CN111664504B - 汽轮机热力系统微增变量对汽轮机热耗影响的预测方法 - Google Patents

汽轮机热力系统微增变量对汽轮机热耗影响的预测方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种汽轮机热力系统微增变量对汽轮机热耗影响的预测方法，该方法在机组的设计纯凝热平衡状态下，假设供热流量微增，分析供热后汽轮机热力系统热量和功的变化，并在原有汽轮机热耗公式基础上，推算得到通用的供热微增变化预测模型，通过该供热微增变化预测模型获得供热微增变化后的热耗，并通过现场供热试验对结果进行验证。与现有技术相比，本发明具有减少预测成本，无需通过现场试验，只需通过收集基本的设计数据便可利用供热微增变化预测模型进行精确计算等优点。

Description

汽轮机热力系统微增变量对汽轮机热耗影响的预测方法
技术领域
本发明涉及汽轮机改造技术，尤其是涉及一种汽轮机热力系统微增变量对汽轮机热耗影响的预测方法。
背景技术
目前国内很多火力发电机组为了实现节能降耗，进行供热改造，以获得更高的经济效益，为了定量检测供热改造对机组经济指标的影响，当前一般采用以下三种方法：
1)现场性能对比试验方法：测试供热前后的汽轮机热耗。该方法有以下三个缺点：
①代价和成本高，需要邀请有资质的试验单位进行测试并加装额外的试验测点；
②试验精度受到现场安装测点不确定度的影响；
③试验工况的供热流量大小以及稳定性受到外界热用户需求的影响，因此试验计算得出的供热改造对汽轮机热耗及供电煤耗的影响一般是在特定的供热流量工况下获得的，因此数据的参考意义受到限制。
2)通过设计院的设计软件进行可行性研究，计算供热改造的效果，缺点仅适用于机组设计阶段。
3)使用等效焓降的方法进行计算，需要针对不同机组的不同设计工况计算各级的抽汽效率，计算量大并且难以保证预测精度。
发明内容
本发明的目的就是为了克服上述现有技术存在的缺陷而提供一种汽轮机热力系统微增变量对汽轮机热耗影响的预测方法，得到供热对机组热耗影响的简易模型，利用该通用模型可以方便核算供热改造对机组经济指标的影响。
本发明的目的可以通过以下技术方案来实现：
一种汽轮机热力系统微增变量对汽轮机热耗影响的预测方法，该方法在机组的设计纯凝热平衡状态下，假设供热流量微增，分析供热后汽轮机热力系统热量和功的变化，在原有汽轮机热耗公式基础上，推算得到通用的供热微增变化预测模型，通过该供热微增变化预测模型获得供热微增变化后的热耗，并通过现场供热试验进行验证。
优选地，所述的汽轮机热耗公式为：
Figure BDA0002535690580000021
P·HR＝(Gms·hms+GRH·hRH-GCRH·hCRH-GFW·hFW)……………………………(1)
其中HR-----汽轮机热耗率，kJ/kWh；
Gms-----主蒸汽流量，t/h；
hms-------主蒸汽焓值，kJ/kg；
GCRH----冷再热蒸汽流量，t/h；
GRH------再热蒸汽流量，t/h；
hRH-------热再热蒸汽焓值，kJ/kg；
hCRH------冷再热蒸汽焓值，kJ/kg；
hFW-------给水焓值，kJ/kg；
GFW-------给水流量，t/h；
P-----------发电机功率，MW。
优选地，所述的供热微增变化预测模型具体如下：
将微增变量代入汽轮机热耗的计算公式中，以求取新的供热热耗：
Figure BDA0002535690580000022
Figure BDA0002535690580000031
将公式(1)代入公式(3)，得到供热微增变化预测模型的公式(4)：
Figure BDA0002535690580000032
优选地，所述的微增的假设条件为：
主蒸汽流量微增1％Gms，给水流量微增1％Gms，冷再热蒸汽供热流量增加1％Gms，给水温度保持不变，由于汽轮机热力系统需要保持流量平衡，机组供热后需要对机组进行相应补水，补水流量等于供热流量。
优选地，所述的变量包括：
1)主汽门到供热抽汽口之间的高压缸做功增加：1％Gms·(hms-hgr)/3600；
2)补水流量增加，通过凝汽器的汇集，使凝结水流量增加1％Gms，为加热这部分凝结水，低加抽汽量增加：
Figure BDA0002535690580000033
3)低加抽汽量增加，低压缸通流部分做功减少
Figure BDA0002535690580000034
4)凝结水流量增加，通过除氧器的汇集，给水流量增加1％Gms，为加热这部分给水，高加和除氧器抽汽量增加：
Figure BDA0002535690580000035
5)高加和除氧器抽汽量增加，高压缸和中压缸通流部分做功减少
Figure BDA0002535690580000036
优选地，所述的通过该供热微增变化预测模型获得供热微增变化后的热耗具体为：
将公式(4)定义为供热微增变化预测模型，通过收集电厂热力系统设计热平衡图上的发电功率、主蒸汽压力和温度、各级抽汽压力和温度、供热压力和温度、低压缸排汽压力和温度、各级抽汽流量以及主蒸汽流量，计算主蒸汽焓值、抽汽焓值、排汽焓值以及供热的焓值，即可通过设计纯凝热耗计算得到供热微增变化后的热耗。
优选地，所述的焓值通过焓熵软件计算得到。
优选地，该方法在机组实际供热改造的应用中，通过改变公式(4)中的供热流量，计算出实际供热改造后的供热热耗。
优选地，当机组的供热流量为1％Gms时，所述的供热微增变化预测模型的计算精度通过现场试验数据的验证，误差为0.011％。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
1)减少成本，无需通过试验，只通过收集基本的设计数据，利用供热微增变化预测模型进行计算；
2)通过假设供热流量占主蒸汽流量的1％，使计算得出的供热煤耗数据更有横向比较的意义；
3)本发明供热微增变化预测模型清晰简明，计算精度高，适用性更强。
附图说明
图1为某1000MW电厂纯凝热平衡示意图；
图2为供热微增变量影响计算方法的流程图；
图3为机组的纯凝热平衡示意图；
图4为机组的假设供热热平衡示意图；
图5为机组的试验供热热平衡图；
图6为机组的试验纯凝热平衡图。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明的一部分实施例，而不是全部实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都应属于本发明保护的范围。
本发明的具体实现过程如下：
本发明在机组的设计纯凝热平衡状态下，假设供热流量微增，分析供热后汽轮机热力系统热量和功的变化，在原有汽轮机热耗公式基础上，推算得到通用的供热微增变化预测模型，通过该供热微增变化预测模型获得供热微增变化后的热耗，并通过现场供热试验进行验证。
1.1热耗率的定义：热耗率＝循环净吸热量/出力。循环净吸热量是指进出锅炉的热量代数和。
1.2汽轮机热耗(纯凝)计算公式如下所示：
Figure BDA0002535690580000051
P·HR＝(Gms·hms+GRH·hRH-GCRH·hCRH-GFW·hFW)……………………………(1)
其中HR-----汽轮机热耗率，kJ/kWh；
Gms-----主蒸汽流量，t/h；
hms-------主蒸汽焓值，kJ/kg；
GCRH----冷再热蒸汽流量，t/h；
GRH------再热蒸汽流量，t/h；
hRH-------热再热蒸汽焓值，kJ/kg；
hCRH------冷再热蒸汽焓值，kJ/kg；
hFW-------给水焓值，kJ/kg；
GFW-------给水流量，t/h；
P-----------发电机功率，MW。
以某上汽1000MW电厂为例，计算机组的纯凝热耗，示意图如下图1所示：
将具体数据带入公式(1)，可以得出：HR＝7306kJ/kWh。
1.2在此纯凝热平衡状态的基础上，假设机组进行冷再热蒸汽供热，对机组供热后的参数进行核算，推算得到供热热耗。
1.2.1假设条件：主蒸汽流量微增1％Gms，给水流量微增1％Gms，冷再热蒸汽供热流量增加1％Gms，给水温度保持不变，由于汽轮机热力系统需要保持流量平衡，机组供热后需要对机组进行相应补水，补水流量等于供热流量。
1.2.2参数的变化如下所示：
1)主汽门到供热抽汽口之间的高压缸做功增加：1％Gms·(hms-hgr)/3600；
2)补水流量增加，通过凝汽器的汇集，使凝结水流量增加1％Gms，为加热这部分凝结水，低加抽汽量增加：
Figure BDA0002535690580000061
3)低加抽汽量增加，低压缸通流部分做功减少
Figure BDA0002535690580000062
4)凝结水流量增加，通过除氧器的汇集，给水流量增加1％Gms，为加热这部分给水，高加和除氧器抽汽量增加：
Figure BDA0002535690580000063
5)高加和除氧器抽汽量增加，高压缸和中压缸通流部分做功减少
Figure BDA0002535690580000064
将以上变量代入热耗的计算公式中，以求取新的供热热耗：
Figure BDA0002535690580000065
Figure BDA0002535690580000066
将公式(1)代入公式(3)，可以得到公式(4)：
Figure BDA0002535690580000067
1.3将公式(4)定义为供热微增变化预测模型，通过收集电厂热力系统设计热平衡图上的发电功率、主蒸汽压力和温度、各级抽汽压力和温度、供热压力和温度、低压缸排汽压力和温度、各级抽汽流量以及主蒸汽流量，通过焓熵软件计算主蒸汽焓值、抽汽焓值、排汽焓值以及供热的焓值，即可通过设计纯凝热耗计算得到供热微增变化后的热耗。
1.4在机组实际供热改造的应用中，可以通过改变公式(4)中的供热流量，计算出实际供热改造后的供热热耗。
1.5该供热微增变化预测模型的计算精度通过现场实际供热的试验数据进行验证。
1.6经过试验数据验证后，该公式可推广到不同类型的供热改造机组。
具体实施例
某电厂的百万机组经过改造，可向外供热的汽轮机抽汽参数如下表1：
表1
项目 温度(℃) 压力(MPa) 流量(t/h) 备注
冷再 375～362 2.9～5.9 100 50％～100％THA
#1抽汽 401～412 7.8～3.9 100 50％～100％THA
#0抽汽 513～514 6.4～11.9 100 40％～75％THA
1.由于外界热用户的增加，需要增加电厂的供热流量，根据电厂的需求，计算不同发电功率对应的不同供热参数的热耗变化。
2.
以冷再热蒸汽，即高压缸排汽抽汽供热为例，供热微增变量影响计算模型的推理过程如以下框图所示，见图2：
3.从图上可以看出，该公式是从发电功率和系统吸热量两个角度考虑热耗的变化，因此可以同时考虑发电功率和供热量的变化对热耗的影响，并排除其他无关因素的影响。
以该电厂为例，计算机组的纯凝热耗，热平衡图如图3所示，表2为纯凝工况蒸汽参数。
表2
参数 压力 温度 焓 流量
单位 bar ℃ kJ/kg t/h
主蒸汽 262.5 600 3482.1 2730.1
再热蒸汽 54.7 600 3663 2271.89
最终给水 321.02 292.5 1290.1 2730.1
冷再蒸汽 59.46 362.9 3081.3 2271.89
Figure BDA0002535690580000081
该机组进行供热改造，假设主蒸汽流量增加1％Gms，热平衡图如图4所示，表3为假设供热工况蒸汽参数；
表3
名称 压力 温度 焓 流量增加
单位 bar ℃ kJ/kg t/h
主蒸汽 262.5 600 3482.1 27.30
最终给水 321.02 292.5 1290.1 27.30
一抽蒸汽 77.56 400.5 3145.7 1.34
二抽蒸汽 77.56 400.5 3145.7 3.11
供热蒸汽 59.46 362.9 3081.3 27.30
三抽蒸汽 21.91 461.3 3380.5 1.12
除氧器进汽 10.66 361.8 3182 0.90
五抽蒸汽 5.83 282.3 3025.7 2.48
六抽蒸汽 2.287 182.3 2833.5 2.71
七抽蒸汽 0.597 / 2612.6 1.68
八抽蒸汽 0.223 / 2480.4 1.86
凝汽器排汽 / / 2311.48 /
凝汽器补水 / / 77.54 93.46
将实际数据代入公式(3)可以得到：
Figure BDA0002535690580000091
Figure BDA0002535690580000092
Figure BDA0002535690580000093
为了对供热微增变量预测模型进行校核，对机组进行实际供热的投切试验，对供热公式进行现场试验验证。
试验条件：试验期间AGC和一次调频出系，试验负荷保持1000MW稳定运行一个小时，机组高排供热流量100t/h保持稳定，机组正常补水，凝结水调频退出，机组不进行吹灰，不进行磨煤机和制粉系统的操作，不对辅机进行投切操作。
首先对机组试验供热的工况进行热耗计算，热平衡图如图5所示，其中表4为实际供热工况蒸汽参数；
表4
Figure BDA0002535690580000094
试验供热热耗计算结果：
Figure BDA0002535690580000101
其次在机组发电负荷，热力系统运行保持不变的情况下，停止供热，再对机组纯凝的工况进行热耗性能试验，热平衡图如图6所示，表5为试验纯凝工况蒸汽参数；
表5
参数 单位 主蒸汽 再热蒸汽 最终给水 冷再蒸汽
压力 bar 265.11 54.44 304.89 58.03
温度 ℃ 600.47 602.16 291.49 358.94
焓 kJ/kg 3481.11 3668.31 1285.79 3073.81
流量 t/h 2734.56 2303.32 2734.56 2295.11
试验纯凝热耗计算结果：
Figure BDA0002535690580000102
利用供热微增变化预测模型可以得到机组供热1％Gms＝27.3t/h的热耗计算结果为7280.86kJ/kWh，和纯凝设计热耗7306kJ/kWh相比，热耗下降值为25.14kJ/kWh，热耗改善0.344％HR，利用现场试验得到的供热流量为94.93t/h的热耗下降值为113kJ/kWh，实际供热1％Gms，热耗改善0.355％HR。
经过实际供热试验的验证，计算结果表明，供热微增变化预测模型的精度较高，供热流量为1％Gms时，计算结果和试验结果的误差为0.011％HR，小于ASME PTC6《汽轮机性能试验规程》中0.25％的不确定度要求。
以上所述，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到各种等效的修改或替换，这些修改或替换都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以权利要求的保护范围为准。

Claims (7)

1.一种汽轮机热力系统微增变量对汽轮机热耗影响的预测方法，其特征在于，该方法在机组的设计纯凝热平衡状态下，假设供热流量微增，分析供热后汽轮机热力系统热量和功的变化，在原有汽轮机热耗公式基础上，推算得到通用的供热微增变化预测模型，通过该供热微增变化预测模型获得供热微增变化后的热耗，并通过现场供热试验进行验证；
所述的汽轮机热耗公式为：
Figure FDA0003054061940000011
P·HR＝(Gms·hms+GRH·hRH-GCRH·hCRH-GFW·hFW) (1)
其中HR-----汽轮机热耗率，kJ/kWh；
Gms-----主蒸汽流量，t/h；
hms-------主蒸汽焓值，kJ/kg；
GCRH----冷再热蒸汽流量，t/h；
GRH------再热蒸汽流量，t/h；
hRH-------热再热蒸汽焓值，kJ/kg；
hCRH------冷再热蒸汽焓值，kJ/kg；
hFW-------给水焓值，kJ/kg；
GFW-------给水流量，t/h；
P-----------发电机功率，MW；
所述的供热微增变化预测模型具体如下：
将微增变量代入汽轮机热耗的计算公式中，以求取新的供热热耗：
Figure FDA0003054061940000012
Figure FDA0003054061940000021
将公式(1)代入公式(3)，得到供热微增变化预测模型的公式(4)：
Figure FDA0003054061940000022
其中HRnew为汽轮机供热热耗率，ΔGms为主蒸汽流量变化量，hms为主蒸汽焓值，Ggr为供热流量，hgr为供热焓值，ΔGbs为补水流量增加值，hbs为补水焓值，Gj为低加抽汽量，GCW为凝结水流量，hj为低加抽汽焓值，hpq为低压缸排汽焓值，Gi为高加抽汽量，hi为高加抽汽焓值，
Figure FDA0003054061940000023
为1号高加、2号高加、3号高加和除氧器的抽汽量之和；
Figure FDA0003054061940000024
为5号低加、6号低加、7号低加和8号低加的抽汽量之和。
2.根据权利要求1所述的一种汽轮机热力系统微增变量对汽轮机热耗影响的预测方法，其特征在于，所述的微增的假设条件为：
主蒸汽流量微增1％Gms，给水流量微增1％Gms，冷再热蒸汽供热流量增加1％Gms，给水温度保持不变，由于汽轮机热力系统需要保持流量平衡，机组供热后需要对机组进行相应补水，补水流量等于供热流量。
3.根据权利要求1所述的一种汽轮机热力系统微增变量对汽轮机热耗影响的预测方法，其特征在于，所述的变量包括：
1)主汽门到供热抽汽口之间的高压缸做功增加：1％Gms·(hms-hgr)/3600；
2)补水流量增加，通过凝汽器的汇集，使凝结水流量增加1％Gms，为加热这部分凝结水，低加抽汽量增加：
Figure FDA0003054061940000025
3)低加抽汽量增加，低压缸通流部分做功减少
Figure FDA0003054061940000031
4)凝结水流量增加，通过除氧器的汇集，给水流量增加1％Gms，为加热这部分给水，高加和除氧器抽汽量增加：
Figure FDA0003054061940000032
5)高加和除氧器抽汽量增加，高压缸和中压缸通流部分做功减少
Figure FDA0003054061940000033
4.根据权利要求1所述的一种汽轮机热力系统微增变量对汽轮机热耗影响的预测方法，其特征在于，所述的通过该供热微增变化预测模型获得供热微增变化后的热耗具体为：
将公式(4)定义为供热微增变化预测模型，通过收集电厂热力系统设计热平衡图上的发电功率、主蒸汽压力和温度、各级抽汽压力和温度、供热压力和温度、低压缸排汽压力和温度、各级抽汽流量以及主蒸汽流量，计算主蒸汽焓值、抽汽焓值、排汽焓值以及供热的焓值，即可通过设计纯凝热耗计算得到供热微增变化后的热耗。
5.根据权利要求4所述的一种汽轮机热力系统微增变量对汽轮机热耗影响的预测方法，其特征在于，所述的焓值通过焓熵软件计算得到。
6.根据权利要求1所述的一种汽轮机热力系统微增变量对汽轮机热耗影响的预测方法，其特征在于，该方法在机组实际供热改造的应用中，通过改变公式(4)中的供热流量，计算出实际供热改造后的供热热耗。
7.根据权利要求6所述的一种汽轮机热力系统微增变量对汽轮机热耗影响的预测方法，其特征在于，当机组的供热流量为1％Gms时，所述的供热微增变化预测模型的计算精度通过现场试验数据的验证，误差为0.011％。
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