CN113532798A - 一种超临界电站锅炉低负荷最小给水流量的计算方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种超临界电站锅炉低负荷最小给水流量的计算方法，属于火电机组的锅炉领域，计算方法包括了干态运行条件下低负荷稳燃试验、低负荷试验阶段水侧吸热量确定、低负荷试验阶段热负荷分布拟定、锅炉水动力计算校核、最小给水流量确定等步骤。本发明得到的最小给水流量，可以为燃煤锅炉深度调峰和降负荷后干态运行提供非常有利的参考。确保锅炉在低负荷安全运行的同时，也有良好经济效益。
Description
技术领域
本发明属于火电机组的锅炉领域，具体涉及一种超临界电站锅炉低负荷最小给水流量的计算方法。
背景技术
随着利用可再生能源技术的不断发展，新能源电力已经在我国电源结构中占据了重要位置。然而如何吸收新能源，解决新能源造成的电网调峰问题是目前制约我国新能源发展的关键。而燃煤发电机组参与调峰时，锅炉在低负荷的水动力安全评估是关键技术之一。火电调峰的运行过程中，超(超)临界锅炉低负荷下容易转湿态运行，此时锅炉蒸发系统产生大量热量损失，也容易造成机组运行不稳定且不经济，如果锅炉能在低负荷下保持干态运行且在安全范围内减小给水流量，可以大幅度降低机组煤耗，也会大大减少电厂低负荷运行成本，带来较为可观的收益。本发明的目的为计算校核超(超)临界锅炉在低负荷下的最小给水流量，为电厂调峰运行提供参考依据，同时计算低负荷下锅炉水动力安全特性。
发明内容
本发明的目的在于提供了一种超临界电站锅炉低负荷最小给水流量的计算方法，该方法在保证燃煤机组锅炉在深度调峰时锅炉低负荷水动力安全，在干态运行条件下，计算得到锅炉最小给水流量，为燃煤锅炉深度调峰的实施提供安全参考依据，同时降低锅炉低负荷运行成本，保证低负荷干态安全运行。
为达到上述目的，本发明采用如下技术方案来实现的：
一种超临界电站锅炉低负荷最小给水流量的计算方法，包括以下步骤：
步骤一、低负荷稳燃试验
在燃煤电站锅炉低负荷稳燃试验是指不投油最低稳燃试验，在低负荷试验阶段主要测试锅炉运行总体情况，检查各系统运行状态是否正常；
步骤二、确定低负荷试验阶段水侧吸热量
根据低负荷稳燃实验结果，整理计算得到水侧总吸热量和热负荷偏差系数；
步骤三、拟定低负荷试验阶段热负荷偏差
按照低负荷稳燃试验的主给水流量G和热负荷偏差ηq以及其它边界条件进行水动力计算校核；
步骤四、计算和校核锅炉水动力安全特性
通过水动力计算得到的各受热管流量、压降、出口温度和水冷壁管金属温度，判断受热管出口温度偏差是否大于安全阈值、金属温度是否超温等确定低负荷试验阶段水循环是否安全，如低负荷试验阶段计算安全，则进一步按(G-x)给水流量重新计算水动力特性，x为迭代计算步长，其它计算条件同步骤三；
步骤五、确定最小给水流量
若反复迭代计算得到的水动力结果出现安全隐患，则确定最后一次计算的给水流量与x减给水值之和为最小给水流量，减给水流量计算过程中，假设省煤器出口参数与低负荷试验阶段一致。
本发明进一步的改进在于，步骤一中，具体包括：
观测汽水系统、脱硝系统、受热面、送风机、一次风机、引风机、空预器、给水泵、凝结水泵和控制系统主要性能参数，注意观察分离器处液位、温度和压力，保证低负荷阶段处于干态运行；记录锅炉上、下炉膛壁温测点数据，保证各受热面温度在安全范围内，观察低负荷下的锅炉各系统适应性，确保低负荷稳燃期间机组的安全运行。
本发明进一步的改进在于，步骤一中，低负荷的目标负荷为额定电负荷30％以下。
本发明进一步的改进在于，步骤二中，完成低负荷稳燃试验后，根据低负荷锅炉运行数据计算水冷壁侧的吸热量，具体根据主给水流量、省煤器出口温度、省煤器出口压力、汽水分离器出口温度和汽水分离器出口压力计算锅炉水侧总吸热量，计算如下式(1)所示：
Q吸热＝G(h出口-h入口) (1)
式中Q吸热表示水冷壁总吸热量，G为主给水流量，h出口和h入口分别表示汽水分离器出口位置和省煤器出口工质的焓值大小，焓值大小则由对应位置工质的温度和压力确定；
完成低负荷稳燃试验后，根据记录水冷壁壁温测点温度大小分布拟合炉膛宽度、深度方向吸热偏差系数，具体拟合方法如下所示：
根据壁温测点的温度数值推算各测点代表水冷壁管内对应位置工质焓值大小，但各测点位置水冷壁管内工质压力未知，根据低负荷汽水分离器位置压力值作为参考，统一假设水冷壁测点位置处工质压力，得到各测点处水冷壁管工质焓值大小分布，再根据水冷壁入口位置焓值大小，得到每个测点位置焓值增大的差值大小，将每个测点位置的焓增与平均焓增之比作为吸热偏差系数；
Δhi＝f(ti，p)-h入口
式中Δhi为第i测点对应水冷壁管的焓值增量，ti为第i测点对应的水冷壁管实测温度，i表示测点编号，p为水冷壁出口位置实测压力，h入口为水冷壁入口位置工质焓值，由省煤器出口工质参数决定；
式中
为水冷壁管焓值增量的平均值，i表示测点编号，N为测点总数，Δhi为第i测点对应水冷壁管的焓值增量；
式中ηi为第i测点位置处水冷壁管吸热偏差系数，i表示测点编号；
而吸热偏差ηi又是与热负荷偏差ηt、各管流量偏差ηq以及结构偏差ηs有关：
ηi＝ηtηq/ηs
在初步计算时，假设各管流量偏差和结构偏差均相同，则吸热偏差与热负荷偏差近似相等。
本发明进一步的改进在于，步骤三中，所述水动力计算方法按照相关计算标准执行，得到初步计算结果，根据计算得到各水冷壁管出口温度，比较低负荷水冷壁管实测温度和计算值的误差，如果误差大于10％，则用计算得到的流量偏差修正和吸热偏差修正热负荷偏差，再代入重新计算，只至水冷壁管出口温度误差小于10％。
本发明进一步的改进在于，步骤三中，所述温度误差小于10％后，根据低负荷稳燃试验阶段锅炉水动力结果判断低负荷试验阶段是否有安全隐患，安全隐患是指水冷壁超温、传热恶化、壁温偏差大于安全阈值。
本发明进一步的改进在于，步骤四中，所述低负荷试验阶段水动力计算结果如果安全，则设置减给水流量x t/h的计算迭代步长，进行迭代计算，计算过程中保持锅炉水侧总吸热量与低负荷稳燃试验阶段锅炉水侧总吸热量一致。
本发明进一步的改进在于，步骤五中，根据计算得到减给水流量后的计算结果，如果锅炉水动力计算结果安全且无其它安全隐患，则继续减给水迭代计算，如果出现超温或大温度偏差，则结束迭代计算，输出最后一次计算用给水流量G和迭代步长x t/h之和作为最小给水流量。
本发明至少具有如下有益的技术效果：
现役超临界火电机组响应国家政策号召，机组锅炉参与深度调峰势在必行。但是超临界锅炉在低负荷运行时会因给水流量限值而过早转湿态运行，而通过计算得到锅炉最小给水流量的边界值，可以为深度调峰和降负荷后干态运行提供非常有利的参考。确保锅炉在低负荷安全运行的同时，也有良好经济效益。
具体而言，本发明具有以下优点：
1)利用低负荷稳燃试验，获取实测低负荷基础数据，得到最低稳燃负荷燃烧边界值，为计算提供充足的数据支撑。
2)利用实测水冷壁管温度数据拟合得到真实的热负荷偏差。保证计算结果较小的误差。
3)针对低负荷工况进行减给水流量核算，得到确保安全的最小给水流量。
附图说明
图1为本发明的一种超临界电站锅炉低负荷最小给水流量的计算方法的流程示意图。
图2为超(超)临界锅炉汽水流程示意图。
图3为实际热负荷偏差数据示意图。
图4为26％BMCR负荷时上炉膛出口温度分布计算值示意图。
图5为上下炉膛出口温度计算误差示意图。
图6为减给水流量后计算上炉膛出口温度分布示意图。
附图标记说明：
1为主给水泵、2为高加、3为省煤器、4为水冷壁系统、5为汽水分离器、6为烟道受热面系统。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本公开的示例性实施例。虽然附图中显示了本公开的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本公开，并且能够将本公开的范围完整的传达给本领域的技术人员。需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。
如图1所示，本发明所述的一种超临界电站锅炉低负荷最小给水流量的计算方法，需要在计算之前进行燃煤机组锅炉的低负荷稳燃摸底试验，通过低负荷稳燃试验得到锅炉最低稳燃的边界条件，即最低稳燃时的锅炉运行关键参数，如磨煤机投运方式、磨煤机电流、总燃料量、总风量、一次风压、给水流量、给水温度、给水压力、汽水分离器工质温度、汽水分离器工质压力等。根据最低稳燃试验结果，确定在最低稳燃条件下锅炉汽水侧的吸热量，如图2所示。对研究锅炉进行水动力计算建模，确定水动力特性安全的最小干态运行给水流量。
本发明提供的一种超临界电站锅炉低负荷最小给水流量的计算方法，具体包括以下步骤：
首先，本发明要在燃煤锅炉进行低负荷稳燃试验。燃煤电站锅炉低负荷稳燃试验是指不投油最低稳燃试验。
本发明所述低负荷试验包括：在干态运行前提下，观测汽水系统、脱硝系统、受热面、送风机、一次风机、引风机、空预器、给水泵、凝结水泵、分离器处液位、控制系统等主要参数。记录锅炉上、下炉膛壁温测点数据，保证各受热面温度在安全范围内，观察低负荷下的锅炉各系统适应性，确保低负荷稳燃期间机组的安全运行。
本发明所述低负荷试验目标为额定电负荷30％以下。
其次，本发明要根据低负荷稳燃实验结果，整理计算得到低负荷水侧总吸热量和热负荷偏差系数。
本发明所述低负荷水侧总吸热量的计算如下式(1)所示：
Q吸热＝G(h出口-h入口) (1)
式中Q吸热表示水冷壁总吸热量，G为主给水流量，h出口和h入口分别表示汽水分离器出口位置和省煤器出口工质的焓值大小，焓值大小则可由对应位置工质的温度和压力确定。
本发明所述热负荷偏差系数具体拟合方法如下所示：
根据壁温测点的温度数值推算各测点代表水冷壁管内对应位置工质焓值大小，但各测点位置水冷壁管内工质压力未知，可根据低负荷汽水分离器位置压力值作为参考，统一假设水冷壁测点位置处工质压力。
得到各测点处水冷壁管工质焓值大小分布。再根据水冷壁入口位置焓值大小，得到每个测点位置焓值增大的差值大小，将每个测点位置的焓增与平均焓增之比作为吸热偏差系数。
Δhi＝f(ti,p)-h入口
式中Δhi为第i测点对应水冷壁管的焓值增量，ti为第i测点对应的水冷壁管实测温度，i表示测点编号，p为水冷壁出口位置实测压力，h入口为水冷壁入口位置工质焓值，由省煤器出口工质参数决定；
为水冷壁管焓值增量的平均值，i表示测点编号，N为测点总数，Δhi为第i测点对应水冷壁管的焓值增量；ηi为第i测点位置处水冷壁管吸热偏差系数，i表示测点编号。
而吸热偏差ηi又是与热负荷偏差ηt、各管流量偏差ηq以及结构偏差ηs有关：
ηi＝ηtηq/ηs
在初步计算时，假设各管流量偏差和结构偏差均相同，则吸热偏差与热负荷偏差近似相等。
最后，本发明按照低负荷稳燃试验的主给水流量G和热负荷偏差ηq以及其它边界条件进行水动力计算校核。
本发明所述水动力计算方法按照相关计算标准执行，得到初步计算结果，根据计算得到各水冷壁管出口温度，比较低负荷水冷壁管实测温度和计算值的误差，如果误差大于10％，则用计算得到的流量偏差修正和吸热偏差修正热负荷偏差，再代入重新计算，只至水冷壁管出口温度误差小于10％。
本发明所述温度误差小于10％后，根据低负荷稳燃试验阶段锅炉水动力结果判断低负荷试验阶段是否有安全隐患，安全隐患是指水冷壁超温、传热恶化、壁温偏差大于安全阈值等。
本发明所述低负荷试验阶段水动力计算结果如果安全，则设置减给水流量xt/h的计算迭代步长，进行迭代计算，计算过程中保持锅炉水侧总吸热量与低负荷稳燃试验阶段锅炉水侧总吸热量一致。
本发明假设省煤器出口参数与低负荷试验阶段一致。
计算得到减给水流量后的计算结果，如果锅炉水动力计算结果安全且无其它安全隐患，则继续减给水迭代计算，如果出现超温或大温度偏差，则结束迭代计算，输出最后一次计算用给水流量G和迭代步长x t/h之和作为最小给水流量。
实施例
本发明具体实施例如下：
步骤一：最低负荷试验过程
某超临界燃煤机组负荷减至40％BMCR工况，试验开始。首先切除AGC运行，机组协调控制在CCS方式，汽轮机调门切至单阀运行，试验期间保持A/B/C三台制粉系统运行，引送风机均两台运行，两层等离子助燃，两台汽泵运行，保持主给水管路运行，脱硫保持单台浆液循环泵(B泵)运行，停用三、四电场，保持一、二、五电场运行。5分钟之后退出锅炉MFT中“锅炉总风量低低”、“给水流量小于550t/h”、“给水流量小于520t/h”保护，解除SCR进、出口烟温低联锁保护。
10分钟之后，由运行人员在DCS协调画面进行机组负荷设定，首次以2MW/min速率进行减负荷，45分钟之后，机组负荷减至30％BMCR工况时(保持干态运行)稳定20分钟，之后再降至26％BMCR负荷，保持稳定运行1小时。步骤二、确定低负荷试验阶段水侧吸热量
表1为低负荷试验过程中得到的锅炉最低负荷时，水冷壁的工作条件，用上述式(1)可计算低负荷水侧吸热量。
表1试验低负荷实测值与满负荷设计值
步骤三、拟定低负荷试验阶段热负荷偏差
根据低负荷试验阶段锅炉水冷温度数据，按照上文所述方法拟定图3所示的实际热负荷偏差数据，作为水动力计算依据。
步骤四、计算和校核锅炉水动力安全特性
水动力计算步骤按照《JB/Z 201—83电站锅炉水动力计算方法》和专利《一种超超临界锅炉通用水动力计算方法》(CN106897547B，2019-04-12)。
初步计算低负荷试验阶段，如图4～5所示，在拟合的热负荷偏差系数下进行计算，得到的回路出口温度与实测的温度误差小于10％，如图5误差分析所示。确定水动力特性安全后，进一步减给水流量30t/h后(即给水量降至500t/h)计算得到如下图6主要计算结果。
步骤五、确定最小给水流量
根据步骤四所述的减给水流量后计算得到的水动力结果，判断水冷壁是否存在超温或温度偏差过大等问题，如图6所示，最大温差达到59.5℃，存在一定的安全风险，则可以确定该锅炉最小给水流量为530t/h，即500t/h与30t/h之和。
虽然，上文中已经用一般性说明及具体实施方案对本发明作了详尽的描述，但在本发明基础上，可以对之作一些修改或改进，这对本领域技术人员而言是显而易见的。因此，在不偏离本发明精神的基础上所做的这些修改或改进，均属于本发明要求保护的范围。
Claims (8)
1.一种超临界电站锅炉低负荷最小给水流量的计算方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤一、低负荷稳燃试验
在燃煤电站锅炉低负荷稳燃试验是指不投油最低稳燃试验，在低负荷试验阶段主要测试锅炉运行总体情况，检查各系统运行状态是否正常；
步骤二、确定低负荷试验阶段水侧吸热量
根据低负荷稳燃实验结果，整理计算得到水侧总吸热量和热负荷偏差系数；
步骤三、拟定低负荷试验阶段热负荷偏差
按照低负荷稳燃试验的主给水流量G和热负荷偏差ηq以及其它边界条件进行水动力计算校核；
步骤四、计算和校核锅炉水动力安全特性
通过水动力计算得到的各受热管流量、压降、出口温度和水冷壁管金属温度，判断受热管出口温度偏差是否大于安全阈值、金属温度是否超温等确定低负荷试验阶段水循环是否安全，如低负荷试验阶段计算安全，则进一步按(G-x)给水流量重新计算水动力特性，x为迭代计算步长，其它计算条件同步骤三；
步骤五、确定最小给水流量
若反复迭代计算得到的水动力结果出现安全隐患，则确定最后一次计算的给水流量与x减给水值之和为最小给水流量，减给水流量计算过程中，假设省煤器出口参数与低负荷试验阶段一致。
2.根据权利要求1所述的一种超临界电站锅炉低负荷最小给水流量的计算方法，其特征在于，步骤一中，具体包括：
观测汽水系统、脱硝系统、受热面、送风机、一次风机、引风机、空预器、给水泵、凝结水泵和控制系统主要性能参数，注意观察分离器处液位、温度和压力，保证低负荷阶段处于干态运行；记录锅炉上、下炉膛壁温测点数据，保证各受热面温度在安全范围内，观察低负荷下的锅炉各系统适应性，确保低负荷稳燃期间机组的安全运行。
3.根据权利要求1所述的一种超临界电站锅炉低负荷最小给水流量的计算方法，其特征在于，步骤一中，低负荷的目标负荷为额定电负荷30％以下。
4.根据权利要求1所述的一种超临界电站锅炉低负荷最小给水流量的计算方法，其特征在于，步骤二中，完成低负荷稳燃试验后，根据低负荷锅炉运行数据计算水冷壁侧的吸热量，具体根据主给水流量、省煤器出口温度、省煤器出口压力、汽水分离器出口温度和汽水分离器出口压力计算锅炉水侧总吸热量，计算如下式(1)所示：
Q吸热＝G(h出口-h入口) (1)
式中Q吸热表示水冷壁总吸热量，G为主给水流量，h出口和h入口分别表示汽水分离器出口位置和省煤器出口工质的焓值大小，焓值大小则由对应位置工质的温度和压力确定；
完成低负荷稳燃试验后，根据记录水冷壁壁温测点温度大小分布拟合炉膛宽度、深度方向吸热偏差系数，具体拟合方法如下所示：
根据壁温测点的温度数值推算各测点代表水冷壁管内对应位置工质焓值大小，但各测点位置水冷壁管内工质压力未知，根据低负荷汽水分离器位置压力值作为参考，统一假设水冷壁测点位置处工质压力，得到各测点处水冷壁管工质焓值大小分布，再根据水冷壁入口位置焓值大小，得到每个测点位置焓值增大的差值大小，将每个测点位置的焓增与平均焓增之比作为吸热偏差系数；
Δhi＝f(ti,p)-h入口
式中Δhi为第i测点对应水冷壁管的焓值增量，ti为第i测点对应的水冷壁管实测温度，i表示测点编号，p为水冷壁出口位置实测压力，h入口为水冷壁入口位置工质焓值，由省煤器出口工质参数决定；
式中
为水冷壁管焓值增量的平均值，i表示测点编号，N为测点总数，Δhi为第i测点对应水冷壁管的焓值增量；
式中ηi为第i测点位置处水冷壁管吸热偏差系数，i表示测点编号；
而吸热偏差ηi又是与热负荷偏差ηt、各管流量偏差ηq以及结构偏差ηs有关：
ηi＝ηtηq/ηs
在初步计算时，假设各管流量偏差和结构偏差均相同，则吸热偏差与热负荷偏差近似相等。
5.根据权利要求4所述的一种超临界电站锅炉低负荷最小给水流量的计算方法，其特征在于，步骤三中，所述水动力计算方法按照相关计算标准执行，得到初步计算结果，根据计算得到各水冷壁管出口温度，比较低负荷水冷壁管实测温度和计算值的误差，如果误差大于10％，则用计算得到的流量偏差修正和吸热偏差修正热负荷偏差，再代入重新计算，只至水冷壁管出口温度误差小于10％。
6.根据权利要求5所述的一种超临界电站锅炉低负荷最小给水流量的计算方法，其特征在于，步骤三中，所述温度误差小于10％后，根据低负荷稳燃试验阶段锅炉水动力结果判断低负荷试验阶段是否有安全隐患，安全隐患是指水冷壁超温、传热恶化、壁温偏差大于安全阈值。
7.根据权利要求6所述的一种超临界电站锅炉低负荷最小给水流量的计算方法，其特征在于，步骤四中，所述低负荷试验阶段水动力计算结果如果安全，则设置减给水流量x t/h的计算迭代步长，进行迭代计算，计算过程中保持锅炉水侧总吸热量与低负荷稳燃试验阶段锅炉水侧总吸热量一致。
8.根据权利要求7所述的一种超临界电站锅炉低负荷最小给水流量的计算方法，其特征在于，步骤五中，根据计算得到减给水流量后的计算结果，如果锅炉水动力计算结果安全且无其它安全隐患，则继续减给水迭代计算，如果出现超温或大温度偏差，则结束迭代计算，输出最后一次计算用给水流量G和迭代步长x t/h之和作为最小给水流量。
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