350MW超临界循环流化床电厂热经济指标优化

350MW超临界循环流化床电厂热经济指标优化

李传永

350MWSupercriticalCFBPowerPlantThermalEconomicParametersOptimization

李传永LIChuan-yong（山东电力工程咨询院有限公司，济南250013）（ShandongElectricPowerEngineeringConsultingInstituteCo.，Ltd.，Ji'nan250013，China）

摘要院本文借鉴国内同容量机组的设计经验，对神华河曲2伊350MW超临界循环流化床燃煤机组进行了热经济指标优化，这些优化措施极大的降低了机组供电煤耗，提高了机组的热效率。

Abstract:Referencingthedesignandoperationofthedomesticsamecapabilityunits,thisarticlediscussedthethermaleconomicparametersoptimizationinSHENHUAHEQU2伊350MWCFBpowerplant.Theoptimizationmethodsgreatlyreducedthecoalconsumptionofpowerplant,improvedthethermalefficiencyoftheunit.

关键词院超临界；循环流化床；热经济指标Keywords:supercritical；CFB；thermaleconomicparameters中图分类号院TK229.6文献标识码院A文章编号院1006-4311（2014）18-0044-020

引言本文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伊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工程概况本工程属新建性质，建设规模为2伊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原2011》标准，火力发电厂的热经济性指标是用全厂发电热效率浊fn或发电标准煤耗率bfn来评价的：浊fn=浊qn浊gl浊gd伊105浊fn———机组设计发电热效率（%）；浊qn———汽轮发电机热效率（%）；浊gl———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）（%）；浊gd———管道效率（%），取99%；全厂热效率浊fn和供电标准煤耗率bfn指标之间的关系如下：bfn=0.浊1f2n3伊105g/kW·h3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：淤合理的选择主蒸汽及再热蒸汽系统的管道规格；于优化布置，缩短主蒸汽、再热热段、再热冷段管道长度；盂采用内径管道，选择合适的管道粗糙度；榆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；虞优化选用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豫；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豫，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豫优化至8.67豫后，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，节省标煤耗约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益，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，分别为原1.7益，0益，0益。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（原1.7益，原1益，原1益），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。

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益，烟气侧出口温度为105益，烟气温度降低约30益，可以将400t的凝结水由90.34益加热至122.7益。

该系统在本工程应用后，可带来以下显著效果：淤降低锅炉排烟温度30益。

于降低机组热耗39kJ/kW·h，折发电标准煤耗1.3g/kW·h。

盂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伊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。

参考文献院[1]李润森,孙即红.300MW空冷机组给水泵配置[J].动力工程，2006(2):171-179.[2]卢承斌,秦惠敏.进口350MW机组汽动给水泵组技术特点及性能分析[J].华东电力,2003(3):146-149.[3]王达峰,项金平,陆莹,李江荣.稳压吹管技术在兰溪电厂超临界机组的应用实践[J].浙江电力,2007(6):67-69.[4]GB50660-2011,大中型火力发电厂设计技术规程[S].作者简介院李传永（1979-），男，山东泰安人，工学硕士，工程师，主要从事热机技术的设计与研发工作。