论文部分内容阅读
【摘 要】 随着社会的发展，在电站锅炉中的给水系统中运用给水泵变速调节能够达到降低能源的消耗，是提高发电厂热经济性的重要措施之一。但是对于电站锅炉给水系统中还是有很多的问题，因此加强相关方面的研究是非常有必要的，对此本文主要研究了电站锅炉给水系统变负荷下的“协同调节”方面。
【关键词】 电站锅炉；给水系统；变负荷；“协同调节”
引言
近年来，能源短缺的问题日益严重，因此各国都迫切的推出节能降耗政策。而我国作为世界上的一个人口大国，自然面临着更为严峻的能源短缺现状。自2003年起，由于煤炭、石油资源的全面短缺，严重制约着我国经济的发展，影响着人民生活水平的提高，从而阻碍了我国可持续发展政策的实施。特别是近年来，随着煤炭及石油价格的飚升，火电厂产热产电的成本不断增加，而上网热价及电价的增长却是有限的，这样就导致利润空间越来越小的热电企业甚至出现亏损。因此热电厂为了拓展更大的生存空间，一方面要依靠国家政策来改善外部环境，另一方面需要进行自身的节能性改造，主要通过降低成本消耗，同时增加热负荷，进而实现经济效益的提高，達到扭亏为盈的目的。因此，很多企业便着手研究行之有效的方法。
1、电站锅炉给水系统变负荷下“协同调节”主要研究内容
近年来，随着关于防止火力发电厂给水泵发生汽蚀的研究越来越多，锅炉给水泵的运行技术也逐渐发展成熟。目前大多数发电厂采用在主给水泵前加装前置泵来满足机组安全、经济运行的需求，但是对于不同容量及参数的发电机组，其给水系统有主给水泵与前置泵串联的单套系统，以及主给水泵与前置泵串联后再并联的双套系统两种形式。本文分别针对200MW、300MW和600MW复合滑压运行机组的锅炉给水泵及前置泵特性方程进行拟合，并且分析比较了200MW机组单、双套给水系统，给水泵采用单纯变速调节和协同调节时的调节特性，同时定量分析了300MW、600MW机组双套给水系统采用协同调节的可行性及调节特性，确定变负荷下不同参数、容量机组给水泵的最佳调节方式。具体研究内容分为以下几个方面：
1）针对目前火力发电厂给水泵不同配置及联合运行方式，建立锅炉给水系统数学模型。2）分析目前常用的给水泵流量调节方式的原理及优缺点。3）某电站200MW滑压运行机组给水系统有两种运行方式：给水泵与前置泵串联运行的单套给水系统；两组给水泵与前置泵的串接泵组并联运行的双套给水系统。分析比较不同形式给水系统分别采用协同调节和单纯变速调节的调节特性，定量分析两种变流量调节方式的节能性。4）为了研究协同调节方案的适应性及可行性，分别以300MW、600MW复合滑压运行机组的并联给水系统为例，拟合变速调节和协同调节两种方式的调节特性曲线，并对给水系统消耗的轴功率进行不同调节方式下能耗比较，从而确定变流量时，不同负荷下给水泵的最佳调节方式。5）变流量调节过程中管路特性曲线的变化，以及保证给水系统安全稳定的操作方法。
2、给水系统配置及运行工况调节
2.1、给水系统的不同形式
2.1.1、母管制系统
如图1所示，单母管制给水系统在给水泵入口侧、出口侧分别装设吸水母管、压力母管，并且均采用单母管分段。此外还设有采用切换母管的锅炉给水母管。单母管制给水系统安全可靠，主要体现在当母管或者直接连通母管的关断阀检修时不会导致全厂停运。此外这种给水系统还具有一定的灵活性，通过多台给水泵同时向压力母管送压。但系统复杂、阀门多、耗钢材、投资大。适用于给水泵出力与锅炉容量不匹配的情况，目前高压供热式机组及中、高压参数电厂采用这种形式。
切换母管制系统中低压吸水母管一般为单母管分段，而压力母管以及锅炉给水母管则选用切换母管，如图2-2所示。发电厂中汽轮机与对应锅炉构成一个单元，并且每个单元之间通过联络母管相连。切换母管制给水系统的主要优点在于其具有较高的灵活性及可靠性，并且能够使锅炉存在的富裕容量得到充分利用，同时将总的热、电负荷有利的分配到各个锅炉之间。但是这种系统具有管道长、阀门多、初投资大等缺点。适用于机炉容量不完全匹配，或者装设有备用锅炉、参数不太高的火力发电厂。
2.1.2、单元制系统
对于超高压参数及以上的发电机组，采用单元制给水系统可以节省大量的高压钢管，主要原因在于此种系统管路简短，阀门较少，因此可以节省初投资。同时由于阀门数量的减少，在一定程度上降低了管路系统的散热及压力损失。此外单元制系统不易发生事故，从而减小了检修工作量，为机炉的集中控制和维护提供了方便。但是这种给水系统灵活性差，相邻各单元之间不能切换运行，其中任一主设备因故障检修，整个单元都会被牵制，因此适用于中间再热凝汽式机组以及中间再热供热式机组的发电厂。
2.2给水泵组的驱动方式及配置原则
为了满足给水系统安全持续运行的要求，避免给水泵发生汽蚀，一般在锅炉给水系统中采用主给水泵附加电动前置泵相串联的形式。
由于主给水泵的驱动方式有电动机驱动和小汽轮机驱动两种方式，因此前置泵与主给水泵的连接方式也有两种：当机组选用电动调速泵时，给水泵与前置泵共用一台电动机驱动同轴布置。通常低速电动机直接连接前置泵，通过液力耦合器传递转矩来带动主给水泵，目前国内125MW和200MW机组均采用这种方式。当主给水泵由小汽轮机驱动时，前置泵单独由电动机驱动，给水泵与前置泵不同轴。300MW机组多采用这种方式。国内600MW机组汽动给水泵一般布置在汽轮机运转层，前置泵则在除氧器工作层，两者采用不同轴布置方式，但也有电厂将主泵与前置泵同轴布置，放在汽轮机运转层。该文对某电厂660MW超临界燃煤发电机组给水泵与前置泵是否同轴布置进行了定量分析，综合考虑除氧器安装高度、给水泵汽蚀、初投资、及运行费用等因素，得出前置泵与主给水泵同轴布置的经济效益更明显。
给水泵是向锅炉输送高温给水的设备，为了保证电站锅炉持续安全的运行，这就要求给水泵具有很高的安全可靠性，因此，给水泵的配置也变得至关重要。对于不同的发电机组，给水泵的台数与机组的容量、运行方式、负荷变化等因素有关[46-47]，为此根据DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》规定： 1）在每一给水系统中，给水泵出口的总流量均应保证供给其所连接系统全部锅炉在最大连续蒸发量时所需的给水量。同时考虑给水泵的老化、锅炉连续排污量、汽包水位调节的需要、锅炉本体吹灰及汽水损失、不明泄漏量等因素，还应留有一定裕量。
2）给水泵的扬程应为从除氧器给水箱出口到省煤器进口介质流动总阻力、锅炉平均水位与除氧器给水箱正常水位间的水柱静压差、锅炉最大连续蒸发量时省煤器入口的给水压力和除氧器额定工作压力之和。
2.3、机组运行方式
由于经济的迅猛发展，电网负荷峰谷差变得越来越大，这就要求大容量、高参数机组参与调峰运行，从而导致大容量机组成为电网主干，而我国目前的大机组大多按照基本负荷来设计，因此为了满足负荷调峰需求、机组安全运行以及节能降耗的要求，大多数电厂采用低负荷滑压运行方式。
定压运行是指汽轮机在不同工况运行时，汽轮机前主蒸汽压力和温度保持不变，依靠改变汽轮机调节汽门的开度来实现机组功率的变动。滑压运行是指汽轮机在不同工况运行时，汽轮机主汽门和调节汽门都是全开的，机组功率的变动靠汽轮机前主蒸汽压力的改变得以实现。
实践证明，在运行过程中，当机组的实际负荷与额定负荷相差较小时，定压运行比滑压运行的经济性更优，机组的各项运行参数趋近于设计工况。当实际负荷继续减少，定压运行引起的节流损失也相应增大，从而抵消掉由于高温高压的初参数所带来的循环热效率的好处，此时采用滑压运行不仅可以维持新蒸汽温度及再热温度，还能保持较高的相对内效率。因此，通过以往的研究，发电机组基本都采用定-滑-定的复合运行方式。
2.4、给水泵的调节
为了适应现代发电机组变负荷的要求，需要改变锅炉给水泵的运行工况点来实现锅炉给水量的改变，其中给水泵在变流量下的工作点是由给水系统管路特性曲线与给水泵本身的性能曲线来共同确定的。
1）节流调节
给水泵节流调节一般分为出口端节流和吸入端节流，但是吸入端节流不但改变了管路特性曲线，也改变了给水泵的性能曲线，从而使进口压力降低引起给水泵汽蚀，不宜采用，因此电厂给水泵节流调节一般指出口端节流。
2）变速调节
变速调节是指机组负荷变化时，管路系统调节阀开度保持一定，即管路特性曲线恒定，改变给水泵转速来更改其本身的性能曲线，从而改变泵的工况点。如图2-5所示当机组流量减小到qv3时，使给水泵转速减小到n3，此时3点即为给水泵工况点。反之当机组流量增大时，提高泵的转速，2点即为其工况点。
3）协同调节
本文提出的协同调节方案是使给水泵工作点保持在高效区，将节流调节与阀门调节有机结合的调节方式，即改变阀门开度的同时调整泵的转速，从而使给水系统管路特性曲线与给水泵本身性能曲线均发生改变得到给水泵的工作点，并且保持其工作点落在泵的高效工作区内，从而达到调节流量的目的。协同调节方式的工作原理如图2-6所示。
图中M点为额定工况下给水泵的工作点，此时泵效率维持在最高点。当机组滑压运行时，流量由qm减小到qa，同时调整阀门开度与泵转速，并保持给水泵的工作点A与M在同一等效曲线上。从图中可以看出，采用协同调节时泵消耗的功率相比于额定工况下要少，能够达到更好的节能效果。
结束语
协同调节方案科学、可行，节能效果更加顯著。但采用协同调节时，管路阀门的开度应预先留有一定余量，或放大管道的直径等，否则会达不到预想的效果。
参考文献：
[1]曹雪源.电站锅炉给水系统变负荷下“协同调节”研究[D].东北电力大学，2014.
[2]胡思科，曹雪源，王嘉琦.协同调节在机组变负荷运行中的应用[J].热力发电，2014，06：41-45.
[3]邓春.锅炉给水泵运行方式优化及其控制的研究[D].江苏大学，2007.
[4]胡思科，苏雪刚，王丽萍.基于变频调速下水泵的更优运行方式-协同调节[J].中国给水排水，2010，26（9）：77-80.
【关键词】 电站锅炉；给水系统；变负荷；“协同调节”
引言
近年来，能源短缺的问题日益严重，因此各国都迫切的推出节能降耗政策。而我国作为世界上的一个人口大国，自然面临着更为严峻的能源短缺现状。自2003年起，由于煤炭、石油资源的全面短缺，严重制约着我国经济的发展，影响着人民生活水平的提高，从而阻碍了我国可持续发展政策的实施。特别是近年来，随着煤炭及石油价格的飚升，火电厂产热产电的成本不断增加，而上网热价及电价的增长却是有限的，这样就导致利润空间越来越小的热电企业甚至出现亏损。因此热电厂为了拓展更大的生存空间，一方面要依靠国家政策来改善外部环境，另一方面需要进行自身的节能性改造，主要通过降低成本消耗，同时增加热负荷，进而实现经济效益的提高，達到扭亏为盈的目的。因此，很多企业便着手研究行之有效的方法。
1、电站锅炉给水系统变负荷下“协同调节”主要研究内容
近年来，随着关于防止火力发电厂给水泵发生汽蚀的研究越来越多，锅炉给水泵的运行技术也逐渐发展成熟。目前大多数发电厂采用在主给水泵前加装前置泵来满足机组安全、经济运行的需求，但是对于不同容量及参数的发电机组，其给水系统有主给水泵与前置泵串联的单套系统，以及主给水泵与前置泵串联后再并联的双套系统两种形式。本文分别针对200MW、300MW和600MW复合滑压运行机组的锅炉给水泵及前置泵特性方程进行拟合，并且分析比较了200MW机组单、双套给水系统，给水泵采用单纯变速调节和协同调节时的调节特性，同时定量分析了300MW、600MW机组双套给水系统采用协同调节的可行性及调节特性，确定变负荷下不同参数、容量机组给水泵的最佳调节方式。具体研究内容分为以下几个方面：
1）针对目前火力发电厂给水泵不同配置及联合运行方式，建立锅炉给水系统数学模型。2）分析目前常用的给水泵流量调节方式的原理及优缺点。3）某电站200MW滑压运行机组给水系统有两种运行方式：给水泵与前置泵串联运行的单套给水系统；两组给水泵与前置泵的串接泵组并联运行的双套给水系统。分析比较不同形式给水系统分别采用协同调节和单纯变速调节的调节特性，定量分析两种变流量调节方式的节能性。4）为了研究协同调节方案的适应性及可行性，分别以300MW、600MW复合滑压运行机组的并联给水系统为例，拟合变速调节和协同调节两种方式的调节特性曲线，并对给水系统消耗的轴功率进行不同调节方式下能耗比较，从而确定变流量时，不同负荷下给水泵的最佳调节方式。5）变流量调节过程中管路特性曲线的变化，以及保证给水系统安全稳定的操作方法。
2、给水系统配置及运行工况调节
2.1、给水系统的不同形式
2.1.1、母管制系统
如图1所示，单母管制给水系统在给水泵入口侧、出口侧分别装设吸水母管、压力母管，并且均采用单母管分段。此外还设有采用切换母管的锅炉给水母管。单母管制给水系统安全可靠，主要体现在当母管或者直接连通母管的关断阀检修时不会导致全厂停运。此外这种给水系统还具有一定的灵活性，通过多台给水泵同时向压力母管送压。但系统复杂、阀门多、耗钢材、投资大。适用于给水泵出力与锅炉容量不匹配的情况，目前高压供热式机组及中、高压参数电厂采用这种形式。
切换母管制系统中低压吸水母管一般为单母管分段，而压力母管以及锅炉给水母管则选用切换母管，如图2-2所示。发电厂中汽轮机与对应锅炉构成一个单元，并且每个单元之间通过联络母管相连。切换母管制给水系统的主要优点在于其具有较高的灵活性及可靠性，并且能够使锅炉存在的富裕容量得到充分利用，同时将总的热、电负荷有利的分配到各个锅炉之间。但是这种系统具有管道长、阀门多、初投资大等缺点。适用于机炉容量不完全匹配，或者装设有备用锅炉、参数不太高的火力发电厂。
2.1.2、单元制系统
对于超高压参数及以上的发电机组，采用单元制给水系统可以节省大量的高压钢管，主要原因在于此种系统管路简短，阀门较少，因此可以节省初投资。同时由于阀门数量的减少，在一定程度上降低了管路系统的散热及压力损失。此外单元制系统不易发生事故，从而减小了检修工作量，为机炉的集中控制和维护提供了方便。但是这种给水系统灵活性差，相邻各单元之间不能切换运行，其中任一主设备因故障检修，整个单元都会被牵制，因此适用于中间再热凝汽式机组以及中间再热供热式机组的发电厂。
2.2给水泵组的驱动方式及配置原则
为了满足给水系统安全持续运行的要求，避免给水泵发生汽蚀，一般在锅炉给水系统中采用主给水泵附加电动前置泵相串联的形式。
由于主给水泵的驱动方式有电动机驱动和小汽轮机驱动两种方式，因此前置泵与主给水泵的连接方式也有两种：当机组选用电动调速泵时，给水泵与前置泵共用一台电动机驱动同轴布置。通常低速电动机直接连接前置泵，通过液力耦合器传递转矩来带动主给水泵，目前国内125MW和200MW机组均采用这种方式。当主给水泵由小汽轮机驱动时，前置泵单独由电动机驱动，给水泵与前置泵不同轴。300MW机组多采用这种方式。国内600MW机组汽动给水泵一般布置在汽轮机运转层，前置泵则在除氧器工作层，两者采用不同轴布置方式，但也有电厂将主泵与前置泵同轴布置，放在汽轮机运转层。该文对某电厂660MW超临界燃煤发电机组给水泵与前置泵是否同轴布置进行了定量分析，综合考虑除氧器安装高度、给水泵汽蚀、初投资、及运行费用等因素，得出前置泵与主给水泵同轴布置的经济效益更明显。
给水泵是向锅炉输送高温给水的设备，为了保证电站锅炉持续安全的运行，这就要求给水泵具有很高的安全可靠性，因此，给水泵的配置也变得至关重要。对于不同的发电机组，给水泵的台数与机组的容量、运行方式、负荷变化等因素有关[46-47]，为此根据DL5000-2000《火力发电厂设计技术规程》规定： 1）在每一给水系统中，给水泵出口的总流量均应保证供给其所连接系统全部锅炉在最大连续蒸发量时所需的给水量。同时考虑给水泵的老化、锅炉连续排污量、汽包水位调节的需要、锅炉本体吹灰及汽水损失、不明泄漏量等因素，还应留有一定裕量。
2）给水泵的扬程应为从除氧器给水箱出口到省煤器进口介质流动总阻力、锅炉平均水位与除氧器给水箱正常水位间的水柱静压差、锅炉最大连续蒸发量时省煤器入口的给水压力和除氧器额定工作压力之和。
2.3、机组运行方式
由于经济的迅猛发展，电网负荷峰谷差变得越来越大，这就要求大容量、高参数机组参与调峰运行，从而导致大容量机组成为电网主干，而我国目前的大机组大多按照基本负荷来设计，因此为了满足负荷调峰需求、机组安全运行以及节能降耗的要求，大多数电厂采用低负荷滑压运行方式。
定压运行是指汽轮机在不同工况运行时，汽轮机前主蒸汽压力和温度保持不变，依靠改变汽轮机调节汽门的开度来实现机组功率的变动。滑压运行是指汽轮机在不同工况运行时，汽轮机主汽门和调节汽门都是全开的，机组功率的变动靠汽轮机前主蒸汽压力的改变得以实现。
实践证明，在运行过程中，当机组的实际负荷与额定负荷相差较小时，定压运行比滑压运行的经济性更优，机组的各项运行参数趋近于设计工况。当实际负荷继续减少，定压运行引起的节流损失也相应增大，从而抵消掉由于高温高压的初参数所带来的循环热效率的好处，此时采用滑压运行不仅可以维持新蒸汽温度及再热温度，还能保持较高的相对内效率。因此，通过以往的研究，发电机组基本都采用定-滑-定的复合运行方式。
2.4、给水泵的调节
为了适应现代发电机组变负荷的要求，需要改变锅炉给水泵的运行工况点来实现锅炉给水量的改变，其中给水泵在变流量下的工作点是由给水系统管路特性曲线与给水泵本身的性能曲线来共同确定的。
1）节流调节
给水泵节流调节一般分为出口端节流和吸入端节流，但是吸入端节流不但改变了管路特性曲线，也改变了给水泵的性能曲线，从而使进口压力降低引起给水泵汽蚀，不宜采用，因此电厂给水泵节流调节一般指出口端节流。
2）变速调节
变速调节是指机组负荷变化时，管路系统调节阀开度保持一定，即管路特性曲线恒定，改变给水泵转速来更改其本身的性能曲线，从而改变泵的工况点。如图2-5所示当机组流量减小到qv3时，使给水泵转速减小到n3，此时3点即为给水泵工况点。反之当机组流量增大时，提高泵的转速，2点即为其工况点。
3）协同调节
本文提出的协同调节方案是使给水泵工作点保持在高效区，将节流调节与阀门调节有机结合的调节方式，即改变阀门开度的同时调整泵的转速，从而使给水系统管路特性曲线与给水泵本身性能曲线均发生改变得到给水泵的工作点，并且保持其工作点落在泵的高效工作区内，从而达到调节流量的目的。协同调节方式的工作原理如图2-6所示。
图中M点为额定工况下给水泵的工作点，此时泵效率维持在最高点。当机组滑压运行时，流量由qm减小到qa，同时调整阀门开度与泵转速，并保持给水泵的工作点A与M在同一等效曲线上。从图中可以看出，采用协同调节时泵消耗的功率相比于额定工况下要少，能够达到更好的节能效果。
结束语
协同调节方案科学、可行，节能效果更加顯著。但采用协同调节时，管路阀门的开度应预先留有一定余量，或放大管道的直径等，否则会达不到预想的效果。
参考文献：
[1]曹雪源.电站锅炉给水系统变负荷下“协同调节”研究[D].东北电力大学，2014.
[2]胡思科，曹雪源，王嘉琦.协同调节在机组变负荷运行中的应用[J].热力发电，2014，06：41-45.
[3]邓春.锅炉给水泵运行方式优化及其控制的研究[D].江苏大学，2007.
[4]胡思科，苏雪刚，王丽萍.基于变频调速下水泵的更优运行方式-协同调节[J].中国给水排水，2010，26（9）：77-80.