机组负荷率（精选8篇）
机组负荷率 篇1
引言
大唐韩城第二发电有限责任公司(以下简称韩二公司)装有4台600MW燃煤火电机组。其中,1#、2#机组是供电煤耗较低、经济性较好的亚临界湿冷机组,3#、4#机组是供电煤耗相对较高的亚临界直接空冷机组。近年来,由于陕西电网备用容量充足,4台机组全年负荷率平均只有60%～65%,机组经常因系统负荷容量偏低调峰停机,从而造成机组供电煤耗相对偏高。因此,研究机组启停成本与机组停运后其他机组负荷率提高造成的供电煤耗降低收益之间的关系,就显得尤为重要。
1 研究思路
韩二公司共有4台600MW机组,单台机组调峰的最小负荷是300MW,最大负荷是600MW。设全厂总负荷为P,则负荷分配方式为:
1)当1800MW
2)当1200MW≤P≤1800MW时,机组可以运行4台;也可停运1台,运行3台,需要考虑机组开机方式及经济性问题。
3)当900MW≤P<1200MW时,机组可以运行3台,停运1台;也可运行2台,停运2台,需要考虑开机方式及经济性问题。
4)当P<900MW时,由于机组调峰的最小负荷是300MW,只能运行2台机组,而一期2台机组经济性要远好于二期,因此尽可能运行一期2台机组。
5)本文不考虑单台机组的运行情况。
在一定的总负荷下,全厂的供电煤耗主要取决于不同煤耗水平机组的负荷分配。因此,文中研究的重点就是对第2种、第3种情况下的全厂总负荷。以50MW为一个变化步长,通过模拟组合不同机组运行,在每个点比较煤耗差值,找出不同负荷工况下不同机组运行组合后供电煤耗的下降值,根据下降幅度计算日节约费用(日节约费用=煤耗降低值×日供电量×标煤单价),再用机组启停的生产消耗除以此费用,得出需要收回机组启停成本的最低天数,从而得出是否值得启停机组以换取运行机组负荷率的提高及煤耗的降低,并为该公司科学安排开机方式提供依据。
在一定负荷下,某一机组的供电煤耗并非为定值,因汽轮机冷端工况受环境温度影响较大,造成汽机热耗变化较大进而影响到供电煤耗,空冷与湿冷机组对环境温度变化的反映也不相同,空冷机组更敏感。因此,对各机组的供电煤耗加入了环境温度修正。为简单明了,仅对冬季、夏季两个典型季节下的煤耗进行环境温度修正,并规定冬季环境温度为1～5℃,夏季温度为31～35℃。
2 机组启停成本计算
机组每启停一次,需要消耗煤、油、水、电、汽以及化学药品,停炉后还会造成热能损失等,按照启停消耗量及各自单价就可计算出启停一次成本。
表1所示为韩二公司一、二期机组启停成本计算表。从表1中可以看出,一期机组调峰冷态启停一次,消耗生产成本约86.6万元,二期机组启停一次,消耗生产成本约98.5万元。
3 不同开机方式及不同负荷率下供电煤耗的变化
为了找到最优的全厂供电煤耗,调取整理了自机组投产以来各台机组在不同负荷率、不同环境温度下的供电煤耗历史数据,形成数据库,并以此为基础开发了全厂负荷经济调度软件。只要输入全厂总负荷及运行机组、环境温度信息,软件就能根据等微增煤耗率原理计算出全厂最优供电煤耗并自动分配不同机组负荷。依据该软件,以总负荷50MW为一个变化步长,在这两个负荷区间,假定不同的开机方式,计算全厂最优供电煤耗。
为了说明问题,整理时对数据进行了简化,当一个单元仅有1台机组运行时,供电煤耗一期取1#机数值,二期取3#机数值。
表2～表5所示为根据该软件计算结果整理汇总的全厂负荷900～1200MW、1200～1800MW冬季、夏季工况下不同开机方式的全厂最优供电煤耗。
4 机组启停调峰经济性分析
将以上表格数据进行分析整理,按照全厂总负荷不变、停运1台机组后运行机组煤耗降低所得收益与机组启停一次成本进行比较的方法,分析计算出当全厂900MW≤P<1200MW时以及当全厂1200MW≤P<1800MW时冬季、夏季环境温度下的煤耗变化及成本回收周期。
4.1 冬季工况机组调峰收益分析
冬季工况不同开机调峰方式收益与启停机组成本回收周期对比如表6、表7所示。
1)全厂负荷在1100MW以下时,除二期2台机组全部运行工况外,其余情况下两机运行经济性优于三机运行,总负荷越小,经济性越明显。
2)负荷1100MW以上时,一、二期各运行1台机组的经济性不如一期运行2台,二期运行1台的三机组合。
3)全厂负荷在900～1050MW,停运二期1台机组,运行一期2台机组全厂供电煤耗显著降低,启停费用在2.3～4.4d就能收回。
4)全厂负荷在1100～1200MW,停运二期1台机组,运行一期2台机组,启停费用最慢需要7.5d才能收回,最快需要4.8d能收回,如果负荷率长期比较低的话,可以考虑停运二期1台机组。
1)全厂负荷在1200～1550MW,3台机组运行经济性都优于4台机组,且总负荷越小,经济性越明显。
2)1600～1800MW,一期1台机组、二期2台机组运行经济性反而不如四机运行。
3)全厂负荷在1400～1600MW,不宜停运一期机组,因为全厂供电煤耗降低得很小,启停费用收回时间比较长,只有长期负荷率很低时才可考虑。
4)全厂负荷在1600～1800MW,不宜停运机组。因为如果停运1台一期机组,全厂供电煤耗会因停机而升高;如果停运1台二期机组,启停费用收回时间在5.6～18.5d,回收周期较长。
4.2 夏季工况机组调峰收益分析
夏季工况不同开机调峰方式收益与启停机组成本回收周期对比如表8、表9所示。
1) 全厂负荷在900～1050MW,除二期2台机组全部运行工况外,其余情况下两机运行经济性都优于三机运行,且总负荷越小,经济性越明显。且运行一期2台机组煤耗最优,启停费用在2.7～7.1d就能收回。
2)负荷在1000～1050MW,一、二期各运行1台机组的两机运行方式较一期运行2台、二期运行1台机组的经济性没有明显优势,1100MW以上时,经济性反而下降。因此,1050MW以上时不建议此种方式运行。
3)全厂负荷在1050～1200MW,停1台机组需要在4.50～11.30d方可收回启停费用,因此,当负荷率长期比较低时可考虑停运1台二期机组。
4)全厂负荷在1200～1350MW,3台机组运行经济性都优于4台机组,且总负荷越小,经济性越明显。
5)全厂负荷在1200～1800MW,一期两机二期一机的三机运行方式经济性都优于四机运行。
6)1350MW以上负荷,停运一期1台机组后,3台机组运行方式供电煤耗反而较四机运行上升,因此不宜停运一期机组。
7)全厂负荷在1600MW以上时,停运一期机组煤耗反而升高,停运二期机组,启停费用需7.3～12.2d方可收回,时间较长,所以此负荷区段不宜启停机组。
5 应用实例
以韩二公司2011年2月、3月生产主要指标为例对比分析(见表10、表11)。
1)2011年2月,全月平均负荷1211MW,最大负荷1550MW,由于各种原因,全月有三机运行(一期1台,二期2台)和四机全部运行方式,都是非经济运行方式,全月平均负荷率只有65.56%,平均供电煤耗332.40g/kWh。
2)2011年3月,全月平均负荷1180MW,最大负荷1500MW,全月以三机运行方式为主(一期2台,二期1台),1#机因设备原因短时停运,基本处于经济运行方式,全月平均负荷率73.46%,平均供电煤耗327.97g/kWh。
3)若2月份按照3月份方式运行,负荷率可以提高,供电煤耗明显下降,按供电煤耗简单计算两者效益差折合成标煤约3605t,按标煤单价700元/t估算,2月份减少利润252.4万元,停运1台机组调峰完全值得。
6 结语
在总负荷不变的前提下,韩二公司4台机组在满足调峰负荷需求时,停运二期经济性较差的机组提高运行机组的负荷率,超过一定时间,都会带来全厂经济性的提高,且机组负荷率越低时,提高越显著。但停运一期经济性较好的机组时,在提高一定负荷率时,经济性有所提高;超出该负荷率后,因机组煤耗微增率的变化,经济性反而降低。因此,因机组特性不同,并非所有的负荷率提高都能提高其经济性。
机组负荷率 篇2
关键词：大容量 火力发电机 切负荷 电网 旁路系统
中图分类号：TM611文献标识码：A文章编号：1674-098X（2014）01（c）-0093-01
1 FCB功能概况
FCB指的是一种自控功能，该种自控功能的实现要求发电机能够在比较快的时间内将对外供电过程中所产生负荷全部甩出，还要求发电机组能够在高于负荷值时，使其得到运行，虽然其起因是内部或者外部的电网发生故障，或者在特定情况下实现电网解列，其主要目的是为了维持发电机解列带厂用电运行，或者即使解列带厂发生停机时，也不会发生停炉问题。主要效果是能够有效避免锅炉MFT时，不断减少机组以及电网供电的时间，为发电机能够安全停运提供条件。一般情况下，FCB可以分为三种情况，一种是停网不停电，A二是发电机外部发生故障时，汽轮机在不发生跳闸的情况下，使得带厂用电负荷能够很好的运行下去；第三，虽然停机单并不停炉，此时锅炉仍然能够继续保持稳定，即使发电机-变压器组内部故障联跳汽轮机或者汽轮机故障跳闸时。
2 FCB功能的各国发展历史与现状
2.1 中国
FCB会对锅炉、汽轮机等机器的安全性能造成一定的影响，因此虽然在理论上FCB有很多的功能，但是在实践中对实现FCB功能发电机组的研究并不是很多。投入试验的设备也比较少，同时，在生产过程中，得到应用成功的例子也很少。在该文中，笔者选取了三个较为成功的大容量火电机组的FCB试验过程分析实例。
2.2 其他国家
其他国家对该试验的例子根据不同国家而不同，单从美国来说，其火力发电厂当机组遭受事故的过程中，不管事故的起因是电网，还是一直以来就潜伏在电厂的内部，在选择应对措施时，相关的部门主要是通过机组停运的方式实现故障排除或者故障维护，几乎不太考虑FCB功能。对日本来说，其出口到中国的一些机组都是具备FCB功能的，同时完成了与FCB功能相关的试验。在本文中的实例二便是来源于日本相关技术。在实例三中，主要介绍来源于德国相关技术，所采用的技术是西门子公司汽轮技术，并配置了旁路系统。
3 FCB功能實现条件
作为一个系统工程，FCB在功能在设计的时候就需要进行良好的定位，只有良好的定位工作，才能够更好实现系统功能，才能够进一步完成设备的设计工作，并在选型以及采购等环节上，提供良好的依据。根据以往的经验总结，一般情况下，FCB功能主要包含以下必要的条件。第一，FCB功能的实现需要依赖于高低压盘路阀以及喷水阀等，在此基础上才能够更快的实现开启工作。第二，需要对水泵汽轮机实现较为快速的切换，该切换工作的完成主要是为了能够满足锅炉对水流以及其他方面压力的需要。从而在一定程度上能够使得锅炉煤的水比实现平衡，从而将蒸汽的温度控制在一定的范围以内。与此同时，还需要针对锅炉水动力的稳定等作出一定的控制，同时，还要对锅炉水冷壁的出口温度进行进行监测。这些工作都是为了能够满足水泵汽轮机在性能上的特殊要求；第三，需要针对除氧水箱进行一定的控制工作，主要的控制设计模块是针对扩容设计。因为不仅能够实现除氧器的快速切换，还能够使得水泵的前置部位不会发生气体腐蚀的情况。第四，当额定负荷是大于65%时，此时如果安装FCB，很多水蒸汽，将会通过一定的渠道排放到大气中，同时为了防止除氧器和凝汽器由于水位保护动作，而发生跳闸的情况，需要通过启动补水系统，此时需要利用上凝结水泵和凝汽器。
4 大容量火电机组的FCB试验过程分析
4.1 600 MW超临界压力机组实例分析一
该实例所选取的石化能上海石洞口第二电厂制造的600 MW超临界压力机组实例。近10年以来，该厂在使用相关机组的过程中，发生了与FCB相关的事故或者工况有10多次。在其中，有3次动作完成较为成功。对FCB失效的原因进行如下总结，发现有给水流量低、炉膛负压保护以及全燃料丧失等等。该电厂在多年实践过程中，总结出了如下经验，第一，FCB一旦发成了工况，需要首先对高压旁路控制系统进行控制，同时保证低压旁路控制系统处于开启状态。同时保证高压旁路系统一直可以处于手控状态。第二，如果水泵调节过程中，如果仅仅依赖汽动则不能够很好的满足要求，可以通过电动方式予以补充。第三，要保证投油枪一直处于较为稳定的状态，并且保证锅炉指令能够实现40%。第四，对设备的水位进行实时监测，主要监测的部位有汽水分离器、除氧器等等。第五，将主蒸汽和再热蒸汽的温度控制在一定的范围之内。
4.2 700 MW亚临界压力机组实例分析二
本实例中，所采取的案例是珠海发电厂700 MW所生产的亚临界压力机组，在FCB试验过程中，该电厂得到以下经验。该类型的压力机组一般存在的问题时除氧器容量比较小、水位大幅度下降等等，要解决该问题，需要解决的关键技术是低压旁路容量。
4.3 900 MW超临界压力机组实例分析三
在本实例中，所采用的机组是上海外高桥第二的发电厂生产的1000 MW超超临界压力机组，完成了75%额定负荷和100%额定负荷下的试验，在完成第2台1000 MW机组负荷FCB试验后，得出相关经验，并在经验的基础之上，推导出以下优化策略，提高旁路系统的性能，可以采用高压旁路系统容量为100%BM-CR；选择合适的给水泵如在FCB试验过程中则使用了两台容量为50%BMCR的汽动给水泵和电动给水泵；选择合适的除氧器水箱，所使用的水箱容量5min乘以锅炉最大蒸汽流量。
参考文献
[1]高满生，曹泉，黄勇.伊朗萨汉德电厂325MW空冷机组FCB试验[J].湖北电力，2006（2）.
[2]戴光，周强民.河津电厂2×350 MW机组FCB性能试验分析[J].中国电力，2004（11）.
[3]罗培全，孙德波.1000MW超超临界机组旁路系统工程实践[J].发电设备，2010（3）.
[4]谭金.国产超临界机组实现快速切负荷的若干技术问题探讨[J].广东电力，2010（10）.
[5]刘汉武，张士强，张平.铁岭电厂300 MW机组旁路系统功能及启动[J].科技信息（学术研究），2007（16）.
机组负荷率 篇3
1、冷凝器回水室长期形成气堵, 有近350-400根铜管没有被利用, 没有足够的冷却水回流, 这主要是该处存气, 没有被排放造成循环水流量不足 (额定流量为876m3/H, 实际为575m3/H) , 使真空值低。特别是热电联产后, 在打开冷凝器端盖后可发现冷凝器回水铜管胀口处有部分区域颜色不一样, 经推测应是此原因 (变色的铜管胀口处没有循环水流过) 。自2010年3月1日后每次启机都事先打开该对应处的排汽门排出存气, 使铜管利用率达到100%, 大大提高了真空值, 真空值同期升为0.055MPa左右, 在相同条件下, 比以往提高了0.02MPa左右, 而接待电负荷在相同条件下也比原来多400-800KW。
2、热网循环泵设计流量小。热网循环泵额定流量为320t/h, 而冷凝器额定真空值所需循环水流量为876t/h, 所以循环水欠量为876-320=556t/h, 现两台热网循环泵并联运行, 流量为320*2=640t/h, 仍欠236t/h, 导致供暖期内真空低带不上电负荷。如果三台热网循环泵并联运行, 则回水管路流量供不上, 因设计管路内径小。又因供暖管网管路内壁积垢较重, 也使回水流量减少。三月份由于一电厂接待全部热负荷, 循环水流量增加, 电负荷也就增加。
3、胶球清洗系统的投入使冷凝器铜管内壁保持清洁, 热交换效果好, 提高真空值, 也提高了供暖温度, 可多带电负荷。
4、凝汽器端差在正常范围内:5-10℃, 过去端差曾达到30℃, 严重影响了正常的发电供暖工作。
5、由于供暖循环水流量增加, 送给热用户热能增加, 60℃的供暖温度已能满足用户需要, 但冷却水温度相对降低, 使真空增加, 可多带电负荷。
6、加强蒸汽品质管理, 确保蒸汽品质合格。向汽包加药Na3PO4在总量保持不变的条件下, 由原来的一次变为两次加完, 这样就使Na3PO4能够全部被溶解和反应, 而不被结晶析出, 晶体随蒸汽到达汽轮机通流部分, 在喷嘴、汽封、轴封、隔板等处聚集, 改变蒸汽流量和流向, 影响蒸汽做功。
7、处理高、低压侧轴封漏气。
8、调整球头拉杆和气室进汽阀 (群阀拉杆) 行程, 达到设计的额定进汽量。
9、消除机组振动, 使机组振动值在0-0.03mm之间。
10、锅炉状态好, 经过几次处理, 锅炉出力已由原来的16.5吨/小时 (实际出力) 提升到20-22吨/小时, 超额定出力1-2吨, 可以保证供暖期内发电供暖需要的蒸汽流量。采取的主要措施有:
⑴、对各受热面内表面进行水洗, 将内表面淤积的盐类等杂质溶解排掉, 如过热器蛇行管、上、下汽包、对流管束、省煤器蛇行管、水冷壁管、埋管等。
⑵、对各受热面外表面进行吹灰处理, 比较严重的部位是过热器蛇行管上部、对流管束上部、省煤器蛇行管、燃烬室内水冷壁管等。
⑶、燃烧室北墙维修改造。由于设计原因燃烧室北墙已发生严重偏移 (向燃烧室外侧倒向过热器一边) , 影响烟气行走路线, 锅炉正压, 从而影响锅炉正常运行, 降低出力, 通过维修改造使这一隐患得以排除。
⑷、控制各类热损失, 加强保温和堵漏, 减少散热损失, 控制过量空气系数, 另外采取措施, 减少排灰热损失和放料热损失。
⑸、加强燃烧调整:通过控制风煤比例及送、引风比例, 使高温火焰中心位于炉膛横断面几何中心处, 另外减少气体不完全燃烧热损失和固体不完全燃烧热损失及排烟热损失。
⑹、采取措施防止结焦。自2003年以来没有发生结焦现象。
⑺、使入炉煤粒度控制在规定范围内, 一般在0-10cm之间, 以使入炉煤燃烧充分。另外要使锅炉微负压运行。
⑻、防止定排阀门不严, 长期渗漏, 也要不使安全门漏气。
⑼、提高锅炉的管道效率。A、对管道进行保温。B、保持管道内壁面的清洁, 无积盐、无垢, 减少管道内壁对蒸汽的沿程阻力。
机组负荷率 篇4
关键词：600MW机组,低负荷运行,燃烧调整
1锅炉燃烧调整概述
1.1燃烧调整的目的
燃烧调整的目的是保证燃烧的稳定性、安全性,提高燃烧的经济性,保证锅炉的汽温、汽压和蒸发量满足需要。燃烧调整的指标主要有:着火点位置适当,火焰稳定;火焰充满度高、热负荷分配均匀、炉膛出口左右侧烟温偏差低;火焰不刷墙、受热面清洁不结焦;燃料燃尽程度高、污染物生产量低等。
1.2油燃烧器油量调节及锅炉燃烧工况
1.2.1油量调节
广东国华台山电厂3、4、5号600MW机组,在240MW及以下负荷时,需要加投油枪稳燃。微调时通过改变供回油压力来调节燃油量,当燃油量调节幅度较大时,则采用投停油枪的方法。当第3台磨煤机投入运行且负荷大于240MW时,3、4号炉可以停止微油助燃,5号炉可以停止等离子助燃。
1.2.2燃烧工况
根据烧煤性质,确定适宜的一、二次风及燃料风配比,组织良好的炉内燃烧工况。经观察煤粉着火情况,正常燃烧时炉膛火焰中心明亮,具有良好的火焰充满度,火球居中无偏斜。一次风的调节必须使一次风速≥21m/s,控制磨煤机出口温度在正常范围(60~70℃)。锅炉正常运行时炉膛压力调节应投入自动控制,炉膛压力正常运行范围为±500Pa之间,根据燃烧情况炉膛压力定值控制在-150~-50Pa。二次风的调节应满足省煤器出口氧量及辅助风、燃料风和燃尽风的分配。根据煤质和负荷情况合理分配各层二次风比例,燃烧器喷嘴摆动的控制正常应接入CCS系统。如果CCS未投或摆动控制系统从CCS解列,为保证摆动机构正常工作,燃烧器喷嘴不允许长时间停留在同一位置,每班至少人为摆动2次。锅炉正常运行时应根据负荷情况投运燃烧器,低负荷运行时,尽量投用相邻层燃烧器,并保持较高的煤粉浓度,以利于煤粉着火燃烧。高负荷运行时,要多投入燃烧器,使炉内热负荷均匀,燃烧稳定。
1.2.3过热蒸汽和再热蒸汽温度的调整
锅炉在正常运行时,锅炉负荷在30%BMCR以上,应严格监视和调整过、再热蒸汽温度在531~546℃,锅炉负荷低于30%BMCR时,锅炉过再热汽温按汽轮机曲线要求控制。
影响汽温变化的因素较多,如煤质、空气量、燃烧器投运方式、燃烧器摆角、给水温度、机组负荷、煤粉细度、锅炉各受热面的污染程度等。运行中值班人员应注意总结上述各因素变化对汽温的影响规律,以便及时进行调整,保证过热蒸汽和再热蒸汽温度的稳定。锅炉运行时,尽量减少影响汽温变化的因素:适当降低汽压的变化率及负荷的变化速度,根据煤质的变化情况改变制粉系统的运行方式;注意监视过热器、再热器壁温变化情况并及时调整,防止过热器、再热器管壁温超过限值。要掌握负荷的变化对汽温的影响,适当合理地使用一、二级减温水和燃烧器摆角进行汽温调整。机组运行中磨煤机跳闸或其他甩负荷工况出现时,要及时解除减温水自动,手动调整减温水,以防自动调节迟缓大,造成主、再热汽温大幅度波动。
2低负荷稳燃试验
2012年12月24日22:00,机组负荷415MW,3号机组进行断油全燃煤粉试验,投入C、D、E、F4台磨煤机(A磨停用,B磨液压油站油泵故障)。25日00:30机组开始降负荷,按甲方要求,尝试进行了3号锅炉不投油低负荷稳燃试验。02:12负荷降至300MW,投C、D、E、F4台磨煤机,低负荷稳燃试验计时。那么,燃烧器在低负荷时应该如何调整呢?
首先注意送风量和二次风配比,保证底层燃烧,稍微降低一次风速,摆角不会对燃烧影响太大。在低负荷的时候燃烧器摆角基本都接近最高位,同时调节送风机出力,加大送风量,保证底层燃烧稳定,适当加大上层磨煤机给粉量,关小上层磨煤机二次风。此时不用过于担心过热汽温,适当开大一级减温水,但是也要控制一级过热器出口汽温比平时高些,这样相应的再热器温度能高点,不会低到530℃以下,有时候煤差点还能保证在538~542℃之间。
低负荷试验 由25日02:08持续至06:08,平均负荷303MW,锅炉连续运行4h,运行中炉内燃烧基本稳定。
3试运中的燃烧调整
启动调试过程中,通过对带负荷后锅炉进行初步燃烧调整,使煤粉细度合格,省煤器出口氧量在正常范围,燃烧器喷口着火良好,炉内燃烧稳定、不结渣,受热面管壁不超温,锅炉达到设计参数并带满负荷进入168h试运行。
调整主要围绕以下几方面展开:(1)煤粉细度的调整;(2)过量空气系数(氧量)的调整;(3)燃烧器一、二次风及风门调整;(4)各燃烧器的负荷分配调整。
煤粉细利于燃烧,但会影响磨煤机出力,制粉电耗也会增加;煤粉粗,磨煤机出力增大,电耗小却不利于燃烧,甚至会引起炉内结渣。为确保炉内燃烧的经济性与安全性,应维持合理的煤粉细度。就3号锅炉所燃用的煤质,设计煤粉细度R90=25%。
3号锅炉磨煤机启动前,根据1号锅炉煤粉较细的情况,将各磨煤机出口分离器折向挡板由45°均调至50°。由于磨煤机振动,磨辊加载力按设计曲线手动加载,加载力等于或小于设计值。随着磨煤机出力增加,煤粉细度未有明显变化,目前的取样装置取样位置不甚合理,取样是否有代表性有待确认。
另外,过量空气系数过大,排烟热损失及NOx排放量会增加,过小则固体未完全燃烧热损失和化学未完全燃烧热损失会增大。一定负荷应对应一适宜的过量空气系数,使q2+q3+q4最小。参照设计值,试运期间600MW负荷时锅炉省煤器出口氧量维持2.8%~3.0%。
燃烧器一、二次风及风门调整:(1)燃烧器二次风手动叠置挡板全开,维持入炉总风量或省煤器出口氧量前提下,不同层二次风量依据各层燃料量大小由大风箱各层风门控制。根据过热汽温情况,适当调整上下层燃料量分配,进而调整不同层大风箱风门开度。(2)就地风门已按设计初步调好,大风箱燃尽风门开度依汽温及NOx排放控制,须保持一定开度,满负荷时开度增大。(3)停运磨煤机层大风箱二次风门仅留约5%开度。
各燃烧器的负荷分配调整:(1)在汽温许可的情况下,各层燃烧器的出力力求均匀,避免局部热负荷集中及各水冷壁管间过大的壁温偏差。(2)依汽温情况适当调整上下层燃烧器的热负荷分配。
4保证机组低负荷稳定运行的措施
(1)机组低负荷运行中,要严密监视设备的运行情况及机组的各运行参数,与正常参数进行对比,发现异常要及时汇报处理,严禁机组超参数运行。(2)加强消缺管理,凡对影响机组安全、出力的缺陷应及时通知检修进行处理。(3)低负荷时就地巡检人员应加强设备巡视力度,确保设备良好,及时发现缺陷。(4)机组负荷在300MW以上,保证机组协调正常投入,RB正常投入。由于机组负荷在300MW以下要解协调,RB保护退出,应保证汽机主控、锅炉主控不会大幅度变化,尽量维持负荷稳定。(5)锅炉最低不稳燃负荷为240MW,保证3台相邻磨煤机运行;当负荷低于240MW时,需投入至少一层油枪助燃或等离子助燃(3、4号炉微油助燃)。(6)在300MW负荷附近,根据水位变化、给水流量解除1台给水泵再循环自动,手动调节,负荷越低,开度越大,必要时2台给水泵再循环都维持一定开度。(7)长时间低负荷运行时,应注意锅炉水循环情况,经常检查水冷壁各温度测点及锅炉水循环安全在线监测系统,发现异常及时分析原因处理。
5结语
机组启动过程中的负荷恢复优化 篇5
大停电后的系统恢复过程通常分为3个阶段,即黑启动、网架重构和负荷恢复[1,2,3]。系统恢复的根本目的是恢复对负荷的供电,这也是贯穿于整个恢复过程的优化目标。大停电后的系统恢复前期,由于并网机组容量较小且网架未完全恢复,为提高恢复效率,负荷恢复常作为一种控制手段用于保证系统的有功和无功平衡[1,4];系统恢复后期,随着并网机组的增加和稳定网架的形成,此时系统应在满足系统约束的情况下,尽可能快、尽可能多地恢复负荷,以减少经济损失和社会影响[2]。由此看出,系统恢复的不同阶段,由于结构和状态的变化,负荷恢复的研究内容和所关注的重点也应不同。
目前,负荷恢复的研究主要针对网络框架形成后的负荷投入问题[5,6,7,8,9],因此,由此建立的数学模型和求解方法不宜处理系统恢复前期的负荷恢复问题。为了满足实际恢复方案的需要,本文针对恢复前期机组启动过程中的负荷投入问题进行研究。结合该阶段系统的特点,分析了负荷恢复的主要内容,提出了与该阶段其他恢复目标相协调的恢复流程,以及合适的恢复策略和求解方法。
1 机组启动过程中的负荷恢复内容
大停电后的机组启动过程主要涉及黑启动和网架重构这2个阶段。黑启动阶段主要是通过系统内具有自启动能力的机组恢复1个或几个无自启动能力的机组。网架重构阶段则涉及了系统内其他更多机组的恢复。本文针对整个机组启动过程中的负荷恢复内容进行了分析研究,其关系如图1所示。
机组启动过程中,需要向被启动机组的厂用辅机供电,由于辅机一般为大型电动机负荷,启动时会产生功率冲击,易导致严重的系统频率和电压下降问题[10]。此过程可认为是纯电动机负荷的恢复问题,应着重校验系统频率的最大跌落值、电压的下降幅度和持续时间[11]。其次,恢复线路时,为防止出现过电压,可在线路首端或末端投入适量负荷[12]。此外最重要的一点,恢复机组的过程中,为保证机组稳定运行,其并网后应尽快达到最小稳定出力,因此有必要恢复部分负荷用于平衡机组出力。
综上所述,机组启动阶段负荷的协调恢复流程如图2所示。从图中可以看出,该阶段主要涉及的负荷恢复内容包括辅机启动时的电压、频率跌落问题,充电线路时为防止过电压需投入的负荷,以及平衡机组出力时需恢复的负荷大小和位置等问题。针对每一项具体内容,需要给出合适的求解和处理方法,使得相应的负荷恢复能够与机组启动和相关网架恢复安全、有序、协调进行。其中,辅机启动时的暂态电压跌落可通过文献[13]提出的方法进行求解。计算过程中将负荷看做是由纯电动机组成,迭代求解相应的微分代数方程组,即得到暂态电压的时间变化曲线;关于辅机启动时的频率跌落可根据机组的频率响应率进行估算[14]。
2 平衡机组出力的负荷恢复优化
机组启动过程中,若已并网机组的出力不足以向下一台被启动机组提供厂用电或被启动机组存在最小时间限制,此时需等待一段时间,使得已获厂用电的机组并网或下一台被启动机组达到最小时间限制。在该过程中,若已并网机组未达到最小稳定出力,为保持机组稳定运行,应恢复部分负荷使机组尽快达到最小稳定出力。
实际恢复预案制定过程中,用于稳定机组的负荷常根据经验进行选择,如根据负荷的重要性、距离机组的远近等,具有较大的随机性,无法有效利用机组的有限出力和保证负荷投入时的系统安全。因此,针对平衡机组出力的负荷,合适的优化选择能够有效提高系统恢复效率。
2.1 数学模型
机组并网后,由于机组爬坡能力的限制,平衡机组出力的负荷投入应是一个多次连续的恢复过程。该过程需对多个负荷点的不同出线进行优化,其目标是在尽可能小的有功需求下尽快恢复重要等级高的负荷,即包括有功功率最小化、时间最小化和重要负荷比例最大化3个方面。其中,为保持尽快的原则,选择待优化负荷点时尽量靠近已恢复网架,减少恢复操作次数,则优化时的目标函数可简化为:
式中:li为待恢复负荷点i的有功功率;xi为用来表示负荷点i是否投入的变量,其值取0或1;pi为对应负荷点i中一级负荷所占的比例。
第1个目标函数反映投入的负荷有功功率最小;第2个目标函数反映投入的重要负荷比例尽可能高。
综合机组相关特性和系统网络的影响,需要考虑以下约束:
式中:f(xili)和fmin分别为恢复负荷点i时系统频率变化值及其最低值;lmin为系统当前并网机组的最小稳定出力;Vtr,tset(xili)和Vset为恢复负荷点i时暂态电压及其极限值[13];Vi,st,Vi,max,Vi,min分别为稳态潮流下的节点电压、节点电压最大值、节点电压最小值;Si-j,Si-j,max,Si-j,min分别为线路i-j的有功功率、有功功率最大值、有功功率最小值。
由于机组启动过程中存在最大爬坡速率的限制[10],实际负荷恢复过程中,需要考虑负荷点投入时间的配合问题,使其满足机组的负荷跟踪能力。
2.2 求解算法
式(1)~式(2)所示模型是多目标、非线性的组合优化问题,针对该问题,常用的精确优化方法难以求解。机组启动阶段,由于网架结构较为简单,可选的待优化负荷点数目有限,因此可以采用简单的近似算法进行求解,如贪心算法[15]等。贪心算法是一种能够得到某种量度意义下的最优解的分级处理方法,它从问题的某一个初始解出发,根据某个优化测度,每一步只考虑一个数据,其选取应该满足局部优化的条件,若下一个数据和部分最优解连在一起不再是可行解时,就不把该数据添加到部分解中,直到枚举完所有数据,或者不能再添加算法停止,最终在该优化测度上获得局部最优解。
本文基于贪心算法的思想,从某一重点优化测度进行考虑,结合实际系统恢复对负荷投入的要求,提出了一种考虑重要性优先的负荷恢复算法。首先考虑式(1)中的第2个目标函数,即重要负荷比例最大化,根据一级负荷比例pi的大小对待恢复负荷点进行降序排列。由此可将式(1)、式(2)模型简化为:
针对式(3)所示模型,根据贪心算法的策略,优先投入pi值较大的负荷点,直到总负荷量之和超过机组的最小稳定出力lmin,已投入的负荷点即组成为考虑重要性优先的最优解。
上述过程中,为考虑式(1)~式(2)模型中的其他安全约束条件,针对每一个负荷点的投入,对其相应的频率响应、暂态电压跌落变化以及投入后的稳态潮流进行校验。若满足约束条件,则该负荷点可以恢复,相应的控制变量xi设为1,否则控制变量xi设为0,其具体的实现流程如图3所示。
从图3可以看出,该方法首先根据重要负荷在相应点中的比例大小,对待恢复负荷点进行降序排列。基于该顺序逐个恢复相应负荷点,并校验相应的约束条件。一旦需恢复的总负荷量之和大于机组的最小稳定出力,则不对后续的负荷点进行校验,此时可以恢复的负荷点将组成一个含有恢复顺序的可行解。该算法虽然不能通过全局寻优获得全局最优解,但可给出一个较优的可行解,且考虑了实际恢复过程中优先恢复重要负荷的要求。
3 向线路充电时的负荷恢复优化
系统恢复初期,由于系统容量较小、负载较轻,充电长距离空载线路时容易引起线路末端电压升高[16,17],主要包括工频过电压和操作过电压。
工频过电压主要由空载或轻载线路的电容效应引起,是一种稳态性质的过电压。计算工频过电压时可基于稳态的等值电路,通过基本的电路理论获得系统内各节点的电压,其中发电机常等值为暂态电动势和暂态电抗的串联电路[17]。
操作过电压主要关心用断路器合空载架空线路时产生的过电压[18],计算时需要较为精确的数学模型。对于系统中可近似处理成集中参数的元件,先列出描述其暂态过程的常微分方程,然后通过隐式梯形法进行求解。对长线路来说,则采用贝瑞隆等值电路,计算时可充分利用导纳矩阵的稀疏性和对称性,提高计算速度和节约内存空间。
实际线路充电时,通常关心3个方面的因素:待恢复线路长度、已恢复机组容量和线路两侧的负荷大小[12]。此外,需注意系统无功补偿设备的配置情况,若向线路充电时出现过电压,应优先选择线路两侧的无功补偿装置。
系统恢复前期,根据机组恢复策略和相应的路径选择方法,可知向线路充电时已并网机组的容量和待恢复线路的长度。经校验若出现过电压问题,如图2所示,在选择无功补偿装置后仍无法消除过电压时,需在线路两端投入适量负荷。由于随着投入负荷量增加,线路末端暂态过电压值呈现单调下降的关系。因此,恢复相应路径时,可采用二分法确定线路两端应投入的负荷量,其流程如图4所示。
此外,为防止线路过电压,投入的负荷需一次操作完成,若投入量过大就可能引起严重的频率跌落,因此,应对已确定的负荷量进行频率的后校验计算。
针对某一线路的过电压问题,需分别对首端和末端负荷量进行优化,实际选择某端负荷时采用如下原则:(1)优先恢复重要等级较高侧的负荷;(2)根据负荷量大小进行选择,为保证恢复初期系统具有足够的备用容量,负荷的有功功率应尽量小。
4 算例仿真
以山东电网为例,利用内部电源进行系统恢复时,首先根据黑启动电源、网架结构和被启动机组状况进行分区,实现多个子系统的独立并行恢复,其中,泰山抽水蓄能电站(简称泰抽电站)担任泰济菏子系统(包括泰安、济宁和菏泽地区)的黑启动机组。子系统恢复的初始阶段,泰抽电站1号机组成功黑启动后,需向石横乙电厂5号机组提供厂用电,其恢复路径如图5所示。由于徐楼、红庙站接有泰安地区重要负荷,石横乙5号机组获得厂用电后,在向济宁和菏泽地区提供电能前,需尽快恢复天平至徐楼和泰山至红庙的线路供电。
该子系统形成过程中,根据已有的路径恢复策略,应首先向泰山站至石横乙站的220kV线路(途经天平、桃园和高余站)充电,其全长为114km,结合图2所示的协调恢复流程,校验该线路一次空载充电的暂态过电压倍数为2.04,满足实际工程对220kV线路的暂态过电压要求(小于3.0)。基于稳态的等值电路,其末端的工频过电压为1.035(标幺值),同样满足实际工程要求,不需要施加额外的控制手段。
其次,根据协调恢复流程,应对石横乙5号机组的辅机启动进行校验,其最大辅机(给水泵)容量为3.3 MW,根据文献[13]的方法进行校验可知,该辅机启动时的电压响应曲线如图6所示(初始电压最低值为0.834(标幺值),与文献[19]中的实测结果基本一致),满足暂态电压约束(0.8(标幺值),0.5s)的要求。根据文献[14]的频率估算方法,结合泰抽电站1号机组的频率响应率与初始负荷率的关系曲线,如图7所示,其中,初始负荷率为初始负荷量占系统机组容量的比例,计算得到启动石横乙5号机组最大辅机时的频率跌落值为-0.056 Hz(大于-0.500Hz),因此暂态电压跌落和频率跌落均满足要求。
实际恢复方案中,石横乙号5机组获得厂用电后,不能立即向济宁和菏泽地区提供电能,结合图2所示的协调恢复流程,为保证泰抽电站1号机组安全稳定运行(约100 MW),需先恢复泰安地区部分重要负荷。假定该地区重要负荷点分布见表1。
采用2.2节提出的基于重要性优先的负荷恢复算法,首先将待恢复负荷点按重要负荷所占的比例降序排列为:天平3号、红庙1号、泰山1号、红庙2号、红庙3号、天平1号、天平2号、桃园1号、泰山2号、桃园2号。
根据图3所示流程,依次对相应负荷点的投入进行校验(电动机比例为50%),其校验结果如表2所示,优化后需恢复的负荷点和投入顺序为:天平3号、红庙1号、泰山1号、红庙3号。由于泰抽电站的爬坡速率较快(可在1~2 min内从静止到满载),具有快速跟踪负荷的能力,如果不考虑充电线路和其他操作的时间,上述负荷点的投入可在1min内完成。因此,为满足泰抽电站的爬坡约束,实际2次负荷的投入间隔可设置为1 min,该间隔能够满足泰抽电站跟踪负荷的要求。
山东电网的实际恢复预案中,根据自上而下的恢复策略,需要充电系统的骨干网架。当系统外电源不可用时,泰抽电站具有启动速度快、进相运行能力强的优点,可作为电网主力黑启动机组,因此,系统500kV骨干网架应该自泰山站向外恢复,为各地区重要机组提供供电通道,如图8所示。
其中对泰山—邹县—枣庄—沂蒙一线的校验结果如表3所示。3条线路充电时的工频过电压倍数均满足要求(500kV线路充电时小于1.2)。由于泰山—邹县线路的邹县侧具有容量180 Mvar的并联高抗,因此,虽然线路长度为104.9km,但充电时其暂态过电压倍数为1.41,满足500kV过电压要求(小于2.0)。恢复枣庄—沂蒙500kV线路时,由于无并联高抗,其操作过电压倍数为2.11,此时需恢复枣庄或沂蒙站的负荷以防止过电压的产生。
注:泰山—邹县线路在邹县侧有180Mvar并联高抗,其余2条线路无并联高抗。
假定枣庄或沂蒙站的负荷功率因数均为0.8,根据图4所示流程,通过二分法对枣庄和沂蒙站分别搜索得到最优负荷量为12.3 MW和10.8 MW,且投入相应负荷时的频率跌落均在允许范围内。若两变电站均未连接重要负荷,则优先恢复沂蒙站的负荷以保证旋转备用容量充足。
5 结语
机组启动过程中的负荷恢复内容包括辅机启动时的电压、频率跌落问题,充电线路时为防止操作过电压需投入的负荷,以及平衡机组出力时需恢复的负荷大小和位置等问题。本文分析了负荷恢复与机组启动和相关路径恢复的协调关系;针对平衡机组出力的负荷恢复问题,建立了一种多目标的数学模型,并根据贪心算法的基本思想,提出了一种基于重要性优先的求解算法;针对充电线路时的负荷恢复问题,基于二分法的搜索思想,提出了相应的负荷量优化流程。
山东电网实际系统仿真结果表明,系统恢复初期的机组启动过程,需要恢复适当负荷作为保证系统稳定的控制手段;所提出的负荷恢复策略能与机组启动和路径恢复过程有序、协调进行;所建立的具体负荷量优化方法能够有效保证并网机组的稳定运行和防止充电线路时末端过电压的产生。
机组负荷率 篇6
本文以风冷热泵机组为研究对象, 研究了风冷泵机组的优化配置方案。根据建筑典型负荷工况、多台机组运行策略以及厂家提供样本数据等参数, 以获得在全年条件下运行相对节能的风冷热泵机组优化配置方案。
1 变工况能耗计算模型
对于给定的某型号风冷热泵机组, 其性能参数已经确定, 机组实际运行COP或能耗是制冷 (热) 量Q、室外干球温度Tdi和冷冻水供水温度Teo的函数[3], 即:
COP=f (Teo, Tdi, Q) (1)
冷冻水温度的变化对机组运行效率有较大的影响, 但是其设定主要取决于运行过程中末端设备处理要求, 在设计阶段可认为其保持额定出水温度, 则有:
COP=f (Tdi, Q) (2)
为便于分析, 将式 (2) 写如下形式:
Z=COP/COPe=f ( (Tdi-Tdi, e) , Q/Qe) (3)
式 (3) 中, Z为机组实际工况COP的校正系数, Tdi, e, Qe, 分别是机组额定制冷 (热) 量、额定工况下进口干球温度。
若进一步定义ΔTci=Tdi-Tdi, e, PLF=Q/Qe, 在设计阶段考虑不同工况条件下机组的能耗, 则有:
Z=COP/COPe=f (ΔTci, PLF) (4)
将式 (4) 定义成如下形式:
Z=f (f1 (ΔTci) , f2 (PLF) ) =f (Z1, Z2) (5)
其中Z1=f1 (ΔTci) 、Z2=f2 (PLF) 。式5将COP的校正系数转化为两个函数, 综合进行考虑, 因而更符合机组的实际运行情况。
综合公式 (1) ～ (5) , 可建立起任意工况下风冷热泵机组的计算模型, 从而得到机组的能耗。
2 建筑动态负荷计算与数据整理
分析对象是长沙地区某办公建筑, 总建筑面积约2.0万m2, 利用DeST[4]软件, 计算得到全年逐时负荷, 基于逐时数据, 进一步对建筑的全年负荷进行统计和分析, 得到全年负荷持续曲线如图1所示。
如图1所示, 建筑设计冷、热负荷约为600RT和300RT (均取不满足50小时数) 。冷负荷远远大于热负荷, 原因是该建筑为高档办公建筑, 采用大面积的玻璃幕墙 (平均窗墙比为0.7) , 且热源较集中, 故造成冷负荷远远大于热负荷。宜采用热泵机组与单冷机组联合运行的机组配置方案来降低中央空调系统的投资。
两条曲线均存在两个拐点。建筑冷负荷持续曲线的拐点分别位于100%和10%负荷率附近。建筑热负荷持续曲线的拐点位于70%和30%负荷率附近。冷、热负荷持续曲线的第一个拐点均位于高负荷率附近, 曲线由陡峭变为平缓, 表示高负荷出现的时间较短, 第二个均出现在低负荷率附近, 曲线变得更平缓, 表明空调系统大部分时间处于部分负荷运行状态。
基于逐时数据, 对建筑的全年负荷进行统计和分析, 进一步统计得到建筑不同负荷需求下全年运行小时数 (本文考虑2.5%以下负荷时机组停止运行, 因此不予统计) , 如图2所示。
如图2所示, 建筑的全年负荷出现在设计负荷的时间段很短, 绝大部分时间中央空调运行在部分负荷区间, 其中10%～30%负荷段的出现时间占全年空调开启时间的38%。通过合理选择机组台数以及容量配置方案, 可以使得机组能始终保持在高效率的运行区间, 从而达到节约机组运行电耗的目的。
为本文研究需要, 需进一步获得在不同负荷需求下室外干球温度的分布情况, 其统计结果列于表1和表2。
基于以上建筑动态负荷数据、不同负荷下室外干球温度分布特性和式 (1) ～式 (5) 所示的变工况计算模型, 即可对不同机组方案的全年电耗进行分析比较, 并得到相对优化的配置方案。
3 优化配置方案研究
假设该建筑大楼一共有i种机组型号, 每种型号机组为Ni台, 则机组的全年运行电耗为
undefined
式中 j, l——典型冷、热负荷需求状态 (取10%～100%工况) ;
k——不同的室外干球温度点 (2℃温差间隔) ;
ni——对应某个工况下i型机组运行台数, ni≤Ni;
CLj, k, CLl, k——对应不同tdi、不同冷、热负荷需求状态下的供冷 (热) 量, 由DEST软件计算得到;
Hj, k, Hl, k——表1和表2所示不同典型冷、热负荷需求下室外干球温度分布小时数统计;
COPi, j, k, COPi, l, k——j, k工况下i型机的实际COP值;
由式 (1) ～式 (5) 求得。
对于不同的机组配置方案, 式 (6) 即为求解最优化配置方案的目标函数。
为降低系统的投资, 有以下三种选择方案:
方案1:常规空调系统配置 (两台等容量机组) 。1台300RT风冷冷水机组和1台300RT风冷热泵机组。
方案2:制冷工况下多台机组配置。2台150RT风冷冷水机组和1台300RT风冷热泵机组。
方案3:制热工况下多台机组配置。1台300RT风冷冷水机组和2台150RT风冷热泵机组。
以上四种型号机组均为某螺杆机系列, 电费以0.61元/kW·h计算, 即可得到不同机组配置方案的耗电量费用。
在满负荷运行工况下, 机组的样本数据通常给出了室外干球温度对COP的影响。图3和图4分别给出了某系列螺杆式风冷冷水机组[5] (133～355RT) 和某系列螺杆式风冷热泵机组[6] (制冷量:75～400RT, 制热量:65～611RT) , 满负荷运行时室外干球温度对COP修正系数的影响。
由图3和图4所示, 室外干球温度对COP的影响基本呈线形关系, 即有:
Z1=1±a1×ΔTci (7)
对某个系列的风冷冷水机组, a1值基本相同。对于螺杆机, 单冷机a1值约在2.7%～5.1%之间变化;热泵机制冷a1值约在2.4%～2.9%之间变化, 制热a1值约在1.1%～1.4%之间变化。
由于室外气温变化波动较大, 导致风冷热泵机组的制冷、制热性能也有较大幅度的变化。基于不同机组负荷率下所对应的室外干球温度, 可以得到机组COP修正系数。图5给出了该系列机组室外空气温度对PLF的影响。
由图5所示, 室外干球温度对PLF的影响基本呈线性关系, 所以PLF和ΔTci是两个相互独立的函数, 进一步将式 (5) 化简成如下形式:
Z=Z1×Z2=f1 (ΔTci) ×f2 (PLF) (8)
其中, Z1=f1 (ΔTci) , Z2=f2 (PLF) 。
PLF对COP的影响主要跟压缩机类型有关, 参考DOE-2[7]模型, 单台机组实际制冷 (热) 量 (即PLF) 对COP的影响可以写成二次函数, 即:
Z2=a2+b2×PLF+c2×PLF2 (9)
式中, a2, b2, c2为常数, 可通过样本数据拟合得到。
冷热源设备的购买价格在中央空调系统中占主要地位, 对于不同型号的风冷冷水机组单价变化较大, 其机组价格通常可以认为是机组额定制冷量的幂函数, 如式 (10)
Cprice=A (Qev) B (10)
式中:Cprice为制冷机组的价格, 元;A、B为常数, 可以根据经验数据拟合得到。根据文献[8]提供的数据, 经过公式拟合, 对于螺杆制冷机组, A、B可以分别取867.32和0.919 8。热泵机组的价格一般为单冷机组的30%～40%。
4 方案比较
在不同的典型需求工况下 (10%～100%, 计十个典型负荷需求) , 确定出三个方案的机组运行策略。如表3。
注:①括号内为风冷热泵机组运行数, 括号外为风冷冷水机组运行数。②不同型号的机组同时运行时, 其单机运行负荷率相同。
所以, 可以计算得到三种方案的全年电费, 以及不同负荷需求工况下三种方案的比较, 如表4和图6所示。
由表4可知, 方案3是相对节能的方案, 较方案1节省3.4%的全年电耗, 虽然机组价格为最高值15.11万元, 但是机组的投资在一年之后即可收回, 为最优方案。由图6可知, 方案3节能效果主要来自于热负荷10%～50%负荷区间, 由于机组的灵活配置, 单机能够在各种负荷需求工况均能实现较高的负荷率运行, 避免了低效率的运行工况。
方案1和方案2的电耗相差不大, 方案2仅比方案1节能0.5%, 该方案的节能效果主要来自于冷负荷需求区间。同方案3进行比较可知, 制热工况下采用多台机组配置方案比制冷工况下采用多台机组配置方案节能效果明显。虽然长沙地区制冷负荷远远大于热负荷, 但是制热工况下采用多台机组配置方案比制冷工况下采用多台机组配置方案节能效果明显。
5 结论
本文以风冷热泵机组为研究对象, 研究了风冷热泵机组的优化配置方案。首先介绍单台风冷热泵机组的变工况能耗计算模型, 基于全年负荷频率特性以及相对应的室外干球温度分布, 以全年能耗为优化目标, 通过设定不同方案的机组运行策略, 以获得在全年条件下运行相对节能的风冷热机组优化配置方案, 并得出以下结论:
方案1为最不节能的配置方案, 在设计阶段选择机组配置方案时应避免两台等容量机组配置。方案3为最节能方案, 较方案1节省3.4%的全年电耗, 制热工况下采用多台机组配置方案比制冷工况下采用多台机组配置方案节能效果明显。
随着对建筑节能的重视, 建筑动态负荷计算已经得到越来越广泛的应用, 使得在设计阶段对方案进行全年能耗比较、优选成为可能。机组厂家也应该进一步提供机组典型变工况性能计算参数, 为中央空调的优化配置提供基础。
摘要：为得到中央空调系统中风冷热泵机组的最优化配置方案, 本文建立了风冷热泵机组变工况能耗计算模型, 根据建筑典型负荷工况、多台机组运行策略、以及机组变工况性能等参数, 对风冷热泵机组的技术性、经济性进行了分析。研究结果表明:制热工况下采用多台机组配置方案比制冷工况下采用多台机组配置方案节能效果明显, 较常规空调系统配置和方案, 全年节约电耗3.4%。
关键词：优化配置,COP,动态负荷,风冷热泵机组
参考文献
[1]Yu F W, Chan K T.Modeling of the coefficient of perfor-mance of an air-cooled screwchiller with variable speed condenserfans〔J〕.Building and Environment, 2006, 41 (4) :407-417.
[2]胡贤忠.风冷热泵应用浅谈〔J〕.节能技术, 2000, (4) , 36-37.
[3]Gordan J M, Ng K C.Predictive and diagnostic aspects ofan universal thermodynamic model for chillers〔J〕.International Jour-nal of Heat Mass Transfer, 1995, 35 (4) :807-818.
[4]DEST, 商业建筑能耗热环境设计模拟软件包〔CP〕.
[5]顿汉布什ACDX, 风冷冷水机组样本数据.
[6]开利30SHP螺杆式空气—水热泵机组样本数据.
[7]DOE2.2 Engineers Manual〔M〕.Version2.1A.1982.
机组负荷率 篇7
火电机组快速甩负荷(FCB)功能是指当机组发生某些严重故障时, 可以快速地甩负荷到带本机组厂用电运行, 且在甩负荷过程中运行参数变化在安全范围内, 不损坏设备, 而当故障排除后可快速并网和升负荷。因此,具备FCB功能火电机组可作为黑启动电源,或在电网停电时保持带厂用电运行、电网恢复过程中快速并网供电, 在电网黑启动和恢复过程中发挥重要作用[2]。在我国,火电机组是各大电网主要供电机组,在制定电网黑启动预案时应充分考虑火电机组可能发挥的作用。针对火电机组FCB功能在电网黑启动过程中的应用和实现,主要就国内外火电机组FCB功能的应用现状、国内试验研究现状和影响火电机组FCB功能实现的主要因素进行了综述和分析。
1 国内外火电机组 FCB 功能的应用现状
欧美等发达国家经历过多次大面积停电事故,对电网黑启动过程的研究和火电机组的应用极为重视,机组向电网提供黑启动服务的体系成熟, 对电网内机组FCB功能的要求也很明确。如瑞典国家电网规定,50 MW以上的机组都必须能够实现FCB功能, 并具备12 h的带厂用电运行能力[3];意大利电网 公司要求单机容量大于320 MW的火电机组应具备实现甩负荷带厂用电运行的能力[4,5];日本1981年之后投 产的火电机组都要求具有FCB功能[6]。另外,欧洲和日本出口的一些火电机组也具有实现FCB功能的能力[2,7]。
一些电网容量小且易发生大面积停电事故的发展中国家, 对火电机组FCB功能的应用同样十分重视也有明确要求。如马来西亚国家电网规程要求,机组在完全脱离电网的条件下应具备2 h带厂用电运行的能力,且保证在带厂用电运行期间可随时并网,并按正常运行方式向电网供电[8];印度中央电力管理局2010年发布的发电厂和输电线路建设导则中, 要求电网内机组必须具有甩负荷带厂用电的能力[9]。另外,进口我国火电机组的一些国家如印度、印尼、越南、伊朗和巴基斯坦等, 也都要求机组具有实现FCB功能的能力,在机组合同交付时必须进行FCB功能验收。
为提高电网供电安全性,我国电监会在2006年发布了《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》,将黑启动服务作为保障电力系统安全运行和保证供电质量的重要辅助服务, 可提供黑启动服务的机组就包括火电机组。尽管如此,目前各区域电网调度部门下发的并网发电厂辅助服务管理办法中, 对火电机组提供黑启动服务的补偿和考核标准不尽合理; 大多数区域电网对火电机组在黑启动中的作用不够重视,缺少将FCB火电机组作为黑启动电源以及充分利用机组FCB功能的黑启动预案。另一方面, 我国还没有关于火电机组FCB功能的强制性技术标准,机组实现FCB功能的能力参差不齐。部分进口机组设计有FCB功能,在机组合同交付时进行了FCB验收,在实际运行中有良好的表现[2,7];部分机组在设计时考虑到机组的FCB功能有实现FCB功能的潜力;大多数机组设计时未考虑实现FCB功能的需要。这就导致在政策和规范层面上对火电机组在电网黑启动的应用推动不足, 发电企业对建设机组FCB能力的积极性不高,也不够重视。因此亟需建立相应的市场服务和机组技术规范, 推动火电机组FCB功能的建设和应用。
2 国内火电机组 FCB 功能的研究现状
近年来国内外发生多起大停电事故, 引起我国对电网供电安全性的高度重视,相应地火电机组FCB功能在电网黑启动中的应用也得到关注, 并开展试验研究。我国从1982年起就有相关机组的FCB试验研究,例如宝钢电厂350 MW亚临界机组FCB试验[11],研究对象涵盖大部分典型机组,包括超高压机组、亚临界机组、超临界机组和超超临界机组等[2,10,11,12,13,14]。
这些试验为火电机组FCB功能运行和在黑启动过程中的可能应用积累了经验。但是,从黑启动应用需要来看,已有的试验研究还存在不足之处:大部分机组的FCB试验持续时间在5~ 20 min,对机组长时间带厂用电运行的研究不足; 试验研究多停留在机组故障时实现“停机不停炉”以及输电线路故障时带厂用电运行的水平上;大多数局限于机组试验,而对机组作为电网黑启动电源以及针对性地利用机组FCB功能的黑启动预案的试验研究极少,已知只有将具有FCB功能的外高桥三厂1000 MW超超临界机组作为黑启动电源,对上海500 k V线路送电黑启动试验[15]。因此 ,为进一步提高电网供电和机组运行安全性, 仍需要进一步加强对机组FCB功能应用的研究,特别是机组作为黑启动电源和在电网恢复过程中作用的研究。
3 影响火电机组实现 FCB 功能的因素
火电机组FCB功能的实现是一个复杂过程,对机组系统配置、设备性能和控制以及运行水平等均有较高要求,因此有许多因素影响机组FCB功能的实现。
3.1 主机连锁配置
单向主机连锁配置是机组实现FCB功能的前提。完整的单向主机连锁是:主变压器出口开关跳闸时,连锁汽轮发电机组快速甩负荷,实现带厂用电运行,锅炉通过旁路系统维持运行,不停机也不停炉;发电机出口开关跳闸时,连锁汽轮发电机组甩负荷到0,转速控制在3000 r/min,锅炉通过旁路系统维持运行,实现汽轮机、锅炉不停,发电机灭磁;汽轮机跳闸时,连锁发电机和主变压器出线开关跳闸, 锅炉通过旁路系统维持运行,实现停机不停炉;锅炉跳闸时,连锁汽轮发电机组及主变压器出线开关跳闸,主机全停。
我国现役火电机组中, 部分引进欧洲技术建成的机组采用单向连锁控制方式,有利于机组实现FCB功能;而大多数机组采用横向大连锁,即锅炉、汽轮机和发电机任一主机发出跳闸信号就会连锁主机全停,这显然不利于FCB功能的实现[2,14]。因此 ,为实现FCB功能,在设备允许的条件下,设计时应优先考虑采用单向主机连锁方式, 已投产机组也可以对主机连锁进行改造。
3.2 机组旁路配置
旁路在机组实现FCB过程中起旁通蒸汽、缓解锅炉压力飞升和维持机组工质循环的作用, 旁路系统配置对机组FCB功能的实现有重要影响。
我国火电机组采用的旁路配置形式主要有: 容量为100% 锅炉最大连续蒸发量(BMCR)的高压旁路加65%~80% BMCR的低压旁路的大旁路系统;容量为25%~50% BMCR的高、低压小旁路系统。现役机组中,少部分采用大旁路系统,大部分采用小旁路系统采用2种旁路系统配置的机组均有实现FCB功能的实例,但实现FCB功能的特点和能力不同[2,7]。
大旁路系统机组实现FCB功能的特点是: 机组FCB动作后 ,旁路快速 开启 ,锅炉压力飞升 能够得到有效控制,超压可能性低;在FCB实现过程中能够回收大部分工质, 汽水循环中断和再热器金属管壁超温可能性小;在旁路配合下,燃烧较易控制,燃烧恶化触发锅炉主燃料跳闸(MFT)可能性低;机组带厂用电运行时,可以根据实际情况保持较高的燃烧负荷,运行可靠性高。相关机组的FCB试验表明,这种配置相对较易于实现FCB功能[2]。
小旁路系统机组实现FCB功能的特点是:高负荷条件下FCB动作后,旁路可能不足以缓解锅炉压力飞升,超压可能性大;大量蒸汽需要通过PCV阀或再热器安全门排出,循环工质流量下降快,存在再热器金属超温和触发锅炉MFT的可能;FCB动作后需要快速降低锅炉燃烧负荷, 燃烧控制难度大; 带厂用电运行时,燃烧负荷接近锅炉最低稳燃负荷,运行可靠性低虽然机组采用小容量旁路系统的投资较少, 但实现FCB功能的难度较大[7]。从FCB功能的实现及应用出发,在机组设计时应考虑采用大容量旁路系统,而采用小旁落系统的机组则需要加强FCB功能的建设。
3.3 给水系统配置
给水系统配置对机组FCB功能实现有决定性作用。国内现役火电机组给水系统的典型配置是:设置台50%容量的汽动给水泵和1台25%~50%容量的电动给水泵。机组FCB实现过程中,根据给水系统配置,给水流量的控制方式有:只通过汽动给水泵调整给水流量;电动给水泵配合汽动给水泵来调整给水流量。国内多数机组汽动给水泵的动力汽源有二: 即取自机组冷段再热蒸汽的高压汽源和取自汽轮机抽汽或辅助蒸汽系统的低压汽源。机组正常运行时,汽动给水泵的动力汽源取自汽轮机抽汽,而FCB动作后汽源要迅速切换为高压蒸汽或者辅助蒸汽。为确保机组FCB功能的实现,FCB动作后给水系统配置应能实现给水泵汽源的快速切换, 并满足汽源切换过程中给水流量变化不触发锅炉MFT动作;采用电动给水泵参与给水流量调节时,FCB动作后的厂用电系统应能够承受启动电动给水泵的冲击。
3.4 辅助系统的设备性能
机组FCB功能的实现需要各辅助系统的协调配合,在FCB功能实现过程中,重要辅助系统设备故障会影响机组FCB的实现,包括锅炉燃油系统、压缩空气系统、轴封系统、加热器系统和风烟系统等[16]。以锅炉燃油系统为例, 机组快速减负荷过程中需要投油助燃稳定燃烧, 燃油系统设备故障导致助燃油枪在锅炉燃烧时不能及时投入运行会导致锅炉灭火,机组FCB失败。因此, 机组辅助系统设备性能应能够满足实现FCB功能的需 要 :设备可靠性高 ;能够适应 负荷快速变化;辅助系统设备的控制系统可靠性高,备用设备自动切换功能能够正常实现; 能够满足带厂用电运行工况的要求。
3.5 水位控制
FCB动作后 ,汽轮机主汽门快 关、旁路阀 快开和安全门动作会导致循环工质流量和压力大幅度波动,进而引起凝汽器水位、除氧器水位以及循环锅炉汽包水位的变化,这将会影响机组FCB功能的实现。
在FCB实现过程中,凝汽器、除氧器以及循环锅炉汽包的水位变化超出机组保护设定值时会导致锅炉跳闸而FCB失败。因此, 在实现机组FCB功能过程中,应加强监视凝汽器水位,控制凝汽器水位在安全范围内; 加强除氧器水位的控制,FCB动作后应快速切换除氧器加热汽源,及时调整凝结水流量,控制除氧器水位在安全范围内; 汽包水位控制方式应当保持在三冲程控制或者及时切换为手动控制,确保FCB实现过程中汽包水位在正常值范围内[17]。
3.6 锅炉燃烧控制
在机组FCB动作后的控制中,锅炉燃烧控制难度最大。燃烧控制不当触发锅炉MFT动作是导致机组FCB失败的一个重要原因。
FCB动作后,汽轮发电机组甩负荷,主汽门关闭 ,为抑止锅炉压力飞升,需要迅速降低燃烧负荷。在额定负荷下实现FCB功能,锅炉燃烧负荷降低的速度和幅度最大,燃烧控制的难度也最大。因此,为确保FCB功能的成功实现,应加强锅炉燃烧控制,避免燃烧负荷下降过程中锅炉内燃烧波动过大。机组FCB动作后,应逐台减少磨煤机给煤量,并按照一定时间间隔,从上到下停止磨煤机的运行; 风烟系统的调整与燃烧调整配合得当,避免燃烧负荷调整过程中炉膛压力波动过大;对于配置大旁路系统的机组, 可以在机组旁路配合下逐步降低锅炉燃烧负荷。
3.7 运行操作经验
FCB功能的成功实现除需要各主、辅系统共同 参与,也需要在运行人员操作下调整重要的运行参数。这要求在FCB动作后,运行人员能够快速且准确地对机组运行状态做出判断,并及时进行相应的操作。然而在实际运行中,导致机组FCB动作的事故大多是突发性的,FCB动作后留给运行操作人员判断和操作的时间往往很短。当运行人员因判断失误而误操作,或者反应迟缓而操作延迟时,会导致机组FCB失败。因此,对于拥有仿真培训系统的电厂,应当充分利用自身条件通过仿真培训来增强运行人员在FCB实现过程中的操作经验,提高机组实现FCB的能力。
综上所述,影响机组FCB功能成功实现的因素多而复杂,需要在机组设计、运行和设备改造维护等环节加强建设,包括在机组设计时考虑实现FCB功能的要求,对已投运机组根据机组实际情况进行设备改造、系统优化和控制优化,并采取措施提高运行控制水平等以保证机组实现FCB功能的能力。从电网黑启动和快速恢复的要求来看,具有FCB功能的火电机组具有作为黑启动电源的潜力,更重要的是,当电网停电时如果有相当数量的火电机组处于带厂用电运行的状态,则可随时恢复上网供电而不是等待被启动, 这无疑对电网快速恢复十分有利。
4 结束语
机组负荷率 篇8
当前国家节能减排政策力度不断加大,同时电力需求与煤炭产能的矛盾日益突出,火电厂作为能源消耗以及污染排放大户,其节能降耗工作刻不容缓。
九江三期2×350MW机组(#5、#6机组)是进口机组,其汽轮机、发电机为日本日立公司制造,锅炉为美国福斯特惠勒公司生产。2台机组分别于2002、2003年投入商业运行,是九江电厂主力机组,承担了大部分发电任务。2台机组设计经济区域为带80%以上负荷,其设计满负荷供电煤耗为315g/kwh,50%负荷时供电煤耗达到360g/kwh,两者煤耗相差45g/kwh。并且由于制造、安装以及大修等原因,造成2台机组在不同负荷段下汽机效率、锅炉效率、厂用电率均有不同程度差异。
与其它省份相比,江西大部分时间电力过剩,造成机组负荷率长期维持在70%左右,从而使机组煤耗高居不下。另外,由于江西电网属于小网,负荷峰谷差相差很大,运行机组负荷经济调度有较大节能空间。在无法改变机组负荷率情况下,我们通过试验及计算,将2台机组进行负荷优化分配,这样既降低了机组供电煤耗从而降低了生产成本,又减少了机组污染物的排放。
1 利用等微增原理实现机组负荷优化分配
利用等微增原理,机组最优组合经济运行实用算法主要有两种:优先次序法与动态规划法。优先次序法是按机组的微增煤耗率特性进行排队,微增煤耗率小的机组优先增加负荷,后减负荷。该算法计算量小,可以获得相对优解,但不能保证获得最优解。动态规划法用于机组的最优组合并可以考虑机组的启停耗量,但当机组数目多时,组合的状态数将很多,导致计算量太大而无法使用,且如果采集数据不准,也会造成较大的计算偏差。鉴于此,我们根据机组实际情况,将上述两种方法结合使用。
1.1 数据采集
为了保证利用等微增原理计算出的结果准确可靠,我们在前期进行了大量数据采集工作。对350MW机组同期DCS相关报表数据进行了整理、甄别,剔除异常情况下的不合格数据,找出2台机组不同负荷率下的相关对应参数,通过热力计算,得出#5、#6机组对应负荷率下的汽机效率、锅炉效率、厂用电率,然后由反平衡计算得出机组供电煤耗及对应负荷率下的标煤耗量。
需要注意的是,采集数据必须注明采集时段的环境温度、入炉煤质等条件,因为随着上述条件的改变,机组热耗率、锅炉效率等曲线也会相应变化,不同季节需重新核对数据计算。
1.2 根据不同分配原则拟合所需状态方程
在负荷优化分配中,根据需要优化的对象不同,拟合不同状态方程。
1.2.1 拟合煤量方程
大多数情况下,同类型机组销售电价相同,因此我们只需拟合煤量方程。如表1为某台机组部分负荷下经济参数。
根据表1中负荷与所需标煤量的关系,通过数学方法我们可以拟合以下方程:(其中标煤量对应为Y,负荷对应为X)
用同样方法计算出需要参与负荷分配的其它机组煤量方程。以煤量最优的负荷优化分配中,求解的是煤量最小值,因此在拟合过程中,需要保证二次项系数为正,这样才有最小值。
1.2.2 拟合盈利方程
在某些电厂,因部分机组脱硫设备投运,存在脱硫电价差异,因此如果求解盈利最大,那么就需要求出各台机组盈利方程。仍以上台机组参数为例,拟合盈利方程则为:(其中盈利对应为Y,负荷对应为X)
对于盈利方程来说,因求解为盈利最大值,因此方程中二次项系数为负,这样才能得到最大值。
1.3 根据负荷方程、拟合方程及边界条件得出负荷优化分配方案
(1)列出负荷方程、拟合方程。
假设机组总负荷为600MW(3台机组),那么我们列出以下方程:
(2)根据等微增原则,列出微增率方程。
分别对Y1、Y2、Y3求导,得出:
(3)加入边界条件,联立方程求解。
通过求解一元一次方程,可得出3台机组负荷具体分配值X1、X2、X3 。然后加入各台机组边界条件,如机组最低技术出力、调度或电厂对各台机组出力限制等,这样我们即可得出可以实施的具体负荷 。
2 将优先次序法与动态规划法相结合,实现等微增原则下负荷优化分配
经过计算,我们得出具体各台机组的实际分配负荷,但是在理论计算中,存在某台机组在加、减负荷过程中,机组负荷忽高忽低,不利于调整以及机组稳定。因此,我们将优先次序法与动态规划法结合,保证在总负荷增加过程中,各台机组负荷呈增加趋势(或稳定负荷不变),在总负荷降低过程中,各台机组负荷呈下降趋势(或稳定负荷不变)。表2为九江三期2台机组实际负荷优化分配表。
注:环境温度为30℃～35℃
3 通过试验对具体分配表进行校验
为确保试验分配方案准确可靠,我们对同负荷工况下进行试验。在总负荷500MW时,2台机组负荷分配工况一:#5/#6机组负荷230MW/270MW,工况二:#5/#6机组负荷250MW/250MW。通过采集数据进行计算,其结果与理论计算数据基本吻合。
我们可以看出,在上述两个工况下,由于机组性能差异,并非平均分配负荷最佳,而是230MW/270MW分配最佳,供电煤耗较前者下降0.2～0.4g/kWh。以此数据计算,电厂年节约标煤210t,减少SO2排放4.936t,减少废气排放210m3,减少烟尘排放61.548t。对比其它工况下,负荷优化分配会使供电煤耗下降更多。
4 负荷优化分配实施过程中的注意事项
因导致机组供电煤耗变化因素多,在执行负荷优化分配的同时,需要与实际情况相结合,确保负荷分配的准确性,避免不必要的煤耗增加。
(1)考虑到目前煤质热值偏离锅炉适配热值较大,致使机械不完全燃烧损失增加,锅炉热效率下降。因此,锅炉效率随煤质变化曲线必须经过试验得出,保证数据准确可靠。
(2)在环境温度变化时,供电煤耗将随着真空、排烟温度等变化而变化,机组效率将会随之发生变化,尤其是汽机效率变化会较大,因此,必须根据环境温度的变化对煤耗进行修正,从而重新进行优化分配。
(3)负荷优化分配是建立在各台机组已经优化运行的基础上,因此在不同负荷段,各台机组必须根据自身特性,进行相应的定滑压运行、经济氧量运行,确保自身机组运行在经济区。
(4)对于检修后的机组,由于其在经济性能上会发生一定变化,如汽机汽封片改造、大量变频改造、增加脱硫脱销设备等,同样也需要重新采集数据,修正汽机效率、锅炉效率、厂用电率曲线。
总之,随着社会环保意识的不断增强,追求绿色效益将成为企业的最终目标,火电厂作为能源消耗大户,更是节能降耗的重中之重。因此采用机组负荷优化分配方案,进行科学调配负荷,将机组效能与节能减排相结合,智慧经营利国利企,真正意义上实现双赢。
摘要：介绍了九江发电厂三期2×350MW机组运用等微增原理,根据各机组微增煤耗制定出机组负荷优化分配方案,以指导机组负荷优化分配,实现经济调度和经济运行。同时,对进一步细化和改进负荷优化分配系统和方案,全面体现效益最大化,提出了建议和措施。
关键词：机效,炉效,厂用电率,等微增,负荷分配,经济运行
参考文献