结合国内外超临界技术发展的最新状况及趋势,对神华河曲2×350MW超临界循环流化床燃煤机组热经济指标的优化进行探讨,提出达到国内同类型机组一流热经济指标的几种可行性技术措施｡原THA汽机热耗为8020kJ/kW˙h,通过一系列综合技术措施,对于半干法脱硫方案,汽轮机保证工况热耗率减少87.86kJ/kW˙h,到7932.14kJ/kW˙h,发电煤耗优化302.69g/kW˙h,根据电气专业提供的6.23%厂用电率,计算供电标煤耗为322.80g/kW˙h｡对于湿法脱硫方案,汽轮机保证工况热耗率减少126.86kJ/kW˙h,到7893.14kJ/kW˙h,发电煤耗优化301.2g/kW˙h,根据电气专业提供的6.45%厂用电率,计算供电标煤耗为321.97g/kW˙h｡
1工程概况工程
属新建性质,建设规模为2×350MW凝汽式超临界汽轮发电机组,冷却方式采用表面式间接空冷,锅炉采用循环流化床锅炉｡
2热经济性指标定义
按照《大中型火力发电厂设计规范GB50660-2011》标准,火力发电厂的热经济性指标是用全厂发电热效率ηfn或发电标准煤耗率bfn来评价的:
ηfn=ηqnηglηgd×105
ηfn—机组设计发电热效率(%);ηqn—汽轮发电机热效率(%);
ηgl—锅炉效率,取用锅炉设备技术协议中明确的锅炉效率保证值(按低位热值效率)(%);
ηgd—管道效率(%),取99%;
全厂热效率ηfn和供电标准煤耗率bfn指标之间的关系如下:
3汽轮机热耗率
本工程汽轮机THA工况热耗为8020kJ/kW˙h｡
4锅炉热效率
本工程锅炉效率90.44%,此效率为循环流化床锅炉排红渣条件下效率,即冷渣器热量回收(排冷渣)不考虑到锅炉效率中｡
5热力系统优化
5.1主汽､再热系统压降优化
为了降低主蒸汽系统､再热系统的压降,采取以下措施:①合理的选择主蒸汽及再热蒸汽系统的管道规格;②优化布置,缩短主蒸汽､再热热段､再热冷段管道长度;③采用内径管道,选择合适的管道粗糙度;④在主蒸汽管道上不装设流量测量喷嘴,在锅炉两级过热器之间设置流量测量装置测量主汽流量,降低主蒸汽管道压降;⑤优化选用Y型三通､弯管,以降低局部阻力｡通过对主要管道的压降优化,在THA工况下,主蒸汽管道的压降为0.586MPa,为汽轮机额定进汽压力(24.2MPa(a))的2.42%;再热系统的压降为0.384MPa,为汽轮机高压缸排汽压力(4.429MPa(a))的8.67%,均满足现行《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660-2011)｡相应汽机热耗率可降低约5.4kJ/kW˙h,节省标煤耗约0.18g/kW˙h;整个再热系统的总压降由10%优化至8.67%后,汽机热耗率可降低约7.46kJ/kW˙h,节省标煤耗约0.25g/kW˙h｡主汽､再热系统管道优化总共可降低汽机热耗12.86kJ/kW˙h,节省标煤耗0.43g/kW˙h。
5.2回热系统优化
5.2.1增设3号高加外置蒸汽冷却器
由于三段抽汽过热度比较高,在省煤器入口增设一50%给水通流量的3号高加外置蒸汽冷却器,用三段抽汽先加热进入省煤器入口的高压给水,然后蒸汽再进入3号高加继续加热给水,最终提高进入锅炉的给水温度,提高机组热效率｡
经和汽机厂初步配合,各负荷下给水温度约提高4.1℃,经锅炉厂初步核算,由于给水参数变化不大,对锅炉安全性没有影响｡经济性方面,汽机热耗减少约19kJ/kW˙h｡单台机组发电标煤耗减少约0.65g/kW˙h｡
5.2.2高压加热器端差优化
目前,国内建设的350MW超临界机组均配3台高压加热器,为利用汽轮机1､2､3段抽汽的过热度,这些高压加热器均内设过热蒸汽冷却段｡高压加热器设计上端差沿用上世纪80年代引进美国技术设计制造300､600MW亚临界机组的数据,分别为-1.7℃,0℃,0℃｡通过对350MW机组1､2､3号高加参数进行分析,选取了两组上端差值,并进行了核算,结果如表1所示｡
从表1可以看出,高加端差优化后,汽机热耗有一定的减少,但是并不是非常显著,而且还涉及到高压加热器的设计制造的修改｡经与高加厂进行初步交流,如果高加采用上端差(-1.7℃,-1℃,-1℃),是比较容易实现,初投资也基本没有变化;但如果高加上端差进一步降低则较难达到,而且需要根据具体的热平衡参数进行仔细核算｡因此,可在高压加热器招标时,将高压加热器端差作为评标的重要参数,要求投标方进行优化,以便最大可能的降低汽轮机热耗｡
[pagebreak]5.2.3冷渣器余热利用系统
通过热经济性计算比较,采用凝结水作为冷渣器的冷却水,可以将锅炉排渣的余热回收到回热系统中,减少了部分回热抽汽量,在机组进汽量相同的条件下增加了发电功率,提高了机组的热效率,降低了机组热耗｡在用凝结水作为冷渣器冷却水的方案中,冷渣器与6号低加并联的接入方式热经济性最好｡降低机组热耗55kJ/kW˙h,折发电标准煤耗1.88g/kW˙h｡
5.2.4锅炉排烟余热利用系统
按业主要求,采用半干法脱硫方案时不采用烟气余热利用措施｡本部分针对湿法脱硫方案而设置｡在空预器后除尘器前设置低温省煤器,通过传统的低温省煤器回收锅炉排烟余热｡根据烟气与凝结水换热平衡计算,低温烟气换热器烟气侧入口烟温为135℃,烟气侧出口温度为105℃,烟气温度降低约30℃,可以将400t的凝结水由90.34℃加热至122.7℃｡
该系统在本工程应用后,可带来以下显著效果:①降低锅炉排烟温度30℃｡②降低机组热耗39kJ/kW˙h,折发电标准煤耗1.3g/kW˙h｡③可以大大减少脱硫吸收塔系统的蒸发水量｡据初步核算,本工程两台机组脱硫蒸发水量比不设置低温省煤器减少蒸发水量约45t/h｡
5.2.5汽动给水泵前置泵同轴配置方案
本工程推荐采用2×50%容量的汽动给水泵方案,采用上排汽汽轮机拖动,且前置泵由主泵通过变速箱及联轴器驱动｡本方案取消了电动前置泵,减少厂用电约400kW,占厂用电率的0.11%｡
6优化结果
6.1优化结果汇总汽机热耗优化成果见表2｡
6.2优化后机组热经济指标
经过上述一系列优化后,全厂热经济指标计算结果如表3｡
