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

（山东电力工程咨询院有限公司，山东济南250013）

摘要：本文借鉴国内同容量机组的设计经验，采用定性和定量的分析方法，对神华河曲2×350MW超临界循环流化床燃煤机组给水泵配置方案进行了优化选择，该优化方案满足了电厂安全、经济、实用以及降低工程造价的需要。

关键词：给水泵、上排汽汽轮机、泵同轴CFB

The Optimum Selecting Collocation of Feed Water Pump in SHENHUA HEQU 2×350MW CFB Power Plant

Li Chuanyong

(Shandong Eclectic Power Engineering Consulting Institute Corr, LTD, Shandong, Jinan, 250013)

Abstract: Referencing the design and operation of the domestic same capability units and using qualitative and quantitative analysis, this article discussed the optimum selecting collocation of feed water pump in SHENHUA HEQU 2×350MW CFB power plant. The optimum result can satisfy the need of cogeneration plant in safety, economic, practical and decreasing project cost.

Keyword:feed water pump upper exhaust steam turbine coaxial pump CFB

0 前言

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2×350MW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8020 kJ/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87.86 kJ/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322.80 g/kW •h。对于湿法脱硫方案，汽轮机保证工况热耗率减少126.86 kJ/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321.97 g/kW•h。

1.工程概况

1.1 项目名称：神华神东电力河曲2×350MW低热值煤发电新建工程EPC总承包项目。

1.2 项目地址：工程位于山西省的西北部，忻州地区的河曲县境内。河曲县东与偏关、五寨县紧连，南与保德、岢岚县毗邻，西邻黄河与陕西省的府谷县、与内蒙古自治区的准格尔旗隔河相望,距省会城市太原362公里。

1.3 项目规模：本工程属新建性质，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。二期扩建2×660MW 机组。 1.4 主机方案

锅炉：超临界直流燃煤锅炉、循环流化床燃烧方式，一次中间再热、单炉膛紧身封闭布置、平衡通风、固态排渣、全钢架结构、水冷滚筒式冷渣器。

汽轮机：超临界、一次中间再热、两缸两排汽、单轴、表面凝汽式间接空冷机组。主机参数为24.2MPa •a/566℃/566℃。 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

fn

η或发电标准煤耗率

fn

b 来评价的：

5

10fn qn gl gd ηηηη=⨯

fn η——机组设计发电热效率（%）； qn η——汽轮发电机热效率（%）；

gl

η——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）

（%）；

gd

η——管道效率（%），取99%；

全厂热效率

fn

η和供电标准煤耗率

fn

b 指标之间的关系如下：

5

0.123

10fn fn

b η=

⨯ g/kW.h

3. 汽轮机热耗率

本工程汽轮机THA 工况热耗为8020kJ/kwh 。 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7.46 kJ/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12.86 kJ/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℃，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，结果如下：