燃煤机组供电煤耗指标性能试验数据的合理修正

1讨论数据合理修正的必要性

传统的机组投产或技改性能验收试验中,人们关注的重点往往是汽轮机、锅炉性能是否达到相关技术协议的约定,投产性能是否达标。近年来,随着社会节能意识的提高,特别是"双限"政策的推广以及碳排放交易的开展,人们在关心各大主机竣工性能是否达标的基础上更加关注整套系统的能耗水平,即想要了解整套系统供电煤耗的"天花板"。

传统的做法是在进行锅炉、汽机性能试验的同时测量机组运行厂用电率,根据传统性能验收试验数据修正方法得到汽机考核热耗、锅炉考核效率和实时发电厂用电率,计算出机组供电煤耗指标,在汽轮机或锅炉性能报告中给出供电煤耗指标值,即:

式中:bg为机组供电煤耗[g/(kw·h)]:q为汽轮机热耗[kJ/(kw·h)]:7g为锅炉效率(%):7gd为管道效率(%):Lfcy为发电厂用电率(%)。

主机性能验收试验是以考核主机的设计、制造、安装水平为目的的,因此在试验处理过程中允许将主机数据修正回主机的"设计工况"下,即部分辅机或辅助系统缺陷引起的运行偏差在主机性能试验过程中是允许修正的。但这些缺陷长期客观存在,机组作为整体运行时这些不利的影响不可避免,如直接采用主机性能验收试验结果进行供电煤耗的反平衡计算,会使机组综合能耗指标评价结果偏低,不利于科学评价整个机组的能耗水平。

鉴于供电煤耗的考核涉及发电厂所有的热力系统,系统之间相互关联,而现有的锅炉及汽机性能试验标准相互独立,对于机炉耦合的系统边界的划分、环境因素对各大指标的影响、多机组间公用系统的能耗归属、管道效率的定义应用等没有明确的界定标准,因此有必要比对性能验收试验数据修正规则,对如何合理开展性能试验数据修正进行探讨,以科学评估机组供电煤耗指标。

2锅炉性能试验数据的合理修正

根据现有《电站锅炉性能试验规程》(GB/T10184一2015),对锅炉侧参数的修正主要体现在对送风温度、给水温度以及锅炉过量空气系数(即运行氧量)偏离保证值的修正。

2.1送风温度修正

锅炉送风温度值直接影响排烟热损失,《电站锅炉性能试验规程》中允许将锅炉送风温度修正回设计温度,以科学验收锅炉性能。然而,在空预器风侧入口装设暖风器的机组中,情况将发生变化。暖风器的存在使空预器入口送风温度被"人为"提高,锅炉排烟温度必然升高,如将送风温度强行修回显然是不合理的,此时机炉边界条件的划分就显得尤为重要。

如将机炉边界条件划分至暖风器后、空预器入口,将暖风器看作汽机设备,此时锅炉可按照传统的数据处理方法,将因暖风器投运而降低的效率修回设计工况。然而,环境温度对暖风器换热量的影响是客观存在的,此时必须根据环境温度和暖风器换热对汽机热耗进行修正,情况将变得复杂且缺乏相关依据。

为简化修正过程,可将风侧机炉边界划分至暖风器前、送风机出口,将暖风器温升调整为定值。该工况下环境温度的变化将与空预器入口送风温度一致,因此可以按照常规方法对环境温度的偏差进行修正。如试验过程中暖风器温升发生变化,温升的变化反映的是机炉内部耦合深度的变化,是系统内机炉收益此消彼长的运行寻优过程,送风温度的修正仍可按照上述方法进行。

2.2给水温度修正

给水温度偏离保证工况后,省煤器运行温度的变化将引起锅炉排烟温度即排烟热损失的变化,从而影响锅炉效率。

《电站锅炉性能试验规程》在进行锅炉性能考核时,允许对给水温度进行修正。然而,无论是技改带来的给水温度较设计值的升高,还是设备性能差异带来的给水温度的不足,在整个机组运行中是客观存在的,此时在评价燃煤机组整体供电煤耗指标时对给水温度进行修正将不再合理,不应予以修正。

2.3运行氧量修正

运行氧量的修正即锅炉运行过量空气系数的修正。当锅炉运行氧量偏离保证工况时,会造成锅炉排烟流量偏离设计值,使排烟热损失发生变化,从而影响锅炉效率。

若在试验过程中,为了满足锅炉的其他性能指标,如飞灰可燃物、主再热汽温、环保指标等,必须使运行过量空气系数偏离保证值,则在后续的数据处理中不应予以修正,以避免重复计算。

3汽机性能试验数据的合理修正

汽机性能试验数据的修正主要包括汽轮机本身运行终端偏离保证工况进行的一类修正,如主/再热蒸汽温度、主汽压力、再热器压损、汽轮机排汽压力(或冷却水温度流量)修正:针对给水回热系统进行的二类修正,如抽汽压损、换热器端差等修正:针对发电机侧偏离运行参数进行的三类修正。由于试验目的不同,其中部分修正不再适用于机组供电煤耗的评估。

3.1主再热蒸汽参数修正

主再热蒸汽参数偏离保证值对性能试验结果的影响,一是由于循环初参数的变化影响整个循环效率:二是由于蒸汽参数的偏离,汽轮机内部通流情况偏离设计值,带来汽轮机内效率的变化,从而影响汽轮机热耗水平。

对于主再热蒸汽温度,如果通过运行调整可以达到性能试验标准允许的偏差范围内,进行适当的数据修正以弥补运行工况变化对汽温带来的偏差是合理的,但由于设备设计、制造、安装原因造成汽温无法达标且优化调整无效,则该不利影响对于机组运行是长期的,在评估机组实际煤耗水平过程中不应予以修正。

对于主汽压及再热压损,由于设备设计制造及安装过程均已结束,其最终由于设备通流能力及其他因素引起的新蒸汽压力及再热压损偏差在后期运行中均已无法通过运行优化予以消除,因此不应对汽压项进行修正。

3.2汽轮机冷端修正

由于汽轮机冷端直接反映了热力循环的冷源损失,因此在汽轮机性能试验各项边界条件中,汽轮机背压与保证工况的偏差,对汽机热耗试验结果的影响最为突出。性能试验工况下机组冷端往往会偏离设计工况,因此对汽轮机冷端进行试验数据修正是合理的。

需要指出的是,在评估机组供电煤耗指标时,汽机背压修正不能单纯地根据厂家提供的背压修正曲线将设计背压作为修正终点,而要综合考虑机组冷端运行方式,将机组背压和循泵耗电率作为一个整体进行考虑。如:有机组在性能试验过程中,不合理地减少循环水流量,使用较低的厂用电量使机组背压高于设计值,通过数据修正将机组热耗值修回,即使用虚低的厂用电率评估供电煤耗:亦有机组受制于汽轮机冷端设备因素,在设计冷却条件下机组无法达到设计背压,此时按照传统修正方法简单修正背压得到的机组供电煤耗指标显然是失真的。因此,要合理选择机组冷端运行方式,充分评估在现有冷却方式和设备水平下,环境温度回归设计的环境温度,机组能够达到的背压水平,将其作为修正终点,而不能简单修正至设计背压。

3.3再热压降修正

对于再热器压降,由于机组建成投产后,其压损值已相对固定,无论其实际运行效果是否达到设计水平。虽然它影响到了主机热耗水平的计算值,但对于整个热力系统而言,该部分收益或者损失是客观存在的,因此不应予以修正。

与再热压降修正类似,机组抽汽管道压降、回热加热器的端差、系统凝结水过冷度等二类修正项目,反映的是汽轮机本体以外的辅助设备设计、制造、安装水平,在评估热力系统总体煤耗水平时,不应予以修正。

3.4再热减温水量修正

现代火力发电机组,受设计、安装、运行等因素影响,锅炉可能出现热偏差及部分管壁超温的情况,因此在性能试验过程中,为了保证主再热汽温达标以及设备运行安全,会出现使用再热减温水的情况。再热减温水的投入相当于部分工质未经汽轮机高压缸做功,直接在锅炉再热器系统中吸热进入了中低压缸中,造成汽轮机高中压缸做功比例的变化。由于再热减温水构成的热力循环效率低于主蒸汽构成的循环效率,因此再热减温水的使用往往会造成汽机热耗的升高。

由于再热减温水产生的原因为锅炉侧受热面的需求,因此在传统的汽机性能验收试验数据处理过程中允许对再热减温水进行修正。而再热减温水的投入对锅炉效率的影响几乎没有,按照传统的修正方法对再热减温水量进行修正,分别计算汽轮机热耗和锅炉效率,得到的供电煤耗结果将偏低,机组的实际运行性能将被不合理地高估,因此为了科学合理地评价机组供电煤耗水平,再热减温水量不应予以修正。

3.5运行补水率修正

运行补水率反映的是系统跑冒滴漏等原因造成的工质损失,不明泄漏量的存在会使系统做功能力降低,测出的给水(凝水)流量高于实际参与循环的流量,从而使试验结果偏高。无论是ASME标准,还是《汽轮机热力性能验收试验规程》(GB/T8117.1~4),试验条件中对运行补水率均有明确的要求,一般规定为不大于满负荷蒸汽流量的0.1%。《汽轮机热力性能验收试验规程》中允许对试验过程中的不明泄漏量进行修正,以对汽轮机性能指标进行科学评判。由于性能试验是在现场进行严格的隔离后开始试验的,此时存在的泄漏量为现场运行中长期存在的泄漏,为不可避免的工质损失,因此将机组作为整体进行考虑,评价整个系统的能耗水平时,不明泄漏量(即运行补水率)不应予以修正。

3.6其他二、三类修正

汽机热耗其他二类及三类修正反映了回热系统及发电机设计、制造或运行原因导致的与验收工况的偏差。由于此类差异在机组运行中长期客观存在,因此在评价供电煤耗指标时不应进行修正,但应在试验过程中进行精心调整,使相关参数尽量满足保证工况要求的条件。

4管道效率及发电厂用电率的取值

4.1管道效率

在以性能验收为目标的考核试验中,为了科学地反映主机设备性能,边界条件划分时,锅炉往往以省煤器入口及过再热蒸汽管路出口为边界,汽轮机以高中压门组前进口为边界。为此,在《火力发电厂技术经济指标计算方法》(DL/T904一2004)中引入了"管道效率"的概念,用以科学计算机组运行反平衡煤耗。

式中:QSr为汽轮机输入热量(G1):Q1为统计期内锅炉输出热量(G1)。

实际数据处理中一般采用99%的经验管道效率,而在机组供电煤耗性能试验中,很多试验单位延续这一概念,取99%的管道效率进行供电煤耗指标的计算,这是不合理的。

《火力发电厂技术经济指标计算方法》(DL/T904一2004)中明确指出锅炉输出热量除纯粹的管道损失之外,还包括机组排污、汽水损失等未能被汽轮机有效利用的热量[4],而在试验工况下,机组是不补、不排、不吹灰的。在新修订的《火力发电厂技术经济指标计算方法》(DL/T904一2015)中对表述有所调整,明确为锅炉主再热蒸汽等管道出口蒸汽所携带的热量。在《名词术语电力节能》(DL/T1365一2014)中明确规定,管道效率即汽轮机从锅炉得到的热量与锅炉的输出热量之间的百分比。为此,无论从哪版标准出发,采用99%的经验管道效率均是不合理的,应该严格按照管道效率的定义进行实测,或者将机炉蒸汽侧分界点设在锅炉出口,使用含管道损失在内的广义"热耗"进行机组供电煤耗的评价。

4.2发电厂用电率

发电厂用电率的数据处理主要关注以下几点:

(1)首先要做好电气边界条件的选择。根据《名词术语电力节能》,发电厂用电率为发电厂用电量与发电量的比值。其中,发电量指的是发电机机端电量(不含励磁机发电量),因此发电机与汽轮机的分界边界应该在发电机机端,应当用发电机出口电量作为汽轮机热耗和发电厂用电率的基准,这点对于发电量关口表安装在励磁变分支后靠近主变侧的发电机组要特别注意,避免汽轮机热耗和发电厂用电率的重复计算。发电厂用电量的统计中不应包含主变的变损,即发电机组与电力系统的分界点在厂用变压器取电分支后靠近主变低压侧。

(2)其次要做好公用设备厂用电量的合理分摊,建议试验期间,尽量实现厂用电系统的独立运行,对于无法独立运行的公用系统,按照试验期间和邻机发电比例进行分摊:直接剔除负荷要求的非生产用电量。

(3)最后要注意环境温度的影响。由于发电厂用电率是无法进行修正的,而机组循环水泵、风机等辅机的功率和环境温度具有很强的关联性,因此建议尽量在接近设计环境温度的工况下进行机组供电煤耗的性能考核试验,力求试验结果科学。

5结语

综上所述,将机组性能验收试验方法应用于机组供电煤耗指标评价是可行的。但由于二者试验目的不同,在试验数据的修正处理环节会有所差别,特别是随着发电技术的不断进步,机炉耦合深度逐步加深,需要在试验前针对具体案例进行合理分析,明确合理可行的试验边界条件及数据修正范围,确保试验结论的科学严谨性。