级金属温度滑至244.8℃。本次滑参数停机在机组70%负荷 (420 MW) 时便开始降低主、再热蒸汽温度, 最终通过对蒸汽温度的有效控制将汽轮机调节级金属温度滑至244.8℃, 使金属温度均匀、缓慢降低, 保证了设备安全, 缩短了机组由盘车状态到汽轮机本体揭缸检修的时间, 从而有效的压缩了机组检修工期, 炉侧蒸汽参数也降至较低水平, 为锅炉进行带压放水、提前炉侧检修创造了良好条件[6]。
4 滑参数停机过程中的注意事项
虽然滑参数停机对压缩机组检修工期具有积极意义, 但是滑参数停机过程操作复杂, 为了保障机组的安全, 在滑参数停机时, 应注意以下事项。
1) 严格控制主、再热蒸汽温度下降速度, 控制汽缸金属温度下降速度在1.0℃/min内。
2) 严格控制主、再热蒸汽不低于50℃的过热度, 控制高压缸排汽不进入饱和区。滑停过程中若出现主、再热蒸汽温度10 min内下降50℃, 应立即打闸停机[3]。
3) 主蒸汽温度与汽轮机调节级温度要保持合理的温差, 既要保证汽缸的均匀冷却, 又要防止出现大的汽缸温差和胀差, 保证设备安全。
4) 锅炉侧应根据停机的需要, 采用有效的调节手段来控制蒸汽参数的平缓下降。在负荷较低阶段应停止使用减温水, 避免因减温水波动造成汽温骤降, 导致汽温跌至饱和温度以下, 造成汽轮机进水事故。
5) 停机过程中要保证机组主保护可靠投入, 若出现异常应立即停止滑停, 必要时打闸停机, 切勿盲目追求滑参数停机的终极参数而造成威胁机组安全的事件。
5 结论
1) 大型火力发电机组通过滑参数停机的方式将汽缸金属温度降至较低水平, 为机组检修的提前开工创造了有利条件。
2) 在滑参数停机过程中, 通过优化操作过程, 达到了锅炉无油助燃、汽动给水泵单独供水、6个原煤仓全部烧空等节能、高效的停机效果。
参考文献
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[2]袁斌, 张月.600 MW机组滑参数停机操作及分析[J].锅炉制造, 2008 (4) :21-23, 26.
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[5]严家騄, 余晓福, 王永青.水和水蒸气热力性质图表 (第二版) [M].北京:高等教育出版社, 2003:5.
临界参数 篇4
关键词：1000MW机组,超临界发电机组,优化设计
1 背景
作为电力行业最成熟的节能减排技术之一, 优化设计高效率、大功率燃煤发电机组是实现我国“十二五”期间节能减排目标不可或缺的有效措施。
到2009年12月, 我国已经发电的1 000 MW超临界机组达到19台, 虽然运行负荷小于70%, 但是平均煤耗达到了293 gce/k Wh的先进水平。值得注意的是, 外高桥第三发电厂煤耗为282gce/k Wh, 超过了国际最先进水平。
高参数超临界机组的发电煤耗比传统火电机组低40 gce/k Wh, 同时CO2单位发电排放量减少34%左右。
目前我国正在开发高参数、大容量级高参数超临界技术, 其热效率可以达到52%～55%, 如果该项技术取得突破, 单机发电煤耗就可以达到251 gce/k Wh, 同时CO2排放量降低约40%以上。
不同参数的火力发电机组热效率如表1所示。
2 优化设计与供电煤耗
目前, 主要有以下原因导致我国火力发电机组煤耗大:
(1) 机组没有优化设计;
(2) 实际运行负荷与设计最优负荷偏差大且机组频繁启停;
(3) 实际燃煤性质与设计煤种偏离。
根据有关报告, 德国某电厂的1 025 MW高参数超临界机组经过设计优化以后供电煤耗降为286 gce/k Wh。鉴于该经验, 我国开始重视对大功率机组设计优化。经过优化设计, 外高桥第三发电厂1 000 MW高参数超临界机组与传统设计的1 000 MW高参数超临界机组相比, 平均发电煤耗降低了10 gce/k Wh。
火电机组热效率、发电煤耗与CO2排放量这3个指标的发达国家平均水平、欧盟国家水平、世界平均水平如表2所示。
3 提高锅炉热效率
最近已发电的1 000 MW高参数超临界锅炉是由东方锅炉厂生产的。该种锅炉水冷壁采用螺旋管, 其考核试验热效率超过了93%。由于塔式锅炉的配风合理, 燃烧效率高, 所以飞灰和炉渣中未燃尽碳含量少, 所以热效率可以达95%。
3.1 锅炉优化设计
设计余热回收装置, 充分利用锅炉排烟热损失, 将烟煤锅炉的排烟温度设计在115～120℃, 进一步降低排烟温度;利用排烟余温加热、预热二次风和凝结水。通过这些设计手段可以大大提高锅炉热效率。
3.2 锅炉辅机单列
由于国外锅炉辅机性能稳定, 已经逐步取消了备用设备。近几年我国在辅机设计方面也逐步采用一台送风机、一台引风机、一台一次风机、一个回转式空气预热器的优化设计方案。通过这种方式不仅可以降低电站建设初期投资, 而且达到了减少电站建设投资总成本、免去系统切换、提高机组运行稳定性能、简化DCS系统、减少厂用电 (锅炉及其相关辅机的厂用电率控制在1%以内) 的多重目的。不过, 由于目前国内装备制造技术不是很成熟, 相关设备厂家开发出的适合于大功率发电机组配套使用的锅炉辅机性能尚不能达到实际要求。
4 汽轮机取消调节级
高参数超临界的汽轮机取消了调节级, 并且采用滑压方式运行。由于高压缸内取消了套环结构, 所以减小了汽机启停过程产生的热应力, 同时也可以减轻外缸质量。为了减小热应力, 高、中、低压缸轴可以采用焊接方式;汽机高压缸可以沿径向布置一级喷嘴, 缩小汽机轴的总体长度;改变气缸内进汽方式, 采用旋流进汽, 减少蒸汽湍流, 可以减小蒸汽节流损失;如果转子采用单点支撑方式, 还可以减小轴的长度;汽轮机调节系统、控制系统、保护系统的抗燃油可以取消;采用自吸斜齿结构替换机组中心油泵传统结构, 取消加注油的设备;采用三流环结构替换传统密封油系统结构;主汽阀和调节阀均采用浮动支撑方式;为了简化调节结构, 其他调节阀门之后的导汽管可以取消。根据相关报道, 到目前为止在国内投入使用的取消调节级同时采用滑压方式运行的汽机当中, 不少汽机高压缸8年以上无开缸大修经历, 稳定性以及安全性均处于国际先进水平。
5 再热蒸汽压力损失
国内电力设计院再热蒸汽压力损失一般设计取值为高压缸出口排汽压力的10%, 而蒸汽流经再热器压力损失约占一半, 蒸汽流经再热管段 (冷段再热蒸汽管压降为2%, 热段再热蒸汽管压降为3%) 压力损失占一半, 在以上压力损失的假设条件下, 设计再热蒸汽管道热段温降为3℃。发达国家的再热蒸汽压力损失设计不超过高压缸出口排汽压力的8%。再热系统的压力损失每降低1%, 汽轮机的热效率就减低0.1%。
我国外高桥二电厂的再热系统总的压力损失为7%。外高桥三电厂的再热系统不仅采用了外高桥二电厂的结构, 同时还进行了优化, 即没有完全采用加粗弯头直径的方法, 而是除了某些位置因设备空间狭小仍然采用1.5倍直径的弯头外, 其他弯头都采用管径大于3倍的弯管;为了减少该管道压损, 除上述措施之外, 外高桥三电厂还适当扩大了再热冷段直管道的直径。通过以上技术优化, 带来的效益有:
(1) 减少电厂建设投资。由于使用弯管减少了1.5倍直径弯头的数量, 而弯管的价格又低于弯头, 所以可降低工程造价20%左右。
(2) 减少蒸汽局部阻力损失。大于3倍管径的弯管局部阻力小于1.5倍管径弯头, 这样可以减少蒸汽在流经管道时的压力损失。优化设计之后的汽轮机效率得到提高, 热损失可减少18 k J/k Wh。
(3) 减少蒸汽管道振动。蒸汽流经1.5倍管径弯头时激振比较大, 而在大于3倍管径的弯管中则流速平稳, 产生的振动能量明显减少, 有利于系统的安全稳定运行。
6 给水泵采用全容量自带凝汽器汽动技术
高参数超临界机组给水泵采用全容量自带凝汽器汽动技术, 可独立开启 (具备独立功能) 。该改造有2个问题需要强调:
(1) 泵的运行不消耗电能, 从相邻的汽轮机抽取蒸汽作为汽源启动汽泵;
(2) 给水泵的汽动汽轮机有自己的凝汽设备。
受制于国内锅炉辅机产品不成熟, 我国已建和在建的1 000 MW高参数超临界机组关键部件和系统如全容量给水泵和自带凝汽器给水泵汽轮机都采用进口设备, 这无疑增加了机组初投资和发电成本。国外能生产相关配套设备的公司主要集中在欧洲。生产锅炉给水泵的有Sulzer、KSB等公司, 生产大功率汽机的有法国的阿尔斯通和德国的西门子。
现代大功率机组要求给水泵系统简单, 可控性好, 方便操作和控制, 并且具有很高的兼容性。全容量自带凝汽器汽动给水泵从技术、经济上与半容量共用凝汽器汽动给水泵比较, 能达到大功率机组对辅机设备的要求。国外电厂给水泵主泵、前置泵、给水泵汽轮机采用100%全容量自带凝汽器汽动技术之后比半容量给水泵效率提高大约3%左右。由此可见, 无论从技术还是经济角度来说该技术都是值得推广的。
该技术在我国没有大规模推广, 但是由于其有着调节简单等优点, 所以机组被迫停机次数大幅降低, 工作效率和稳定性大为提高。随着国内发电设备制造技术的成熟, 600 MW超临界和1 000 MW高参数超临界机组安装全容量自带凝汽器汽动给水泵将会成为我国大机组设计的主流发展方向。
7 辅助蒸汽预加热启动技术
传统直流锅炉启动存在消耗燃油量大、相关资源浪费严重的问题, 针对这个现象我们引入了辅助蒸汽预加热启动技术。此项技术的关键是改变了传统直流锅炉启动过程中的燃油点火方法, 引入了辅助蒸汽对直流锅炉进行预加热。
改造后待启动直流锅炉通过利用相邻汽轮机所排放的蒸汽进行预加热, 到点火时它已经可以达到相当的温度和压力, 从而使启动锅炉所需要的燃油强度和燃油时间大大缩短, 总体耗油量因此可以下降一个数量级以上, 能源消耗和启动成本显著降低。
此技术还可以与稳燃技术同时使用, 使锅炉由冷启动转变为热启动, 从而大大优化烟风系统的运行条件, 改善锅炉的点火和稳燃条件, 显著提高锅炉启动的安全性。
8 加装低温省煤器降低能耗
通过在锅炉尾部 (吸收塔前端) 加装低温省煤器装置, 以补充水或凝结水作为冷却水, 这样就可以取消脱硫系统的烟气换热器 (GGH) 。低温省煤器采用并联或者串联方式接入热力系统, 从低压加热器出口引出全部或者部分凝结水, 凝结水在低温省煤器中加热升温后返回低压加热器的入口端。
加装低温省煤器具有如下优点:
(1) 提高机组热效率。随着脱硫技术的不断进步, 低温省煤器技术也随之变得更加成熟。通过在脱硫吸收塔入口位置引入低温省煤器加热装置, 利用凝结水加热吸收锅炉尾部烟气的热量以降低排烟温度, 可以使烟气进入脱硫塔时温度由原来的140～150℃降低到50℃左右, 而凝结水则被加热到了51℃。这就有效减少了因锅炉排烟热损失带来的能源浪费, 较好地提高了余热回收效率, 节约了燃煤, 经济效益较为明显。
(2) 节水效果明显。通过将低温省煤器加热装置布置在脱硫吸收塔的上游, 可以大大降低脱硫系统对工业冷却水的使用量。根据百万千瓦机组相关数据, 通过加装低温省煤器装置, 可以使用于脱硫冷却系统的工业水消耗量平均值由原来的157.04 t/h减少到93.2 t/h, 和之前相比消耗量减少了40.6%, 每年的节水费用相当可观。同时, 因使用冷却工业水所导致的污水排放量和水处理费用都将大大减少, 相比于传统意义上高压机组的低压省煤器具有更高的经济效益。
9 烟塔合一技术
采用烟塔合一技术可以简化烟气系统设计, 取消GGH, 避免未净化烟气通过GGH向脱硫装置泄漏问题;降低烟气的进塔温度, 减少热损失, 减小烟气阻力;可以将锅炉引风机和脱硫增压风机合并以节省增压风机, 进而优化设计, 降低发电成本;烟气通过冷却塔进行排放可以有效提高冷却塔的冷却效率, 降低循环水泵功耗, 进而提高电厂的热效率。
1 0 高压加热器
在我国, 百万千瓦高参数超临界机组普遍采用卧式管板U型管双列高压加热器设计。电厂通过配置高压加热器系统, 可以有效提高热效率, 节省燃料, 并有助于机组安全运行。同时, 高压加热器系统安装调试较为简单, 可以在需要时进行快速投入与退出。
1 1 高低压旁路系统
高低压旁路系统是现代热力系统的一个组成部分, 在国内外许多大型机组上已经得到了广泛应用。当锅炉和汽轮机的运行情况不相匹配时, 多余部分蒸汽可以不进入汽轮机而经过旁路减温减压后直接引入凝汽器, 从而提高机组运行可靠性。
旁路系统的容量和功能配置在各国均不相同, 根据对旁路系统的具体需求不同, 目前世界上主要有以下几种旁路配置:在美国, 小于20%BMCR的小旁路系统得到了广泛应用, 其主要作用是用于机组启动;欧盟各国更倾向于使用100%BMCR高低压大旁路系统, 在德国, 这种配置更是被应用到了大部分的高参数超临界大机组中。在具体使用中, 应根据汽轮机不同型号进行选型, 选取容量合适、功能符合要求的高低压旁路系统。
根据汽轮机发电系统不同需求, 高低压旁路系统具体功用如下:
(1) 改善机组启动特性。旁路系统可以满足机组在冷态、温态、热态各种不同方式下启动的要求。启动初期, 旁路控制系统控制打开旁路阀门, 保证一定蒸汽流量流向旁路, 加速主蒸汽和再热蒸汽的压力及温度提升, 进而有效地缩短机组热启动时间。旁路控制系统能保证锅炉汽温与金属温度尽可能匹配, 建立与汽轮机相适应的汽温和气压, 降低金属部件的热应力和疲惫寿命损耗, 延长汽轮机组使用寿命。
(2) 使机组故障时停机不停炉。当发生电气故障机组甩负荷时, 旁路系统可以保证锅炉在允许的蒸发量下运行, 多余蒸汽则被引往凝汽器, 从而保证锅炉能维持在某一稳定负荷运行而不必停炉;故障排除后能够迅速恢复发电, 减少停机时间, 保证发电系统的稳定运行。
(3) 使机组带厂用电运行。当电网发生故障时, 通过投入旁路系统, 锅炉可带厂用电在不投油最低稳燃负荷状态维持运行, 以作为电网的备用电源, 加快电网的恢复供电。电网可以有选择地使少数机组旁路系统具备带厂用电功能, 这样既节约投资, 又可以保证电网的安全可靠运行。
(4) 提升机组安全性能。配备高低压旁路系统, 当机组出现故障时, 高压系统可以实现快速开启, 泄走多余蒸汽, 取代再热器安全门发挥作用。在这里需要注意的是低压旁路仍须配置再热器安全门, 因为出现真空故障时低压旁路将被闭锁, 大量蒸汽将无法进入凝汽器, 这时高压旁路来的蒸汽就可以通过再热器安全门进行释放。
1 2 背压参数优化
目前在我国应用较为广泛的是1 000 MW高参数超临界机组, 设计参数为四缸四排汽机, 双背压范围为4.5～5.7 k Pa, 平均背压达到5.1 k Pa。在国外, 丹麦Skaebaek电厂400 MW超临界二次中间再热机组设计背压为2.2 k Pa (海水冷却) , 净效率可达49%;德国已成功研制五缸六排汽的百万千瓦级高参数超临界机组。
受目前国内五缸汽轮机成功应用案例较少、对轴系稳定性仍存忧患等问题的困扰, 我国目前对汽轮机背压优化设计研究还比较少。随着汽轮机技术的发展, 例如西门子汽轮机推拉杆和单支点轴系等技术的出现, 单轴四缸已不再是大机组发展的限制因素, 轴系稳定性也已不存在任何问题, 国内已有成功应用案例, 这些都有助于推动我国百万千瓦级汽轮机技术的发展。
通过采取增加汽轮机的排汽面积, 增加气缸数量, 减少余速损失等优化措施, 可以获得更低的背压, 汽轮机的发电效率因此可以大大得到提高, 从而优化了汽轮机组的经济性能。
1 3 结语
本文介绍了我国高参数超临界机组的发展状况, 对目前较为成熟的高参数超临界机组优化方案进行了分析, 指出不同优化方案的优缺点, 为以后高参数超临界机组的优化设计提供了相关参考。同时, 对于将投运的高参数超临界机组进一步完善集成优化设计方案, 提高运行经济性具有重要指导意义。
参考文献
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临界参数 篇5
低NOx燃烧技术是指通过改变燃烧条件来降低NOx排放的技术, 主要分为低氧燃烧技术、空气分级燃烧技术、燃料分级燃烧技术及烟气再循环技术等。低氧燃烧是指燃烧过程在接近理论空气量的条件下进行, 这是最简单的控制NOx排放的技术, 不需要对燃烧系统进行改变, 仅需要在运行过程中控制入炉风量。空气分级燃烧技术是指将助燃的空气分成多股, 逐渐与煤粉发生混合燃烧, 这样可以使局部区域的空气燃料比降低, 达到抑制氮氧化物生成的目的。燃料分级燃烧技术是指根据煤粉燃烧的特点, 将燃烧分为一次燃烧区、再燃区和燃尽区。其中一次燃烧器中为氧化性气氛;再燃区中为还原性气氛, 在这种气氛下生成碳氢化合物基团, 这些基团可以将一次燃烧区中生成的NO还原为N2;燃尽区的过量空气系数α>1, 燃料在燃尽区可以实现完全燃烧。烟气再循环燃烧技术是指将尾部的烟气掺混入一次风中, 一方面使氧气浓度降低, 另一方面使火焰的温度降低, 可以有效地抑制NOx的生成。
2 当前低NOx燃烧技术存在的问题
尽管低NOx燃烧技术的使用对控制NOx的生成起了很大的促进作用, 但由于燃烧过程和NOx生成过程的复杂性, 上述低NOx燃烧技术在使用过程中仍存在一些亟待解决的问题。如低氧燃烧技术和空气分级燃烧技术虽然调节方式比较简单, 但控制排放的效果却并不是特别理想:氧量过低时会使飞灰含碳量和CO含量增加, 并引起高温腐蚀及炉膛水冷壁结渣;氧量过高时会使排烟热损失及NOx排放量增多。另外, 随着锅炉机组运行时间的不断增加, 其最佳运行工况也会发生变化, 出现实际运行工程偏离最佳工况的现象。因此, 无论采用何种低NOx燃烧技术, 运行参数都有相当大的优化空间和潜力[1]。
3 600MW超临界机组低NOx运行参数的协调优化策略
3.1 SOFA风量的协调优化
SOFA (分离燃尽风) 的风量对锅炉机组的影响是多方面的。一方面, 在SOFA风量比较大的情况下向火侧的还原性气氛较强, 增强了燃烧系统还原NOx的能力, 减少了NOx的排放量;另一方面, 由于在600MW超临界锅炉中燃尽风的喷嘴均采用多层布置的方式, 这会使炉膛的火焰中心向上移动, 在SOFA风量增大时会缩短燃料在炉内的停留时间并使上部炉膛的温度升高, 使减温水量和排烟温度增大, 降低了锅炉的经济性。因此, 在锅炉实际的运行过程中需要根据机组燃烧所用的煤种情况进行试验测试, 选择合适的SOFA风量, 根据国内学者已有的研究发现, 在SOFA风量为正常风量的75%时, 可以对锅炉的燃烧情况起到较好的优化作用。
3.2 锅炉燃料的协调优化
锅炉燃烧所用的不同煤种性质差别较大, 主要体现在挥发分含量、水分和含氮量等存在较大差别, 这都会直接影响锅炉的燃烧过程。在燃料挥发分含量增加的情况下, 由于着火过程提前, 有利于热力型NOx的生成;在燃料含氮量增加时会使燃料型NOx的生成量增加;当燃料的水分含量比较大时, 会使着火过程延后, 增加了燃料与空气的混合时间, 使燃料型NOx生成量增加, 同时水分增加会降低燃料的发热量, 导致热力型NOx生成量降低, 但由于燃料型NOx的量大于热力型NOx的量, 因此水分增加会使总的NOx生成量增加。燃料的成分不同导致燃烧过程的飞灰含碳量、排烟温度及各种排烟热损失的数值存在较大差别, 直接影响到锅炉的热效率和机组的发电煤耗。对电厂来说, 在选择煤种时应综合考虑上述因素, 通过成分分析及现场试验选择煤种, 从而达到降低NOx排放量和提高燃烧效率的目的。
3.3 炉膛氧量的协调优化
炉膛氧量的增加有利于燃烧过程NOx的生成, 600MW超临界锅炉中的相关实验结果显示:若将3.23%的含氧量作为基准, 当炉膛氧量增大到3.73%时, NOx的排放浓度会增大16%;当氧量降到2.25%时, NOx的排放浓度会降低5%。这主要是由于随着炉膛氧量的增加, 使得燃料中的氮更有利于被氧化成NOx, 增大了燃料型NOx的生成量, 同时由于炉膛温度随氧量的增大而升高, 使热力型NOx的生成量增大。炉膛氧量增加使燃料的燃烧更加充分, 降低了锅炉燃烧的固体不完全燃烧热损失, 提高了锅炉效率;但炉膛氧量增加意味着炉膛送风量的增加, 使得燃烧后的烟气量增加, 导致排烟热损失增大, 降低了锅炉效率。因此, 在锅炉氧量增加的情况下, 锅炉的效率是提高还是降低取决于固体不完全燃烧热损失与排烟热损失的改变量之和。由于在炉膛氧量减小时排烟热损失是锅炉损失的主要组成部分, 因此锅炉效率会随着炉膛氧量的减小而增大。因此, 考虑到NOx的生成量和锅炉的热效率, 应针对锅炉所用煤种的性质确定合适的炉膛氧量, 在保证燃料完全燃烧的情况下尽可能降低炉膛氧量, 目前的研究认为炉膛氧量维持在3%~3.5%时对锅炉的运行比较有利[2]。
3.4 锅炉负荷变动的协调优化
对于600MW的超临界机组来说, 有时会出现低负荷运行的情况。在炉膛氧量相同的情况下低负荷运行时的NOx排放浓度相对较低, 这主要是由于在负荷较低时炉膛的温度较低, 有利于抑制热力型NOx的生成。低负荷运行时锅炉的总体效率略有下降, 这主要是由于低负荷时锅炉的散热损失和固体未完全燃烧热损失增大。在电厂实际的低负荷运行过程中经常出现NOx排放浓度增大的情况, 这主要是由于电厂习惯采用“低负荷, 高氧量”的方法来降低飞灰含碳量, 在飞灰含碳量降低的同时增大了锅炉的排烟损失和NOx的生成量。因此, 机组在低负荷运行时应根据煤种的情况适当降低炉膛的氧量, 这样可以有效控制NOx的生成和提高锅炉效率。
4 结语
我厂采用的锅炉燃烧方式为四角布置切圆燃烧, 布置6层24只低NOx直流燃烧器, 属于比较典型的布置方式, 可以尝试采用本文介绍的低NOx运行参数协调优化策略。此外, 我厂机组在锅炉尾部采用以液氨为还原剂的选择性催化脱硝工艺 (SCR) , 因此还需要在锅炉实际的运行过程中对锅炉燃煤成本和SCR脱硝装置的实际运行成本进行分析, 根据实际情况对机组的低NOx运行参数进行协调优化。
参考文献
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临界参数 篇6
目前, CO2管道输送普遍需要解决的问题是降低成本, 国内外经验项目是将管道提高到临界压力以上, 并维持相应温度使CO2保持密相或超临界态进行输送[6]。成本一般用每吨CO2来描述, 对于250 km的运距, 管道输送的成本约1~8 US$/t CO2, 中国的输送、封存、监测费用平均在5 US$/t CO2左右[7], 输送成本在三分之二左右。以同样规模管道输送CO2, 由于陆上输送特殊的地理条件, 如人口稠密区等对输送成本很有影响, 使得陆上管道比海上管道成本还要高出40%~70%[8]。超临界态输送时维持在13.79~20.68 MPa管线成本较低, 还有文献表示, 除超临界运行外, 大管径也是降低成本的途径, 增加管径可以降低沿管道的压降, 从而减少机泵的输入功率, 减少运行成本, 但管道初投资会随着管径增加而增加[9]。所以, 有必要对重要的输送参数进行讨论, 分析其对输送成本的影响规律, 更好的提高超临界CO2管道输送的经济性。
1 超临界CO2的性质
纯CO2的临界点:7.38 MPa, 31.4℃。当温度和压力均超过临界点时, CO2就进入超临界态。超临界CO2密度接近液体, 粘度与气体接近, 扩散系数比液体大, 传质性能好, 表面张力为零。超临界CO2同样具有压缩性, 压缩仅仅使其密度增加, 不会形成液相[10,11]。
超临界CO2在临界点附近的一个重要特征是, 物性随温度和压力的变化非常剧烈, 临界点附近微小的温度和压力变化就能导致其特性的改变。因此, 超临界CO2管道输送过程中, 输送参数的合理选择, 既能保证输送安全又能提高输送的经济性。
2 超临界CO2输送过程管内能耗及成本计算
根据模拟计算可以得到管道的温降和压降。管道输送过程中流体消耗的能量主要包括压降产生的能耗和温降产生的能耗两部分。
式中:W———能耗, J
Q———流量, m3/s
ΔP———压降, Pa
c———定压比热容, J/ (kg/℃)
m———质量, kg
ΔT———温降, ℃
在管道输送的模拟计算中, 根据国外CO2管道输送经验及E.ON英国公司推荐使用PR方程对CO2进行热力计算, 使用BBM方程进行水力计算。
输送距离越远, 管道的压降和温降也就越大, 流量的大小直接影响着输送效率的高低, 而总传热系数的选取对于管道输送过程中的温度变化有着重要的作用, 因此合适的参数选择对于提高管道输送的经济性具有重要意义。
输送过程中流体压降和温降消耗的能量来源于压缩机及冷却器等设备, 最终可归结为电能的消耗。因此, 可以将输送过程中消耗的能量通过电能转化为输送成本, 更加直观明了。
3输送距离对成本的影响
在通过计算得到管线的能耗后, 假定每度电的成本为1元, 将能耗转化为输送成本, 则得出了不同状态下每吨CO2输送一定距离所需要的成本, 如图1、图2所示。
计算条件为: (1) 管长400 km, 管径300 mm, 管壁粗糙度0.045 7 mm; (2) 总传热系数0.9 W/ (m2·℃) , 环境温度15℃; (3) 流量100 t/h; (4) 管道的入口温度分别为40℃、45℃、50℃、55℃、60℃, 管道出口压力分别为9 MPa、15 MPa。
由图1、图2观察得, 在0~200 km内每输送一吨超临界CO2的成本随输送距离是逐渐增加的, 当输送距离超过200 km后, 输送成本基本保持不变。结合输送过程的温度变化规律可知, 在输送距离超过200 km后, 流体温度下降到与环境温度相近并保持不变, 这说明在输送过程中流体消耗的能量主要取决于温降。在出口压力相同的情况下, 随着管道入口温度升高输送每吨CO2的成本是逐渐增加的, 由于入口温度选取的间距是相等的, 所以成本也大致呈等差增长。如:对于图2来说, 输送距离为250 km, 40℃比45℃管线每吨节省3元, 当流量为100 t/h时, 每小时便可以节省300元, 经济性是很明显的。所以长距离、低温输送是比较合理的。比较图1和图2可知, 随着出口压力的升高成本是逐渐减小的, 以入口温度60℃为例:200 km处的成本分别是47元、31元, 所以在相同的输送距离下高压输送可以降低成本。综上所述, 长距离, 低温高压输送是比较经济的输送方式。且高压输送的压降比较小, 在满足压力要求的情况下可以输送更长的距离, 从而减少了沿程中泵的数量及输入功率, 减少运行成本;流体加热需要耗费大量的能量, 低温输送也减少了运行成本。
4 流量对成本的影响
在其他条件相同的情况下, 改变管径, 探讨在不同输送管径下管输流量对输送成本的影响规律。
计算条件为: (1) 管长300 km, 管壁粗糙度0.045 7 mm; (2) 总传热系数0.9 W/ (m2·℃) ; (3) 环境温度15℃, 入口温度40℃, 出口压力12 MPa; (4) 管径分别为250 mm、300 mm、400 mm、450 mm, 流量分别为60 t/h、80 t/h、100 t/h、150 t/h、200 t/h。
由图3和图4观察得, 输送距离为105 km时, 每吨CO2的输送成本随流量的增加逐渐减小, 且减小幅度是减缓的;输送距离为300 km时, 当流量达到一定值时, 输送成本反而会增加。所以, 随着输送距离的增加, 管道可承受的流量范围是减小的, 管道的相对最经济流量是减小的, 每个管径都有其相对最经济流量。因此, 当流量不变, 输送距离增加时, 需要增大管道直径。随着超临界CO2管道输送技术的发展, 输送流量和管道长度都会随之增加, 因此, 与天然气管道相似CO2也会朝着大管径方向发展。如图4所示, 对于DN300、DN400两条管道, 当输送流量小于270 t/h时, 相同流量DN300输送更为经济;当流量大于270 t/h后, 相应的大管径成本更低。综上所述, 对于某输送条件均确定的管道要尽量使其运行在相对最经济流量值附近, 流量过大或过小都会造成输送成本的增加。
5 总传热系数对成本的影响
在保证其他条件相同的情况下, 改变管道的入口温度和出口压力, 分析在不同输送状态下管道输送成本与总传热系数的关系。如图5、图6。
计算条件为: (1) 管长300 km, 管径300 mm, 管壁粗糙度0.045 7 mm; (2) 总传热系数0.9 W/ (m2·℃) , 环境温度15℃; (3) 流量120 t/h; (4) 管道的入口温度分别为40℃、50℃、60℃, 出口压力分别为9 MPa、15 MPa; (5) 根据《油气集输规范》[12]GB50350-2005, 分别选取管道保温输送时的总传热系数0.84 W/ (m2·℃) 、1.3 W/ (m2·℃) , 管道不保温输送的总传热系数2.5 W/ (m2·℃) 、3.02 W/ (m2·℃) , 和中间值1.9 W/ (m2·℃) 。
由图5和图6观察得, 管道输送成本随总传热系数的变化波动并不大。总传热系数为0.84 W/ (m2·℃) 时具有比较明显的保温效果, 且出口压力越高效果越明显。总传热系数为1.3 W/ (m2·℃) 时与不保温时输送成本相差不大, 位于保温与不保温之间的传热系数1.9 W/ (m2·℃) 是所有方式中成本最高的, 因此建议不要使用这两种保温方式。不保温时的两种总传热系数, 3.02 W/ (m2·℃) 时更节省成本。高压输送更能节省成本, 这与前文结论相一致比较。目前, 国外的实际工程案例中, 一般只要求输送过程压力维持在临界压力以上即可, 所以建议采用不保温输送, 这样也可以节省保温材料的成本。比较图5和图6可知, 入口温度和出口压力对输送成本的影响比较大, 所以在实际情况允许的条件下, 应尽量选择高压低温输送超临界CO2。
6 结论
(1) 当输送距离超过一定值后, 输送成本基本保持不变, 主要是因为此时流体温度下降到与环境温度相近, 这说明在输送过程中流体消耗的能量主要取决于温降。
(2) 综合输送距离与总传热系数对输送成本的影响可知, 长距离, 低温高压输送是比较经济的输送方式。
(3) 对于输送条件确定的管道, 要尽量使其运行在相对最经济流量附近, 既可以提高输送效率又能降低输送成本。
(4) 总传热系数对输送成本的影响比较小, 当管道输送采用保温输送时建议选取总传热系数为0.84 W/ (m2·℃) 左右, 不保温输送时采用3.02 W/ (m2·℃) 左右的总传热系数。
摘要：在超临界CO2管道输送参数的选取过程中, 能耗及经济性是重要的参照标准。通过对输送过程进行模拟, 计算由流体温降和压降所产生的能耗及成本, 得到了各参数对输送过程经济性的影响规律:每输送一吨超临界CO2的成本随输送距离先逐渐增加后基本保持不变, 长距离、低温高压输送是比较经济的输送方式。输送条件都确定的管道要尽量使其运行在相对最经济流量值附近, 流量过大或过小都会造成输送成本的增加。总传热系数对输送成本的影响不是很大, 在保温与不保温情况下都有比较经济的总传热系数值。
关键词：超临界,二氧化碳,管道输送,距离,流量,总传热系数,成本,经济性
参考文献