350MW超临界循环流化床电厂热经济指标优化
国产350MW超临界汽轮机性能分析及改进措施
国产350MW超临界汽轮机性能分析及改进措施秦建柱;谭龙胜【摘要】介绍了350 MW超临界汽轮机的发展状况.以8台已投产的350 MW超临界机组为例,比较了典型350 MW超临界汽轮机的技术差异,总结了其性能现状,并详细分析了影响热耗率的主要因素,提出了降低热耗率的主要措施和大修内容,经实施后取得明显效果.【期刊名称】《发电设备》【年(卷),期】2012(026)003【总页数】4页(P194-197)【关键词】汽轮机;超临界参数;性能【作者】秦建柱;谭龙胜【作者单位】华能东方电厂,东方572600;华能东方电厂,东方572600【正文语种】中文【中图分类】TK267截至2009年底，国内在建和投运的600MW及1 000MW等级超（超）临界机组分别达到了100余台和200余台［1］，各发电企业将大容量、高参数机组作为当今火电发展的首选，国产350 MW超临界汽轮机因其能效高且适应性广而得到了快速发展。
1 350MW超临界汽轮机组的发展自2005年华能集团提出建设350MW超临界机组的设想以来，350MW超临界汽轮机得到快速发展。
截至2011年6月30日，全国350 MW超临界汽轮机已有102台，其中已投产16台，14台正在安装，72台正在制造。
350MW超临界汽轮机近几年快速发展，主要因为小电网限制了大容量机组的扩建，并且350MW超临界汽轮机有较好的经济性能。
发电厂的最大机组容量不宜超过系统总容量的10%［2］，否则可能危及电网的安全运行。
2006年全国共有8个地区的火力发电装机容量低于6 000MW。
以海南电网为例，2006年全省装机容量2 580MW，统调燃煤机组930MW，最大电力负荷141.3MW，“大机小网”的局面导致海口电厂330MW机组投产2年多从未带过满负荷。
直到2011年，海南电网在孤网方式下依然对300 MW机组进行负荷限制。
另外，与同容量亚临界机组相比，350MW超临界机组设计循环效率可提高2.5%～3%，发电煤耗低2.7%，每年节约标煤（2.5～2.9）×104 t，并有显著的环保效益［3］。
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350MW超临界循环流化床电厂热经济指标优化Abstract： Referencing the design and operation of the domestic same capability units， this article discussed the thermal economic parameters optimization in SHENHUA HEQU 2×350MW CFB power plant. The optimization methods greatly reduced the coal consumption of power plant， improved the thermal efficiency of the unit.0 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2×350MW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2×350MW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×105ηfn――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：bfn=■×105 g/kW?h3 汽轮机热耗率本工程汽轮机THA工况热耗为8020kJ/kW?h。
350MW超临界CFB机组深度调峰经济性分析
煤炭科技COAL SCIENCE&TECHNOLOGY MAGAZINE 122020年第5期No.52020文章编号.1008-3731(2020)05-0012-03350MW超临界CFB机组深度调峰经济性分析于"红,王涛涛（江苏华美热电有限公司，江苏徐州221000）摘要：随着风电等可再生能源发电技术的不断成熟，可再生能源电源大规模接入电力供应系统,对燃煤发电机组的调峰能力提出了更高要求,通过对某电厂350MW超临界CFB机组参与深度调峰经济性进行分析,得出在现有调峰补偿的条件下，该机组深度调峰。
关键词：超临界；CFB机组；深度调峰；经济性中图分类号:TM621文献标志码:BEconomic analysis of deep peak load regulation of350MW supercritical CFB UnitYU Rui-hong,WANG Tao-tao(Huamei Thermo-Electric Co.,Ltd.,Xuzhoujiangsu,221000)Abstract：With the development of wind power and other renewable energy technologies,renewable energy sources have been connected to the power supply system on a large scale,which puts forward higher requirements for peak load regulation capacity of coal-fired generating units.This paper analyze the economy of350MW supercritical CFB Unit participating in deep peak load regulation,Through the analysis,it can be concluded that under the condition of existing peak regulation compensation.Key words：supercritical;CFB Unit;deep peak shaving;economyCLC number:TM621Document identification code:B随着国家可持续发展战略的不断推进，可再生清洁能源发电入网容量不断增加。
350MW超临界机组深度调峰下协调控制系统优化
《工业控制计算机》2021年第34卷第3期350MW超临界机组深度调峰下协调控制系统优化近年来,随着新能源产业的持续壮大,风电和太阳能逐渐改变了目前电网格局,由于新能源的不稳定性,各高参数机组如何频繁高效地解决调频调峰问题、实现机炉间的协调控制、进一步提高调节负荷的深度成为各电厂的主要任务。
超临界机组的协调控制系统是将锅炉、汽机及辅机作为整体加以控制的多变量、强耦合、非线性的时变系统,目前传统且广泛的协调控制系统,在低负荷下容易出现煤水配比失衡,导致汽温汽压偏差过大,影响机组安全经济运行。
文献[1]提出基于模糊指标函数的受限预测控制方法,但计算量大,过程复杂,且在目前的控制方法中还考虑安全性和经济性指标;文献[2-3]针对协调控制系统中的锅炉主控、汽机主控和给水主控分别进行了分析和优化,相当于解耦进行控制;文献[4]根据模糊控制的思想研究了自使用模糊PID控制器在机组协调控制系统中的应用,都是为PID控制器建立模糊规则表以提高其鲁棒性和智能性,但缺少了模糊规则表中参数量化的具体方法;文献[5]提出一种基于仿人智能控制的协调系统优化方法,对协调系统控制参数的优化有较大提高,但未考虑到机组运行的经济性。
针对上述提到的问题,提出一种基于多目标粒子群的协调优化控制方案,首先对DCS中原有的协调控制系统结构进行优化,再利用多目标粒子群算法对其中参数进行寻优,得到最优的控制参数,最终可在考虑多种约束的同时提高机组运行的经济性,保证控制的快速性和准确性。
1协调控制系统优化350MW超临界机组的协调控制系统结构如图1所示。
保证主蒸汽压力的稳定性和电功率的快速跟踪是协调控制系统的首要目标,由于锅炉的大惯性导致的调节延迟性是影响其控制效果的主要因素,为此,需要加快煤水量的调节,图1中将主汽压力的偏差作为锅炉主控PID B的输入,计算出的指令一方面立即调节煤量,另一方面作为前馈输入到给水量的调节中,同时采用分离器出口温度(也称中间点温度)的调节(PID T)作为提前量调节给水量。
350mw超临界机组循环流化床锅炉运行技术特点及性能分析
技术创新与展望区域治理随着我国工业化水平的提高，人们在关注生产质量与生产效率的同时，逐渐关注资源的利用效率，环保性能、节能降耗效果成为了评价工业设备的重要参考依据。
350MW超临界机组循环流化床锅炉具有燃烧性大、燃料利用率高、热量吸收率高以及有害气体排放量小的优势，具有较强的环保性，本文就针对350MW超临界机组循环流化床锅炉的技术特点以及相关性能展开论述。
一、350MW超临界机组循环流化床锅炉的工作原理在流化床锅炉之中，燃料与空气会一起被置于一种流态化的燃烧室之中，在燃烧室中，燃料与空气会进行充分的混合，在这种情况之下燃料便具备的充分的氧气进行助燃，燃料的燃烧也会更为的彻底。
在燃烧的过程之中，燃料的消耗会产生一定量的烟气，这些烟气中夹杂了部分燃料物的颗粒，烟气会在流化床锅炉出口经过气固分离器进行分离，较小的颗粒会随着烟气一起排出锅炉，而体积相对较大的颗粒会通过分离器在此进入到锅炉内，并进行二次燃烧。
二、350MW超临界机组循环流化床锅炉运行技术特点1 燃烧性大传统的煤粉炉在运行的过程之中，首先对高温火焰中心进行建立，然后在此基础之上高温环境之下会形成一定的烟气，而煤粉炉正是运用高温烟气以及火焰的热辐射来对新进燃料进行燃烧，并形成一个相对稳定的燃烧状态。
传统的煤粉炉存在两个方面的弊端，一方面，煤粉炉燃烧性能相对较小、辐射幅度较大；另一方便，燃烧的燃烧质量会对煤炉运行的情况造成一定程度上的影响。
不同于煤粉炉，循环流化床锅炉能够有效解决这些问题，在其运行的过程之中，能够对煤炉内燃料的充足性进行保障，同时，煤炉内燃料的储备量还会随着燃料热值的提升而增加。
除此之外，350MW超临界机组循环流化床锅炉与传统的煤粉炉在燃烧方式上也有所差异，新进燃料会在接近恒温的循环回路之中按照一定的次序进行挥发，挥发粉的燃烧与固体碳的燃烧会使得燃烧过程更为彻底，因此350MW超临界机组循环流化床锅炉具有燃烧性大的特点，且能够在此基础之上对锅炉燃烧的工况进行一定的保证。
350MW机组循环水泵节能优化及经济性分析
350MW机组循环水泵节能优化及经济性分析一、前言随着能源资源的日益枯竭和环境保护意识的增强，节能减排已成为企业发展的重要课题。
在火力发电厂中，循环水泵是消耗大量电能的设备，其节能优化对于整个发电系统的能源利用效率至关重要。
本文以某350MW机组循环水泵为研究对象，对其节能优化进行分析，并对其经济性进行评估。
二、项目背景某350MW机组循环水泵是火力发电厂中的重要设备，其主要作用是将冷却水从冷却塔中抽取，通过换热器冷却发电机组后再回到冷却塔中循环使用。
循环水泵的运行需要消耗大量的电能，因此对其进行节能优化具有重要意义。
在进行节能优化前，首先需要对循环水泵的运行情况进行全面的了解，包括其工作参数、运行时长、电能消耗等方面的数据进行采集与整理。
通过对这些数据的分析，可以确定出循环水泵存在的能耗问题并提出相应的节能优化措施。
三、节能优化措施1.参数优化：通过对循环水泵的运行参数进行合理调整，可以实现节能的目的。
通过调整水泵的流量、扬程等参数来减少不必要的能耗，提高泵的运行效率。
2.设备优化：选用高效、低能耗的水泵设备对原有循环水泵进行替换，提高设备的整体性能和能效比，从而减少能源消耗。
3.控制系统优化：对循环水泵的控制系统进行优化，采用先进的自动化控制设备，实时监测和调整水泵的运行状态，达到最佳节能效果。
4.维护保养优化：加强循环水泵的维护保养工作，保证水泵设备的正常运行，减少能源的浪费。
通过以上的节能优化措施，可以有效降低循环水泵的能耗，提高整个发电系统的能源利用效率。
四、经济性分析在进行节能优化时，需要对节能措施的经济性进行评估，以确定其是否值得实施。
主要包括以下几个方面的经济性分析：1.投资成本：对节能优化措施所需的投资成本进行评估，包括设备升级替换费用、控制系统改造费用、维护保养费用等。
2.节能效益：通过对节能优化后的能耗数据进行对比分析，计算出节能优化后的能耗降低情况，从而得出节能后的能源成本节约。
浅析循环流化床锅炉低温省煤器热力系统设计优化
浅析循环流化床锅炉低温省煤器热力系统设计优化摘要：本文讲解了火力发电厂循环流化床锅炉低温省煤器热力系统的分析选择优化过程，通过某350 MW 超临界循环流化床机组作为本文案例，找出一种技术经济的低温省煤器方案。
关键词：火力发电厂；低温省煤器；方案优化1.前言在锅炉各项损失中,排烟损失是最大的。
根据相关资料，排烟温度每减少10~15℃，锅炉效率会提高1%左右。
通过设置低温省煤器,将烟气的余热进行回收利用，能够很大程度上降低锅炉排烟温度，提高锅炉效率，节省燃料，经济效益明显。
2.循环流化床锅炉低温省煤器热力连接方式低温省煤器在热力系统中的连接方式，直接影响到它的经济效果和分析计算的方法以及运行的安全、可靠性。
低温省煤器联入热力系统的方案很多，就其本质而言，只有两种连接系统：1）低温省煤器串联于热力系统中，简称串联系统；2）低温省煤器并联于热力系统中，简称并联系统。
对于低温省煤器的切入点选择，即低温省煤器串联或并联在哪一级或哪几级低压加热器上，可通过具体的经济性分析来决定，因为不同级的低压加热器抽汽做功能力不同，因此造成低温省煤器不同的串、并联方式，在经济性上也有差别。
串联系统中，低温省煤器串联于低压加热器之间，成为热力系统的一部分。
其优点是流经低温省煤器的凝结水量最大，在低温省煤器的受热面一定时，锅炉排烟的冷却程度和低温省煤器的热负荷较大，排烟余热利用的程度最高，经济效果较好。
其缺点是凝结水流的阻力增加，所需凝结水泵的扬程增加。
并联系统中，低温省煤器与低压加热器成并联方式，其优点是可以不额外增加凝结水泵的扬程。
因为低温省煤器绕过的一级或两级低加的阻力与低温省煤器及其联接管道的阻力基本相同，这对旧电厂的改造较为有利，并联低温省煤器系统本身就形成了一个独立的旁路，便于停用和维修。
此外，还可以方便的实现余热的梯级利用。
缺点是低温省煤器的传热温压将比串联系统低，因为分流量小于全流量，低温省煤器的出口水温将比串联时的高。
超临界350MW供热机组的定滑压曲线试验与优化
超临界 350MW供热机组的定滑压曲线试验与优化（陡河发电厂，河北唐山063028）摘要：为了适应新形势电力发展的需要，进一步挖掘机组的节能潜力，在分析滑压曲线存在问题的基础上，通过开展阀门特性试验及不同工况下的滑压优化试验，得出基于电负荷及主汽流量的滑压曲线，通过机组滑压曲线优化调整，机组热耗下降，特别是供热期滑压优化效果明显，改善了机组灵活性调峰的经济性，达到了预期效果。
关键词：超临界机组；滑压优化；调峰0 引言随着新能源发电的迅猛增长，越来越多的大功率高参数火电机组在满足基本用电负荷的情况下都要参与调峰任务，甚至大功率供热机组也要开始参与调峰，机组长时间处于低负荷或变工况状态时，火电机组的设备特性、控制特性以及最佳运行参数都会发生较大变化，造成汽轮机调节级效率降低，机组煤耗、热耗增大。
对调峰经济性影响的首要考虑因素是运行主汽压力，主汽压力的变化会引起汽轮机内效率和循环效率的改变。
本文通过对东汽厂两台350MW超临界供热机组原有的滑压曲线运行中存在的问题进行分析，综合考虑机组调峰、供热及“两个细则”的影响，对定滑压曲线进行优化，实现机组运行的安全性、经济性。
1 机组简介××电厂两台机组采用东方汽轮机厂制造的350MW一次中间再热超临界抽汽凝汽式汽轮机，锅炉为上海锅炉厂有限公司引进的超临界一次再热、单炉膛四角切圆燃烧直流炉。
该电厂两台机组分别于2019年、2020年投产运行，DEH系统采用东方汽轮机厂开发和生产的DEH数字电液控制系统，机组采用复合滑压运行方式即定-滑-定运行方式，负荷低于30%时定压运行，负荷在30%～90%范围内滑压运行，负荷高于90%时定压运行。
配有1套高压主汽调节阀，布置在汽机前方运行层下面，高压主汽调节阀由2个主汽阀和4个调节阀组成，4个调节阀共用一个阀壳，两个主汽阀出口与调节阀壳相连，布置紧凑。
4个调节阀分别控制高压内缸里相对应的4组喷嘴，调节阀分别由各自独立油动机控制，实现机组的配汽要求。
350mw厂用电率标杆实例(20161210南京)
山西格盟国际能源集团有限公司 蔡新春
厂用电是指发电厂或变电所在生产过程中，自身所使 用的电能。 厂用电率 =（发电机有功电量—上网电量）/ 发电机有功 电量；
如果合理控制厂用电，减少厂用电的使用，能最大化 的增加上网电量，提高整体的经济效益。
尤其CFB作为高效、低污染的清洁燃煤技术，其宗旨是 一方面提高发电效率，另一方面满足超低污染排放的要求， 厂用电率的合理控制需要多方面的措施实施。
空冷采用：间冷（间冷循环泵采用合理的变频控制） 六大风机采用、高压流化风机：六大风机变频+离心风机，
高压流化风机合理控制风压 给水泵采用：单台100%汽动给水泵（排汽进入大机） 输灰系统采用：灰输送系统没有空压机，直接用车拉
脱硫系统采用：炉内喷钙+湿法脱硫 除尘器采用：布袋除尘器 给煤、冷渣系统：
PS2×300MW流化床
炉
布袋除尘器运行情况
冷渣、给煤系统的运行
某350MW流化床采用的煤种是高热值的无烟煤，同时粒 径控制合理，所以相对于其他煤种的循环流化床锅炉，给 煤量于排渣量比较少，所以在给煤系统以及冷渣器系统中 电量消耗相对比较低。
给煤机运行情况
冷渣器的运行情况
总结
通过以上数据得知，某350MW循环流化床锅炉厂用电 率比较低是多方面合理调整、控制的结果，从锅炉的选 型、风机和变频器的合理控制、煤种的使用、间冷循环 泵的合理使用等等都有着密切的关系。
脱硫方式：炉内喷钙+湿法脱硫
炉内喷钙采用 原煤中惨入石灰石，或石灰石经输送系 统经返料器进入炉膛；
湿法脱硫，石灰石在吸收塔内，浆液与烟气接触混合， 烟气中的SO2 与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化 学反应被脱除，最终反应产物为石膏。
350MW超临界机组深度调峰供热能力保障对策的研究
350MW超临界机组深度调峰供热能力保障对策的研究摘要：随着新能源装机容量和外来电占比的快速增加，对火电厂的调峰能力提出更高的要求，同时也对深度调峰情况下有效保障供热能力提出了新的要求。
文章以我厂在未进行热电解耦改造前，面对冬季严寒深度调峰情况下供热能力保障的技术总结，及对供热蝶阀开关过程中存在的安全问题进行阐述。
关键词：350MW超临界；深度调峰；供热；运行分析1引言华能渑池热电厂基于目前工业和采暖供热方案强热电耦合特性和深入参与深度调峰需求之间的矛盾，在实施深度调峰供热能力保障及热电解耦改造前利用现有设备进行低负荷供热技术研究，以实现机组参与部分调峰时满足当前工业供汽、采暖供热要求。
2设备概况2.1设备简介华能渑池热电厂为2*350MW超临界燃煤供热机组，当前平均供工业供汽65t/h，渑池、义马两地供热面积440万平方米。
工业供汽采用旋转隔板+压力匹配器供汽方式，居民采暖供热方式为汽轮机五段抽汽采暖调阀与低压缸供热蝶阀配合调整采暖抽汽流量。
额定采暖抽汽量265t/h（工业抽汽量为100t/h时）；最大采暖抽汽量510/h（无工业抽汽时）。
采暖抽汽后低压缸进汽压力≥0.04MPa，所有工况下低压缸进口蒸汽流量不得小于120t/h，以保证通过低压缸冷却流量，确保低压末级叶片安全运行。
3针对不同工况下供热能力的运行分析3.1两台机组运行，总负荷深度调峰至200MW工况。
2019-2020年供暖季因#1机供热蝶阀反馈故障，一直保持全开状态，采暖抽汽主要通过#2机调整供热蝶阀和采暖抽汽调阀供汽，#1机负责工业供汽及部分采暖抽汽。
2020年2月15日夜班，#1机供热蝶阀开度100%，旋转隔板开度65%，#2机供热蝶阀保持30%开度，旋转隔板全开。
2月15日1：14，#1机负荷132MW，采暖抽汽量167t/h，#2机负荷122MW，采暖抽汽量213t/h，热网供水流量6000m³/h左右，供热温度92℃，基本满足供热要求。
350MW超临界循环流化床机组协调控制策略设计与应用的思考
350MW超临界循环流化床机组协调控制策略设计与应用的思考摘要：350MW超临界循环流化床的锅炉特性复杂，协调控制具有较高难度。
本文首先对超临界循环流化床机组控制特点及协调控制策略进行分析，进而探讨其控制策略的设计与实现，以某发电厂的350MW超临界循环流化床机组为例，介绍其基本情况，研究锅炉主控、汽机主控等，并分析应用效果。
关键字：350MW机组；超临界循环流化床；协调控制策略前言：超临界循环流化床是超临界技术、循环流化床技术相结合的产物，同时具备超临界蒸汽循环和CFB燃烧技术的优点，有利于提高发电效率，降低污染物排放。
虽然目前超临界技术、循环流化床技术都已较为成熟，但超临界循环流化床投入运行时间尚短，在协调控制方面缺乏可借鉴经验。
超临界循环流化床机组投入运行后必须满足电网稳定性要求，因此应从协调系统入手，确保其主要参数的稳定性，同时提高机组自动控制水平。
一、超临界循环流化床机组协调控制策略（一）超临界循环流化床机组控制特点超临界循环流化床机组控制主要具备以下几方面特点：（1）热惯性和迟滞性较高，具有多变量强耦合效应，与普通直流煤粉锅炉、常规亚临街循环流化床锅炉相比，超临界循环流化床机组控制复杂性更高；（2）由于机组中不含有汽包，使其蒸汽蓄热能力出现下降，进而会影响到负荷响应能力，如果负荷变化速度快，容易使主控参数出现大幅度波动；（3）循环流化床锅炉燃料的适应性强，其燃煤热值也会出现大幅度波动，进而导致燃烧系统具有时变性特征，这增加了协调控制系统的稳定控制难度，使机组变负荷能力面临严峻挑战[1]。
（二）超临界循环流化床机组控制方法基于上述机组运行特点，超临界循环流化床机组协调控制应从机组负荷指令生成、主控前馈信号生成、主控PID控制参数自适应等方面进行优化设计，从而克服机组锅炉热惯性大、迟滞性高、煤质波动大等问题，充分利用锅炉的蓄热能力，提高机组变负荷性能。
目前这种控制策略已经在国内几家发电厂机组运行中得到了应用，实践证明，采用跟这种协调控制策略的机组能够通过自动发电控制（AGC）性能考核，确保机组具有足够快的响应速度，从而保证其运行稳定性[2]。
350MW机组超临界与亚临界区别
350MW机组超临界与亚临界方案技术经济比较目录1 工程概况 (1)2 超临界机组的可行性 (1)2.1超临界机组的现状 (1)2.2建设超临界机组的必要性 (1)2.3国内设备制造技术 (2)3 超临界机组技术参数 (3)3.1汽轮机 (3)3.2锅炉 (4)3.2发电机 (5)3.3350MW超临界供热机组有关问题： (5)4 技术经济比较 (6)4.1热经济性比较 (6)4.2电厂的初投资比较 (7)4.3经济效益分析 (8)5 结语 (10)【摘要】本文在调查国内超临界机组的设备制造情况和超临界机组的设备运行情况等基础上，对350MW 超临界机组与300MW级亚临界机组进行热经济指标和电厂初投资比较论证。
选用超临界机组虽然增加了电厂初投资，但减少了能耗，保护了生态环境，机组的安全性、可靠性也有充分保证。
关键词：超临界经济性初投资1 工程概况本期工程拟建2×300MW级供热机组。
2 超临界机组的可行性2.1 超临界机组的现状基于朗肯循环的火力发电循环效率，随着蒸汽初参数提高，终参数降低而提高。
为提高发电厂热效率，各国都积极采用超临界参数的大容量火电机组，自1957 年第一台试验性超临界（621t/h，31MPa，566/566oC）125MW 机组在美国投运以来，到90 年代初，仅美、日、苏、德、意、丹麦6 个国家，就投运了500 多台超临界机组。
超临界机组的相对热效率平均提高约2.5%，可靠性不逊于亚临界机组，是成熟的商业化发电技术。
丹麦投运的三台超超临界机组的容量都在400MW左右。
日本投运的超临界机组最小容量为350MW。
俄罗斯300MW及以上容量机组全部采用超临界参数，至今已投运232台超临界机组。
我国国内已投入运行的300MW级燃煤机组中，有华能南京热电厂装设有俄罗斯供货的2套320MW 超临界压力机组，锅炉蒸发量为1000t/h，主蒸汽参数为25MPa/545℃，定压运行，承担基本负荷。
350MW超临界抽凝式热电联产机组高背压改造及运行
350MW超临界抽凝式热电联产机组高背压改造及运行发布时间：2021-05-08T03:22:20.765Z 来源：《中国电业》（发电）》2021年第1期作者：国峰冯宗田娄汉强[导读] 保证了热电厂节能降耗的目标落实，又实现了企业向居民供热的社会责任。
国家能源泰安热电有限公司山东泰安 271000摘要：随着人们生活水平的提升，在生产与生活中对于电力的需求越来越高，为供电企业带来巨大的压力。
由于我国对节能降耗理念关注力度逐渐增强，热电厂汽轮机的运行状况对于节能降耗目标的实施具有重要作用，高背压改造使汽轮机冷源损失全部得到利用，大大提高企业综合能源利用效率和经济利益，本文对高背压改造前后汽轮机节能降耗的影响因素进行简要分析，进而提出热电厂高背压改造后节能降耗的具体措施。
关键词：热电联产；高背压改造；运行一、前言汽轮机是热电厂生产运行的重要设备之一，也是热电厂控制能源的主要设备，在我国电力行业发展过程中经过专家、技术人员的不断研究和探索，结合国家对节能降耗的号召，在汽轮机节能降耗方面已经有了一定的成果，高背压改造使汽轮机冷源损失全部得到利用，大大提高企业综合能源利用效率和经济利益，保证了热电厂节能降耗的目标落实，又实现了企业向居民供热的社会责任。
高背压供热将汽轮机组凝汽器内压力提高，提升汽轮机排气压力和温度，使凝汽器成为供热系统中的热网加热器，直接对热网循环水进行加热，充分地利用了汽轮机排汽的汽化潜热，将散失到环境中冷源损失降低为零，大大提高了机组的热效率。
在能源紧缺和环保压力的双重作用下，北方城市的很多热电联产机组正在逐渐向高背压供热方式转型改造，机组的容量级别也在探索中不断壮大，努力做到更加高效环保。
因此为了提升热电厂的经济效益和社会效益，在汽轮机高背压改造基础上还需要将可能影响汽轮机节能降耗的因素详细分析，然后制定针对性的解决措施，为350MW超临界抽凝式热电联产机组高背压改造后的稳定运行创造良好的基础。
浅谈350MW超临界供热机组效益分析
浅谈350MW超临界供热机组效益分析摘要：本文针对350MW超临界供热机组较其他类型机组具有的相对优势进行了简单分析，对2×350MW超临界供热机组个体优势效益做了相对的介绍。
关键词：350MW超临界；供热机组；效益；分析Abstract: In this paper, analyzed 350MW supercritical heat supply unit compared to other types of unit has relative advantages simply, introduced 2×350MW supercritical heat supply unit individual advantage.Key words: supercritical 350MW; heating units; benefit analysis;引言超临界机组是指主蒸汽压力大于水的临界压力（22.12 MPa）的机组。
习惯上又将超临界机组分为2个层次：①常规超临界参数机组，其主蒸汽压力一般为24 MPa左右,主蒸汽和再热蒸汽温度为540～560℃；②高效超临界机组，通常也称为超超临界机组或高参数超临界机组，其主蒸汽压力为25～35 MPa及以上，主蒸汽和再热蒸汽温度为580 ℃及以上。
理论和实践证明常规超临界机组的效率可比亚临界机组高2%左右，而对于高效超临界机组，其效率可比常规超临界机组再提高4%左右。
一、超临界机组的发展现状目前我国的发电机组已进入大容量、高参数的发展阶段，近10多年来已从国外引进了7800 MW常规超临界机组（不包括后石电厂已投运4×600 MW），分别是华能石洞口二厂2×600 MW，华能南京电厂2×300 MW，华能营口电厂2×300 MW，华能伊敏电厂2×500 MW，盘山电厂2×500 MW，绥中电厂2×800 MW，外高桥电厂2×900 MW，这些机组具有较高的技术性能，在提高发电煤炭利用率和降低污染方面发挥了一定的作用，也为我国超临界机组的运行积累了经验。
浅谈350MW超临界供热机组效益分析
浅谈350MW超临界供热机组效益分析摘要：本文针对350MW超临界供热机组较其他类型机组具有的相对优势进行了简单分析，对2×350MW超临界供热机组个体优势效益做了相对的介绍。
关键词：350MW超临界；供热机组；效益；分析Abstract: In this paper, analyzed 350MW supercritical heat supply unit compared to other types of unit has relative advantages simply, introduced 2×350MW supercritical heat supply unit individual advantage.Key words: supercritical 350MW; heating units; benefit analysis;引言超临界机组是指主蒸汽压力大于水的临界压力（22.12 MPa）的机组。
习惯上又将超临界机组分为2个层次：①常规超临界参数机组，其主蒸汽压力一般为24 MPa左右,主蒸汽和再热蒸汽温度为540～560℃；②高效超临界机组，通常也称为超超临界机组或高参数超临界机组，其主蒸汽压力为25～35 MPa及以上，主蒸汽和再热蒸汽温度为580 ℃及以上。
理论和实践证明常规超临界机组的效率可比亚临界机组高2%左右，而对于高效超临界机组，其效率可比常规超临界机组再提高4%左右。
一、超临界机组的发展现状目前我国的发电机组已进入大容量、高参数的发展阶段，近10多年来已从国外引进了7800 MW常规超临界机组（不包括后石电厂已投运4×600 MW），分别是华能石洞口二厂2×600 MW，华能南京电厂2×300 MW，华能营口电厂2×300 MW，华能伊敏电厂2×500 MW，盘山电厂2×500 MW，绥中电厂2×800 MW，外高桥电厂2×900 MW，这些机组具有较高的技术性能，在提高发电煤炭利用率和降低污染方面发挥了一定的作用，也为我国超临界机组的运行积累了经验。
350MW超临界循环流化床锅炉运行优化及实践
350MW超临界循环流化床锅炉运行优化及实践摘要：为了响应当前保护环境政策，大型循环流化床运行的过程中需要不断进行优化。
当前，350MW超临界CFB机组已经大批次投运，正逐渐发展为大型CFB机组的主力机型。
由于CFB锅炉技术水平是逐步提高的，且入炉煤质变化较大，各机组运行性能参差不齐，锅炉运行优化和实践亟待广泛开展。
本文通过介绍国内首批次投运的某电厂350MW超临界CFB锅炉在入炉煤粒径、一二次风量、环保参数以及管式空预器漏风率等方面的运行优化措施，提出典型的负荷工况锅炉运行参数指导值。
通过锅炉运行的优化和实践，350MW超临界CFB锅炉机组主要运行参数及整体性能指标水平得到明显提升，可为机组长周期运行提供技术保障。
关键词：350MW；超临界；流化床；锅炉运行；优化实践引言自2015年晋能集团国金电厂全套自主设计的世界首台350MW超临界循环流化床锅炉投产以来，因其燃料适应性广、负荷调节范围大、污染物生成及控制成本低等优势，超临界循环流化床锅炉迅速在中国大力发展应用，先后投产350MW 超临界循环流化床锅炉约40台。
超临界循环流化床锅炉的设计、制造、运行、规模，为循环流化床燃烧技术研发和应用创造树立了品牌，同时也占据了世界领先地位。
1.概述某电厂350MW超临界CFB锅炉为DG1150/25.4-II1型超临界CFB锅炉。
锅炉为超临界直流炉，单炉膛、三分离器M型布置、平衡通风、一次中间再热、全紧身封闭、循环流化床燃烧方式，采用高温冷却式旋风分离器进行气固分离。
锅炉主要由膜式水冷壁炉膛、三台旋风分离器和尾部烟道三个部分组成，采用不带再循环泵的内置式启动循环系统。
炉膛与尾部烟道之间布置三台冷却式旋风分离器，其下对应的布置一台U型返料器，返料器为一分二结构，保证了炉膛宽度方向物料的均匀分布。
2.行优化措施2.1入炉煤粒径锅炉燃煤筛碎系统采用“两碎三筛”，粗碎系统设置两台滚轴筛和两台粗碎机，由于CFB锅炉对入炉煤粒径和级配要求较高，合理的燃煤粒径分布是锅炉稳定经济运行的重要保障。
国产350MW超临界汽轮机性能分析及改进措施
２ 以 上 ； 压 缸 效 率 由 于 测 量 过 程 和 方 法 十 低
分 复 杂 ， 易 引 入 不 确 定 因 素 ， 其 试 验 结 果 容 故 分 散 度 较 大 ， 比性 不 强 ， 根 据 大 量 的 试 验 可 但 结 果 可 知 ， 效 率 一 般 集 中 在 ８ ～ ９ ， 其 ８ Ｏ 低 于设计值 ２ ～３ 。
１ ０ 台和 ２ ０余 台［ ， ０余 ０ 】 各发 电企 业将 大 容量 、 ］ 高
参 数机 组 作 为 当 今 火 电 发 展 的 首 选 ， 国产 ３ ０ ５
负荷 １ １ ３Ｍｗ ， 大机 小 网” ４． “ 的局 面 导 致 海 口电 厂 ３ ０ ＭＷ 机 组 投 产 ２年 多 从 未 带 过 满 负 荷 。 ３ 直到 ２ １ ０ １年 ， 南 电 网在 孤 网方式 下 依然 对 ３ ０ 海 ０ Ｍｗ 机组 进行 负荷 限制 。另 外 ， 同容 量 亚 临 界 与 机组相 比 ， ５ ３ ０Ｍｗ 超 临界 机组设 计 循 环效 率 可
１ ２月 ５ 日投 产 ， 轮 机 为 反 动 式 ， 消 化 吸 收 三 汽 在
Ｍｗ 超 临界 汽 轮 机 已有 １ ２台 ， 中 已投 产 １ ０ 其 ６ 台 ，４台正在 安装 ，２台正 在制 造 。 １ ７ ３ ０Ｍｗ 超 临界 汽 轮 机 近几 年 快 速 发展 ， ５ 主 要 因为 小 电 网 限制 了 大 容 量 机 组 的 扩 建 ， 且 并
ａｌ ｔ ｅ ｍ ｅ ｓ ｅｓ ｌ ｈ ａ ｕｒ ． Ｋｅ ｗｏ ｄ ｓｅ ｙ ｒ ｓ：ｔ ａｍ ｕ ｂｉ ｔ ｒ ｎｅ；ｓ ｕｐｅ ｃｒｔｃ ｌｐａ ａｍ ｅ ｅ ｒ ｉｉａ ｒ ｔ ｒ；ｐｅ ｆ ｍ ａ ｃ ｒ ｏｒ ｎｅ
350MW超临界供热机组灵活性改造探索及实践
350MW超临界供热机组灵活性改造探索及实践摘要：随着新发电机组的发展、传统热电电池的市场空间的缩小以及煤炭价格的上涨，发电厂处于严重损失的边缘，迫使发电厂降低发电成本，提高其竞争力，并扭转业务上的两难境地。
为了节省投资，减少工厂电力，降低运输成本，提高机组人员效率，提高机组人员效率，优化三个压缩空气气候、升降机和气箱安装水泵。
为了确保发电和供暖的双重安全，在设计个别供热装置设计方面出现越来越多的挑战和要求，需要在以往纯化冷凝装置设计的基础上采取更先进和可靠的技术控制。
关键词：供热机组；电厂辅机；单列设计；热经济性；可行性分析中图分类号：文献标识码：A引言近年来，我们处理风能和光电等新能源的能力迅速增长，目前电力系统的能力在满足对新能源的需求方面面临困难，许多地区出现了风和光的情况。
迫切需要对使用天然气的传统供热装置进行技术改造，以满足供热需求和适应能力。
随着供暖和供暖工作的继续，中央供热面积的扩大肯定会加剧目前的热能紧张局势。
这就需要为该网络提供足够的调频能力，以确保其灵活性并稳定和安全运作。
为此目的，重要的是要在空调方面进行探索和实行灵活性。
1背景1.1工程概况电厂新建两座350MW热电厂，锅炉型号HG-1150/25。
哈尔滨4-YM1锅炉厂生产超临界直流电压、单炉体、前后反燃烧墙、一次加热、平衡通风、固体排渣、全钢架、Π型布置、室外完备的燃煤锅炉日程。
汽轮机型号CLN350/250-24.2/1.6/566/566，哈尔滨汽轮机厂制造，形式采用超临界、一次后热、两缸两排气对、一轴、双抽汽、凝汽中冷机组，－压力筒体旋转挡板控制抽汽的中压量，单台最大供汽量为400t/h[1]。
1.2国内外单列设计应用为提高机组经济效益，节约投资，近年来各主要发电集团相继提出了机组配套设备单列配置的技术路线。
由于电厂配套设备设计技术和加工生产水平的不断提高，配套设备的可靠性也不断提高，为新厂单列配套设备的设备设计和应用奠定了坚实的基础。
350mw超临界cfb锅炉bt、mft保护回路设计及回路优化
实验研究0 引言近年来针对低热值煤、煤矸石、煤泥等综合合理利用国内建设了不少350MW等级的超临界CFB机组，针对CFB 锅炉其本体构造以及点火方式、助燃方式、燃烧方式等与煤粉炉机组有较大的不同，结合CFB机组自身的特点对其软保护逻辑、后备硬保护回路设计了区别与成熟的煤粉炉机组的独特的保护系统，由于CFB锅炉燃烧方式的原因，快速切断主燃料后炉膛内的燃料可以继续燃烧放热，无法实现锅炉真正的停炉，要实现真正意义的停炉除了切断所有燃料还需要停止部分辅助设备（一、二次风机等），停止床料的流化，最大程度的减低燃烧率，才能完成锅炉停炉，故而针对CFB锅炉设置了两套保护装置，一套锅炉MFT（快速切断主燃料），另一套为锅炉BT（锅炉跳闸）。
下面针对循环流化床锅炉的MFT、BT保护回路设计进行介绍。
1 CFB锅炉MFT与BT回路设计介绍■1.1 MFT保护软回路设计基于锅炉主燃料跳闸（MFT）回路的重要性，为了防止DCS掉电导致软回路的MFT保护无法动作，另外设置了后备硬手操回路，并且进行了冗余配置，控制回路中继电器的驱动电源采用独立的两路直流电源（根据现场情况可配置DC220V或DC110V），以防DCS系统交流电断电导致硬回路也无法动作的状况发生，而冗余的硬回路增加了其保护回路的可靠性。
由于正常运行中的CFB锅炉MFT动作切断所有燃料后，炉内还存在大量未燃烬的燃料，并且继续燃烧放热。
而CFB锅炉MFT主要目的是待锅炉的安全运行条件不满足或炉内燃烧工况恶化进行的切断送入炉膛及燃烧器内燃料的操作，以保护锅炉本体及相关设备和人员的安全，以及恢复炉内的恶化情况，待危险或恶化情况接触，可以快速的进行锅炉的再次启动，所以锅炉MFT动作条件相对苛刻。
MFT动作条件：1锅炉BT动作5一次风小于流化风9炉膛压力低低2手动锅炉MFT动作6燃料丧失10120s内连续点火失败两次3床温＞1020℃7床温低未投油11电除尘器入口烟温高高4总风量＜25%8炉膛压力高高12FSS控制器失电（硬回路）MFT动作设备：1跳闸所有给煤机4吹灰系统7电除尘系统2跳闸所有冷渣机5脱硫系统8送入锅炉、协调控制器3床上床下进回油阀6石灰石系统MFT复位条件：1、炉膛吹扫完成；2、允许热态启动时手动复位。
350 MW超临界CFB机组切缸改造灵活性运行探索
㊀第２６卷第３期洁净煤技术Ｖｏｌ ２６㊀Ｎｏ ３㊀㊀２０２０年５月ＣｌｅａｎＣｏａｌＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＭａｙ㊀２０２０㊀３５０ＭＷ超临界ＣＦＢ机组切缸改造灵活性运行探索贾晓涛１ꎬ朱莎弘２ꎬ王㊀珂１ꎬ王鹏程１ꎬ张㊀缦２ꎬ杨海瑞２(１.山西河坡发电有限责任公司ꎬ山西㊀阳泉㊀０４５０００ꎻ２.清华大学能源与动力工程系电力系统及发电设备控制和仿真国家重点实验室ꎬ北京㊀１０００８４)摘㊀要:近年来ꎬ新能源的发展对于火电机组的灵活性运行提出了更高要求ꎬ因此深入研究热电机组深度调峰运行方式㊁解决热电机组深度调峰面临的技术难题迫在眉睫ꎮ循环流化床锅炉能够实现低负荷稳燃ꎬ具有深度调峰的天然优势ꎮ基于蒸汽流程改造的灵活性切缸改造技术由于投资小㊁改造工期短㊁供热经济性好等特点ꎬ是解决供热机组深度调峰问题㊁实现热电解耦的高效途径ꎮ根据某３５０ＭＭｅ超临界循环流化床热电联产机组的实践经验ꎬ对循环流化床机组灵活性切缸改造中出现的运行问题进行分析并提出相应解决措施ꎮ采用宽幅控制躲避颤振技术ꎬ安装在线监视颤振设备ꎬ使用五段抽汽向六段抽汽补汽的技术ꎮ通过技术改造ꎬ解决了切缸工况下低压缸鼓风㊁叶片水蚀和颤振㊁汽轮机本体安全运行㊁空冷防冻㊁空预器低温腐蚀㊁燃料系统波动以及联锁保护适配性等关键问题ꎮ改造后与常规切缸改造相比ꎬ宽幅切缸控制更加灵活㊁平缓ꎬ消除了以往快速切缸技术的某些危害ꎮ对循环流化床锅炉配套系统的改造ꎬ为其燃料灵活性更高的特点提供保障ꎮ基于循环流化床锅炉的低负荷稳燃特点ꎬ机组低压切缸改造后安全运行ꎬ达到ＮＯｘ超低排放标准ꎬ不但实现了热电解耦ꎬ负荷调节范围由６０％~９４％拓宽为３０％~９４％ꎬ供热能力提高了５０％ꎬ而且达到了供热期节能降耗的目的ꎮ改造前后热电比大幅增长ꎬ在低负荷下尤为明显ꎬ提高了资源利用率和机组经济性ꎮ在４０％负荷工况下ꎬ热电比由０.９７提高至２.１１ꎬ发电煤耗降低了７０.４９ｇ/ｋＷｈꎮ本改造在切缸运行过程中解决多项技术难题和实现了多项技术突破ꎬ积累了运行经验ꎬ为 挖掘火电机组调峰潜力ꎬ提升我国火电运行灵活性ꎬ提高新能源消纳能力 做出了贡献ꎮ关键词:循环流化床ꎻ灵活性切缸ꎻ热电解耦ꎻ深度调峰ꎻ热经济性中图分类号:ＴＫ２２９.６㊀㊀㊀文献标志码:Ａ㊀㊀㊀文章编号:１００６－６７７２(２０２０)０３－０１３２－０７移动阅读收稿日期:２０２０－０４－０９ꎻ责任编辑:张晓宁㊀㊀ＤＯＩ:１０.１３２２６/ｊ.ｉｓｓｎ.１００６－６７７２.ＣＦＢ２００４０９０１基金项目:国家重点研发计划资助项目(２０１６ＹＦＢ０６００２０３)作者简介:贾晓涛(１９７３ )ꎬ男ꎬ山西昔阳人ꎬ高级工程师ꎬ从事大型汽轮机运行技术研究ꎮＥ－ｍａｉｌ:137****0503＠１６３.ｃｏｍꎮ通讯作者:杨海瑞(１９７２ )ꎬ男ꎬ教授ꎬ主要研究方向为循环流化床ꎮＥ－ｍａｉｌ:ｙｈｒ＠ｍａｉｌ.ｔｓｉｎｇｈｕａ.ｅｄｕ.ｃｎ引用格式:贾晓涛ꎬ朱莎弘ꎬ王珂ꎬ等.３５０ＭＷ超临界ＣＦＢ机组切缸改造灵活性运行探索[Ｊ].洁净煤技术ꎬ２０２０ꎬ２６(３):１３２－１３８.ＪＩＡＸｉａｏｔａｏꎬＺＨＵＳｈａｈｏｎｇꎬＷＡＮＧＫｅꎬｅｔａｌ.Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎｏｎｔｈｅｆｌｅｘｉｂｌｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆ３５０ＭＷｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌＣＦＢｕｎｉｔａｆ￣ｔｅｒｃｙｌｉｎｄｅｒｃｕｔｔｉｎｇ[Ｊ].ＣｌｅａｎＣｏａｌＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙꎬ２０２０ꎬ２６(３):１３２－１３８.Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎｏｎｔｈｅｆｌｅｘｉｂｌｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆ３５０ＭＷｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌＣＦＢｕｎｉｔａｆｔｅｒｃｙｌｉｎｄｅｒｃｕｔｔｉｎｇＪＩＡＸｉａｏｔａｏ１ꎬＺＨＵＳｈａｈｏｎｇ２ꎬＷＡＮＧＫｅ１ꎬＷＡＮＧＰｅｎｇｃｈｅｎｇ１ꎬＺＨＡＮＧＭａｎ２ꎬＹＡＮＧＨａｉｒｕｉ２(１.ＳｈａｎｘｉＨｅｐｏＰｏｗｅｒＰｌａｎｔＣｏ.ꎬＬｔｄ.ꎬＹａｎｇｑｕａｎ㊀０４５０００ꎬＣｈｉｎａꎻ２.ＳｔａｔｅＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＰｏｗｅｒＳｙｓｔｅｍｓꎬＤｅｐａｒｔｍｅｎｔｏｆＥｎｅｒｇｙａｎｄＰｏｗｅｒＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇꎬＴｓｉｎｇｈｕａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙꎬＢｅｉｊｉｎｇ㊀１０００８４ꎬＣｈｉｎａ)Ａｂｓｔｒａｃｔ:Ｉｎｒｅｃｅｎｔｙｅａｒｓꎬｔｈｅｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｎｅｗｅｎｅｒｇｙｈａｓｐｕｔｆｏｒｗａｒｄｈｉｇｈｅｒｒｅｑｕｉｒｅｍｅｎｔｓｆｏｒｔｈｅｆｌｅｘｉｂｌｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｒｍａｌｐｏｗｅｒｕ￣ｎｉｔｓ.Ｔｈｅｒｅｆｏｒｅꎬｉｔｉｓｉｍｍｉｎｅｎｔｔｏｔｈｏｒｏｕｇｈｌｙｓｔｕｄｙｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｍｏｄｅｏｆｔｈｅｄｅｅｐｐｅａｋｓｈａｖｉｎｇｏｆｔｈｅｔｈｅｒｍａｌｐｏｗｅｒｕｎｉｔａｎｄｓｏｌｖｅｔｈｅｒｅ￣ｌａｔｅｄｔｅｃｈｎｉｃａｌｐｒｏｂｌｅｍｓ.ＣＦＢｂｏｉｌｅｒｃａｎｒｅａｌｉｚｅｓｔａｂｌｅｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎａｔｌｏｗｌｏａｄａｎｄｈａｓｔｈｅｎａｔｕｒａｌａｄｖａｎｔａｇｅｏｆｄｅｅｐｐｅａｋｒｅｇｕｌａｔｉｏｎ.Ｄｕｅｔｏｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｓｍａｌｌｉｎｖｅｓｔｍｅｎｔꎬｓｈｏｒｔｍｏｄｉｆｉｃａｔｉｏｎｐｅｒｉｏｄａｎｄｇｏｏｄｔｈｅｒｍｏｅｃｏｎｏｍｙꎬｔｈｅｆｌｅｘｉｂｌｅｌｏｗｐｒｅｓｓｕｒｅ(ＬＰ)ｃｙｌｉｎｄｅｒｃｕｔ￣ｔｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｂａｓｅｄｏｎｓｔｅａｍｐｒｏｃｅｓｓｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｉｓａｎｅｆｆｉｃｉｅｎｔｗａｙｔｏａｃｈｉｅｖｅｄｅｅｐｐｅａｋｓｈａｖｉｎｇｏｆｃｏｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｕｎｉｔｓａｎｄｒｅａｌｉｚｅｔｈｅｒｍｏｅｌｅｃｔｒｉｃｄｅｃｏｕｐｌｉｎｇ.Ｂａｓｅｄｏｎｔｈｅｐｒａｃｔｉｃａｌｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅｏｆａ３５０ＭＷｅｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌＣＦＢｂｏｉｌｅｒｃｏｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｕｎｉｔꎬｔｈｅｆｏｌｌｏｗ－ｕｐｏｐｅｒ￣ａｔｉｎｇｐｒｏｂｌｅｍｓｏｆＬＰｃｙｌｉｎｄｅｒｃｕｔｔｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｉｎＣＦＢｂｏｉｌｅｒｕｎｉｔｗｅｒｅａｎａｌｙｚｅｄａｎｄｔｈｅｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｉｎｇｓｏｌｕｔｉｏｎｓｗｅｒｅｐｒｏｐｏｓｅｄ.Ｄｕｒｉｎｇ２３１贾晓涛等:３５０ＭＷ超临界ＣＦＢ机组切缸改造灵活性运行探索２０２０年第３期ｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎꎬｔｈｅｗｉｄｅ－ｒａｎｇｅｃｏｎｔｒｏｌｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｔｏａｖｏｉｄｆｌｕｔｔｅｒｗａｓｕｓｅｄｆｏｒｔｈｅｆｉｒｓｔｔｉｍｅｉｎＣｈｉｎａ.Ｔｈｅｏｎｌｉｎｅｍｏｎｉｔｏｒｉｎｇｆｌｕｔｔｅｒｅｑｕｉｐ￣ｍｅｎｔｗａｓｄｅｖｅｌｏｐｅｄａｎｄｉｎｓｔａｌｌｅｄｆｏｒｔｈｅｆｉｒｓｔｔｉｍｅｉｎｔｈｅｓａｍｅｔｙｐｅｏｆｄｏｍｅｓｔｉｃｕｎｉｔｓ.Ａｌｓｏꎬｔｈｅｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｏｆｅｘｔｒａｃｔｉｎｇｆｉｖｅ－ｓｔａｇｅｅｘｔｒａｃ￣ｔｉｏｎｓｔｅａｍｔｏｓｉｘ－ｓｔａｇｅｅｘｔｒａｃｔｉｏｎｓｔｅａｍｗａｓｕｓｅｄｆｏｒｔｈｅｆｉｒｓｔｔｉｍｅ.Ｔｈｒｏｕｇｈｔｅｃｈｎｉｃａｌｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎꎬｔｈｅｋｅｙｆｏｌｌｏｗ－ｕｐｐｒｏｂｌｅｍｓｌｉｋｅｌｏｗｐｒｅｓｓｕｒｅｃｙｌｉｎｄｅｒｂｌａｓｔｕｎｄｅｒｔｈｅｃｏｎｄｉｔｉｏｎｏｆｃｙｌｉｎｄｅｒｃｕｔｔｉｎｇꎬｂｌａｄｅｅｒｏｓｉｏｎａｎｄｆｌｕｔｔｅｒꎬｓａｆｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｔｕｒｂｉｎｅꎬａｉｒｃｏｏｌｅｄａｎｔｉｆｒｅｅｚｅꎬｌｏｗｔｅｍｐｅｒａｔｕｒｅｃｏｒｒｏｓｉｏｎｏｆａｉｒｐｒｅｈｅａｔｅｒꎬｆｕｅｌｓｙｓｔｅｍｆｌｕｃｔｕａｔｉｏｎａｎｄｉｎｔｅｒｌｏｃｋｐｒｏｔｅｃｔｉｏｎｆｉｔｍｅｎｔｗｅｒｅｓｏｌｖｅｄｂｙａｓｅｒｉｅｓｏｆｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｅｓ.ＣｏｍｐａｒｅｄｗｉｔｈｔｈｅｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌＬＰｃｙｌｉｎｄｅｒｃｕｔｔｉｎｇｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎꎬｔｈｅｗｉｄｅ－ｒａｎｇｅｃｙｌｉｎｄｅｒｃｕｔｔｉｎｇｃｏｎｔｒｏｌｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙａｄｏｐｔｅｄｉｓｍｏｒｅｆｌｅｘｉｂｌｅａｎｄｓｍｏｏｔｈｅｒꎬｗｈｉｃｈｅｌｉｍｉｎａｔｅｓｓｏｍｅｈａｚａｒｄｓｏｆｔｈｅｐｒｅｖｉｏｕｓｒａｐｉｄｃｙｌｉｎｄｅｒｃｕｔｔｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙ.ＡｍｏｎｇｔｈｅｍꎬｔｈｅｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｏｆｔｈｅｓｕｐｐｏｒｔｉｎｇｓｙｓｔｅｍｏｆＣＦＢｂｏｉｌｅｒｐｒｏｖｉｄｅｓｇｕａｒａｎｔｅｅｆｏｒｉｔｓｈｉｇｈｆｕｅｌｆｌｅｘｉｂｉｌｉｔｙ.ＢａｓｅｄｏｎｔｈｅｌｏｗｌｏａｄｓｔａｂｌｅｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆＣＦＢｂｏｉｌｅｒꎬｔｈｅｕｎｉｔｏｐｅｒａｔｅｓｓａｆｅｌｙａｆｔｅｒｔｈｅｌｏｗｐｒｅｓｓｕｒｅｃｙｌｉｎｄｅｒｃｕｔ－ｏｆｆｔｒａｎｓｆｏｒｍａｔｉｏｎａｎｄｒｅａｃｈｅｓｔｈｅＮＯｘｕｌｔｒａ－ｌｏｗｅｍｉｓｓｉｏｎｓｔａｎｄ￣ａｒｄ.Ｎｏｔｏｎｌｙｉｓｔｈｅｔｈｅｒｍｏｅｌｅｃｔｒｉｃｄｅｃｏｕｐｌｉｎｇａｃｈｉｅｖｅｄꎬｔｈｅｌｏａｄｒｅｇｕｌａｔｉｏｎｒａｎｇｅｉｓｗｉｄｅｎｅｄｆｒｏｍ６０％－９４％ｔｏ３０％－９４％ꎬａｎｄｔｈｅｈｅａｔ￣ｉｎｇｃａｐａｃｉｔｙｉｓｉｎｃｒｅａｓｅｄｂｙ５０％ꎬｂｕｔａｌｓｏｔｈｅｐｕｒｐｏｓｅｏｆｅｎｅｒｇｙｓａｖｉｎｇａｎｄｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎｒｅｄｕｃｔｉｏｎｉｎｈｅａｔｉｎｇｐｅｒｉｏｄｉｓａｃｈｉｅｖｅｄａｎｄｔｈｅｔｈｅｒａｔｉｏｏｆｄｉｓｔｒｉｃｔｈｅａｔｉｎｇａｎｄｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｉｓｅｎｈａｎｃｅｄｅｓｐｅｃｉａｌｌｙｕｎｄｅｒｌｏｗｌｏａｄꎬｗｈｉｃｈｉｍｐｒｏｖｅｓｔｈｅｒｅｓｏｕｒｃｅｕｔｉｌｉｚａｔｉｏｎａｎｄｕｎｉｔｔｈｅｒｍａｌｅｃｏｎｏｍｙ.Ｕｎｄｅｒ４０％ｌｏａｄｃｏｎｄｉｔｉｏｎｓꎬｔｈｅｔｈｅｒａｔｉｏｏｆｄｉｓｔｒｉｃｔｈｅａｔｉｎｇａｎｄｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｉｎｃｒｅａｓｅｓｆｒｏｍ０.９７ｔｏ２.１１ａｎｄｔｈｅｃｏａｌｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎｉｎｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｉｓｒｅｄｕｃｅｄｂｙ７０.４９ｇ/ｋＷｈ.ＡｂｏｖｅａｌｌꎬｔｈｅｎｅｗｆｌｅｘｉｂｌｅＬＰｃｕｔｔｉｎｇｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｐｒｏ￣ｐｏｓｅｄｉｎｔｈｉｓｐａｐｅｒｈａｓｓｏｌｖｅｄａｓｅｒｉｅｓｏｆｔｅｃｈｎｉｃａｌｐｒｏｂｌｅｍｓꎬａｃｈｉｅｖｅｄａｎｕｍｂｅｒｏｆｔｅｃｈｎｏｌｏｇｉｃａｌｂｒｅａｋｔｈｒｏｕｇｈｓꎬａｃｃｕｍｕｌａｔｅｄｏｐｅｒａｔｉｎｇｅｘ￣ｐｅｒｉｅｎｃｅａｎｄｍａｄｅｃｏｎｔｒｉｂｕｔｉｏｎｓｔｏｔａｐｐｉｎｇｔｈｅｇｒｅａｔｐｏｔｅｎｔｉａｌｏｆｔｈｅｐｅａｋｓｈａｖｉｎｇｏｆｔｈｅｃｏｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｕｎｉｔꎬｉｍｐｒｏｖｉｎｇｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎａｌｆｌｅｘｉ￣ｂｉｌｉｔｙｏｆｔｈｅｒｍａｌｐｏｗｅｒｉｎＣｈｉｎａａｎｄｔｈｅｃａｐａｃｉｔｙｏｆｔｈｅｎｅｗｅｎｅｒｇｙｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎ.Ｋｅｙｗｏｒｄｓ:ｃｉｒｃｕｌａｔｉｎｇｆｌｕｉｄｉｚｅｄｂｅｄ(ＣＦＢ)ｂｏｉｌｅｒꎻｆｌｅｘｉｂｌｅｃｙｌｉｎｄｅｒｃｕｔｔｉｎｇꎻｔｈｅｒｍｏｅｌｅｃｔｒｉｃｄｅｃｏｕｐｌｉｎｇꎻｄｅｅｐｐｅａｋｓｈａｖｉｎｇꎻｔｈｅｒｍｏｅｃｏｎｏｍｙ㊀０㊀引㊀㊀言近年来ꎬ我国风电㊁光伏㊁水电等新能源电力装机容量持续快速增长ꎬ２０１８年累计装机容量首次超过火电ꎬ同比增长２２％ꎬ占全国发电总装机的２０％[１]ꎮ新能源在提供大量清洁电力的同时ꎬ也给电网的安全运行和电力供应保障带来巨大挑战ꎮ尤其是低谷负荷时ꎬ电网调节能力差是阻碍新能源消纳的最大瓶颈ꎬ导致部分地区出现较严重的弃风㊁弃光和弃水问题ꎮ因此ꎬ火电机组保障供热能力的同时ꎬ需要最大程度提高机组的宽幅调峰能力ꎬ挖掘火电机组调峰潜力ꎬ提升火电运行灵活性ꎬ提高新能源消纳能力ꎮ常规火电机组受低负荷稳定燃烧㊁干湿态转换等问题和供热机组 以热定电 运行方式等因素影响ꎬ我国火电机组深度调峰能力不足ꎬ与国外机组存在较大差距[２－５]ꎮ热电机组受汽轮机低压缸最小冷却蒸汽流量的限制ꎬ实现深度调峰难度较大ꎮ因此深入研究热电机组深度调峰运行方式㊁解决热电机组深度调峰面临的技术难题迫在眉睫[６－８]ꎮ蒸汽流程的灵活性改造是解决热电解耦的重要方法之一ꎮ基于蒸汽流程的灵活性改造路线主要有:光轴改造技术㊁主再热辅助供热系统㊁低压缸切缸运行技术等[９]ꎮ低压缸光轴改造技术汽轮机本体低压缸转子更换为光轴ꎬ同时对轴瓦进行更换ꎮ该改造方案抽汽供热能力显著提高ꎬ但深度调峰能力差㊁投资较高㊁检修维护工作量大ꎬ机组采用以热定电或以电定热的运行方式ꎬ机组运行灵活性差ꎮ主㊁再热辅助供热系统是利用机组主㊁再热蒸汽减温减压后供热的一种技术ꎬ在满足机组供热能力的同时ꎬ减小机组出力ꎬ起到热电解耦的作用ꎮ这种改造方式易造成再热器超温ꎬ影响主机安全稳定运行ꎬ且实际运行经济性较差ꎬ仅宜作为补充供热手段ꎮ切缸/低背压运行改造技术适用于供热需求较大的供暖机组ꎬ机组供热状态下ꎬ通过切除汽轮机的低压缸绝大部分进汽ꎬ使低压缸在高真空条件下运行ꎬ抽汽供热量增加ꎬ提高了机组的深度调峰能力和供热能力ꎮ灵活性切缸的运行控制特点是根据机组冷端运行条件ꎬ控制低压缸进汽量大于或等于低压缸最小冷却流量ꎮ机组运行过程中根据供热量不同ꎬ采用切缸或正常抽汽运行方式ꎮ通过合理控制低压缸的最小冷却流量ꎬ在保证机组安全运行的前提下达到深度调峰的目的ꎮ与其他改造方式相比ꎬ切缸/低背压运行改造技术ꎬ投资小ꎬ改造工期短ꎬ供热经济性好ꎬ可同时提高机组深度调峰能力和供热能力ꎮ陈建国[１２]㊁廖高良[１３]等分别对３００㊁３５０ＭＷ煤粉炉机组进行低压缸零出力改造技术研究ꎬ切缸改造后最低运行负荷均为４０％额定负荷ꎮ与传统的煤粉炉机组相比ꎬ循环流化床锅炉具有低负荷下稳定燃烧特点ꎬ有较好的调峰潜力[１０－１１]ꎬ但目前缺乏针对循环流化床机组的灵活性切缸研究ꎮ国家能源局陆续出台的关于火电灵活性改造方面的政策ꎬ预期将使热电机组最小出力达４０％~５０％额定容量ꎬ循环流化床锅炉机组的天然低负荷稳燃优势ꎬ有望通过灵３３１２０２０年第３期洁净煤技术第２６卷活性改造使热电机组的最小出力低于４０％额定容量ꎮ因此本文基于３５０ＭＷ超临界循环流化床热电联产机组ꎬ深入分析灵活性切缸改造技术的关键问题以及改造效果ꎬ进一步挖掘循环流化床机组的深度调峰能力ꎮ１㊀低压缸切缸技术难点及解决思路某燃煤供热电厂配置３５０ＭＷ超临界循环流化床锅炉机组㊁一次中间再热㊁单轴㊁双缸双排汽㊁间接空冷㊁一级调整抽汽㊁凝汽式汽轮机ꎮ循环流化床变压运行直流炉ꎬ单炉膛㊁半露天Ｍ型布置ꎮ该机组采用常规抽汽供热方式ꎬ常规背压下存在最小冷却流量及供热蝶阀通流能力大㊁蝶阀本身抽汽量控制调节性能差㊁低压缸进汽流量计算及监测手段不足等问题ꎬ无法满足机组深度调峰要求ꎮ低压缸切缸技术是在不改动低压缸本体的前提下ꎬ增加低压缸进汽旁路ꎬ实现低压缸维持较低的进汽流量ꎬ维持较低背压运行ꎬ最大程度利用抽汽进行供热ꎬ具备较强的低负荷调峰能力同时提升部分供热能力ꎮ但低压缸切缸技术改造的同时易引发汽轮机鼓风水蚀㊁颤振ꎬ间冷系统防冻ꎬ空预器低温腐蚀ꎬ燃料系统不稳定运行以及低负荷ＮＯｘ超标等问题ꎮ因此ꎬ在低压缸切缸技术改造时需要重点考虑锅炉㊁汽机以及辅机的安全运行ꎬ并对切缸过程中面临的关键问题进行分析ꎬ提出相应的解决思路ꎮ１ １㊀低压缸安全性运行１ １ １㊀蒸汽小容积流量工况下低压缸的鼓风问题切除低压缸运行时ꎬ进入鼓风工况ꎬ鼓风工况下级的有效焓降和相对内效率均为０ꎬ低压缸和叶片在鼓风状态下温度升高ꎬ金属膨胀变形ꎬ易造成动静间隙变化发生动静碰摩ꎮ为降低末级排汽温度ꎬ通常设置排汽喷水装置降温ꎬ该电厂１号机组原有一组低压缸喷水装置ꎬ在改造中增加一路低流量高效喷雾降温装置ꎬ且在末级叶片㊁次末级叶片㊁次次末级叶片顶部增加了１２个测温点ꎬ在切缸运行过程中随时监视叶片和低压缸温度ꎬ杜绝超温现象ꎮ１ １ ２㊀低压缸叶片水蚀问题切除低压缸运行ꎬ进入鼓风工况时ꎬ为降低排汽温度和低压缸温度ꎬ通常使用喷水装置ꎮ此时末叶根部以负反动度工作ꎬ用来降温的喷水通过末叶根部倒吸入动叶ꎬ这种现象会对末级叶片造成侵蚀ꎮ该电厂１号机组增加的喷水装置ꎬ考虑到防止叶片水蚀ꎬ使用雾化效果较好的喷头ꎬ一定程度上减少或避免喷水吸入叶片ꎮ１ １ ３㊀低压缸叶片颤振问题切缸工况面临最大的问题是叶片颤振ꎬ在低压缸小容积流量情况下叶片常在负冲角下运行ꎬ冲角变化引起叶型内弧及背弧压力场分布趋向不均ꎬ内弧产生扩压段ꎬ引起脱流ꎬ蒸汽涡流引发不规律的气流激振ꎮ这些因素均易诱发颤振ꎬ在某些特定工况下出现应力突增现象ꎬ极易造成低压缸末级和次末级叶片动应力过大而损坏ꎮ采用宽幅控制躲避颤振技术ꎬ这是该技术在国内首次使用ꎮ在维持以往运行背压条件下ꎬ若直接大幅降低低压缸进汽流量ꎬ会进一步加剧末级㊁次末叶片的鼓风状态ꎬ使两级叶片出口温度大幅增加ꎬ动应力增大ꎬ直接影响末级㊁次末级的安全运行ꎮ而采用对低压缸喷水减温措施ꎬ仅起到降低低压外缸温度作用ꎬ无法有效解决通流部分的安全性问题ꎮ该电厂１号机组改造设置通流量较大的旁路冷却系统容量ꎬ配合机组背压调整ꎬ合理控制蒸汽容积流量ꎬ实现低压缸切缸后宽幅调整ꎬ以合理避开末叶颤振区ꎮ不同背压和冷却流量下ꎬ蒸汽流速变化较大ꎮ低背压运行时ꎬ相对容积流量提高ꎬ末级出口流速增大ꎬ工作区域在应力线驼峰右侧ꎬ为较理想运行区域ꎬ投切缸时无需跨越应力高危区ꎬ如图１所示ꎮ宽幅切缸控制更加灵活㊁平缓ꎬ消除了快速切缸技术的危害:实现１００ｔ蒸汽降至２０ｔ蒸汽过程的平稳控制ꎬ加热器无冲击ꎬ负荷无突升突降ꎬ设备安全得到保障ꎮ图１㊀动应力驼峰曲线Ｆｉｇ.１㊀Ｈｕｍｐｅｄｄｙｎａｍｉｃｓｔｒｅｓｓｃｕｒｖｅ本改造在汽轮机低压缸安装了上海电气自主研发的在线颤振健康监测系统(为国内同类型机组首次安装)ꎬ如图２所示ꎮ在切缸过程中ꎬ实时显示叶片颤振㊁位移等指标ꎬ实现了切缸全过程核心参数的有效监控ꎬ使整个切缸过程的安全可控ꎮ１ ２㊀汽轮机本体安全性运行切缸改造运行后ꎬ必须考虑汽轮机运行工况改变后的安全性问题[１４]ꎬ主要体现在:４３１贾晓涛等:３５０ＭＷ超临界ＣＦＢ机组切缸改造灵活性运行探索２０２０年第３期图２㊀在线颤振健康监测系统显示Ｆｉｇ.２㊀Ｏｎｌｉｎｅｆｌｕｔｔｅｒｈｅａｌｔｈｍｏｎｉｔｏｒｉｎｇｓｙｓｔｅｍｄｉａｇｒａｍ１)切除低压缸运行时ꎬ低压缸２００ｔ以上的进汽量进入供热抽汽管道ꎬ机组做功工况发生改变ꎬ汽轮机本体振动㊁胀差㊁轴向位移需要重点监控ꎬ同时要考虑热网加热器温升率不超限ꎮ２)中压缸至低压缸排汽蝶阀处在小流量节流状态ꎬ管道及阀门振动需要重点监控ꎮ３)区别于正常供热抽汽工况ꎬ在低压缸进汽流量大幅变化时ꎬ如何合理控制中排压力ꎬ保证汽轮机在安全运行的范围内ꎬ是运行调整需解决的问题ꎮ该电厂在切缸运行过程中ꎬ根据调速级压力对应的中排压力控制范围ꎬ对中压缸排汽蝶阀(ＣＶ阀)㊁旁路蝶阀(ＢＰＶ阀)㊁供热抽汽蝶阀(ＬＥＶ阀)实现自动联合控制ꎬ即保证中排压力在安全区域运行ꎬ又保证电热负荷切换平顺㊁调整灵活ꎮ４)切缸运行时ꎬ６㊁７号低压加热器进汽流量大幅下降ꎬ造成低加疏水系统无法正常运行ꎬ需通过低加危急疏水管路回收至凝汽器热水井ꎮ此运行方式下ꎬ６号低加疏水热量不能被７号低加利用ꎬ同时５号低加抽汽量显著增加ꎬ造成热源损失的同时５号低加热负荷增加ꎬ为减少切缸对低加系统的影响ꎬ采用在５号低加进汽管路增设补汽管路至６号低加进汽管路的解决方案ꎬ减少热源损失ꎬ提高运行安全性ꎮ１ ３㊀空冷系统防冻运行该电厂配置间接空冷系统ꎬ在切缸工况下ꎬ低压缸进汽流量减少ꎬ低压缸热量包括进汽量㊁小机排汽量(小汽轮机共用一个凝汽器的机组)㊁低压加热器疏水热量㊁供热疏水热量ꎬ凝汽器热量的减少影响间接空冷系统防冻安全运行ꎮ本改造通过增加监视手段㊁减少通流换热面积㊁改变运行方式解决防冻问题ꎮ１)增加间冷塔在线监测系统ꎮ为方便运行人员准确㊁直观监测间冷塔出风侧壁温的运行情况ꎬ及时发现并制定间冷塔防冻措施ꎬ在扇区散热器表面增加测温电缆ꎬ测温点电缆分３层布置ꎬ对５个扇区中的３个扇区进行改造ꎬ共计１９４４个监测点ꎬ使其能够覆盖到所有危险区域ꎬ达到监测的最大效果ꎮ２)加装防冻帘ꎮ对其中３组扇区加装防冻帘ꎬ减小扇区的通风面积ꎬ以减少散热量达到防冻的目的ꎮ当低温下进行切缸运行时ꎬ防冻帘可减少间冷扇区冷风流通量ꎬ提高循环水温度ꎬ满足防冻运行要求ꎮ实际运行中ꎬ４扇区设置防冻帘ꎬ冷却柱温度(扇区冷水温度最低点)比未设置的３扇区至少提高５ħꎮ３)改进间冷运行方式ꎮ①改变运行方式ꎬ减少换热面积ꎮ在供热初末期气温相对较高时ꎬ投入４组扇区ꎬ退出１组扇区运行ꎻ在供热中期及极寒期ꎬ投入３组扇区ꎬ退出２组扇区运行ꎮ②适当提高间冷循环泵变频功率ꎬ提高冷却水流量和流速ꎬ达到防冻目的ꎮ切缸工况下ꎬ由于凝汽器换热量减少ꎬ间冷循环水冷热水温差在３ħ以内ꎬ提高间冷循环水流速后ꎬ间冷热水在间冷扇区来不及换热后又进入凝汽器ꎬ因此冷热水均有温升ꎬ保障防冻运行ꎮ在提高间冷循环水流量和流速的同时ꎬ还需考虑间冷扇区解列后ꎬ循环水流通面积减少造成的水压升高ꎬ因此需通过运行试验或阻力变化后的压头计算ꎬ限制间冷循环泵变频功率提高的幅度ꎬ以保证循环水局部不超压ꎮ基于间冷厂家说明书和运行试验ꎬ该电厂１号机组在４个间冷扇区运行时ꎬ间冷循环泵变频不高于４０Ｈｚꎬ在３个间冷扇区运行时ꎬ间冷循环泵变频不高于３５Ｈｚꎮ１ ４㊀切缸运行工况联锁保护适配性问题切缸运行工况下ꎬ原有控制逻辑保护已不适应或与实际情况冲突ꎬ因此需要进行联锁保护修订ꎮ１)取消原有的低负荷限制供热保护ꎬ在正常抽汽供热工况下ꎬ为了保护中压缸ꎬ抽汽量受负荷限制ꎬ中排压力不回过低ꎮ在切缸改造后ꎬ低负荷供热能力提升ꎬ原有限制需在切缸工况下取消ꎮ２)增加中压缸排汽蝶阀旁路阀ＢＰＶ阀的控制逻辑ꎬ此阀主要控制低压缸进汽流量ꎮ３００ＭＷ级别供热机组ꎬ未设置低压缸进汽压力和流量ꎬ因此增加进汽压力测点ꎬ通过费留格尔公式换算为进汽流量ꎮ在配置切缸自动时ꎬＢＰＶ阀跟踪进汽流量㊁ＣＶ阀跟踪中排压力ꎬＬＥＶ阀控制抽汽压力ꎮ３)设置 切缸工况强制退出 保护ꎮ在切缸工况下ꎬ供热抽汽蝶阀ＬＥＶ和旁路蝶阀ＢＰＶ若发生故障关闭ꎬ或因供热抽汽量突然减少等情况造成中排压力异常升高ꎬ以及低压缸排汽温度㊁末级叶片温度异常升高ꎬ对机组带来安全性隐患ꎬ因此设置中排压力㊁ＬＥＶ阀状态的相关保护ꎬ在危险工况下退出５３１２０２０年第３期洁净煤技术第２６卷切缸ꎬ快速开启ＣＶ至安全开度(保护中排压力)ꎬ保护汽轮机的安全运行ꎮ在非紧急状态下解列供热抽汽时ꎬ建议手动操作ꎬ关闭ＬＥＶ与开启ＣＶ同步交替进行ꎬ将切阀操作对机组的影响降至最低ꎮ４)增加五段抽汽至６号低加补汽管道后ꎬ相应６号低加的保护逻辑也应增加ꎬ在补汽状态下运行时ꎬ６号低加水位高三值联锁关闭五段抽汽电动门及逆止门ꎮ１ ５㊀锅炉配套系统问题原暖风器无法满足切缸运行工况进入空气预热器的风温ꎬ为防止空气预热器低温腐蚀与堵灰ꎬ需在原来风道上增加一套暖风器(图３)ꎬ并与原暖风器串联ꎬ保证温升ꎮ从原暖风器蒸汽母管取蒸汽后ꎬ分别进入新增加的暖风器本体ꎮ本改造增加一套暖风器设备ꎬ冷端温度升高２０ħꎬ空预器抗腐蚀能力加强ꎮ区别于煤粉锅炉ꎬ循环流化床锅炉内常采用炉内脱硫技术ꎬ因此冷端温度的升高为减少炉内石灰石用量奠定了基础ꎮ图３㊀暖风机连接示意Ｆｉｇ.３㊀Ｃｏｎｎｅｃｔｉｏｎｄｉａｇｒａｍｏｆｆａｎｈｅａｔｅｒ实际运行过程中ꎬ原煤仓及落煤管积煤现象较严重ꎬ影响机组的安全稳定运行ꎮ考虑到循环流化床锅炉具有燃料适应性广的特点ꎬ原煤仓及落煤管积煤的情况在后期可能会限制燃料种类ꎬ无法实现掺烧等ꎬ因此采取布置空气炮的形式消除积煤情况ꎬ配合了循环流化床锅炉燃料适应性强的特点ꎬ系统适应不同煤种的能力提高ꎬ可燃用高水分煤泥ꎬ并为下一步掺烧生活污泥奠定了基础ꎮ１ ６㊀低压缸真空度保证由于切除低压缸工况关键前提是低背压运行ꎬ因此ꎬ根据切缸运行经验ꎬ切缸机组真空严密性要小于２００Ｐａ/ｍｉｎꎬ最理想状态应能达到小于５０Ｐａ/ｍｉｎꎮ在真空严密性不达标情况下ꎬ则需要切缸前提前启动备用真空泵ꎬ以保证切缸工况避开低压叶片高应力区ꎮ可考虑增加高效罗茨真空泵ꎬ提高抽吸效率的同时ꎬ减少厂用电消耗ꎮ１ ７㊀ＮＯｘ超低排放随着锅炉负荷降低ꎬ锅炉燃烧弱化ꎬ温度场偏低ꎬＳＮＣＲ脱硫效率下降ꎮ为了确保环保指标合格ꎬ采取了分级控制技术ꎬ对锅炉氧量㊁二次风优化控制ꎬ抑制ＮＯｘ原始生成量ꎬ确保３０％负荷运行期间仍然实现超低排放ꎮ２㊀灵活性切缸改造机组实效分析改造前１号机组负荷调节范围为６０％~９４％ꎬ改造后负荷调节范围为３０％~９４％ꎬ供热能力增加了５０％ꎮ通过最小出力试验㊁ＡＧＣ系统试验㊁一次调频试验ꎬ表明该机组在供热期间满足供热能力的基础上具备３０％额定负荷(１０５ＭＷ)的深度调峰能力ꎮ深度调峰期间ꎬ机组环保设施正常运行ꎬ机组排放达标ꎬ同时满足供热㊁一次调频㊁ＡＧＣ性能要求ꎮ经一个供热期的运行ꎬ该机组切缸运行工况稳定ꎬ电负荷和热负荷调节范围大㊁调节灵活ꎬ实现了深度热电解耦ꎮ负荷１０５ＭＷ(额定３０％)ꎬ供热量８００ＧＪꎬ主汽流量４６０ｔ/ｈꎬ凝汽器背压２.９ｋＰａꎬ试验工况运行稳定ꎬ各项参数指标正常ꎮ在切缸过程中以及３０％额定负荷长时间运行中ꎬ经现场持续监测ꎬ未出现叶片共振㊁颤振现象ꎮ切缸工况低压缸不喷减温水㊁排汽温度不超限ꎬ低压缸叶片温度升高但在安全范围内(表１)ꎬ保证了低压缸和叶片运行安全性ꎮ表１㊀低压缸切缸过程中参数变化Ｔａｂｌｅ１㊀ＰａｒａｍｅｔｅｒｓｃｈａｎｇｅｉｎｔｈｅＬＰｃｕｔｔｉｎｇｐｒｏｃｅｓｓ项㊀㊀目限制值切缸前切缸中切缸后负荷/ＭＷ ２４０１５２１０５背压/ｋＰａ ５.７２.８２.９ＣＶ开度/％３０１４０ＢＰＶ开度/％ ０５２０低压缸进汽流量/(ｔ ｈ－１) ２８４１２８２０低压缸排汽温度/ħ７９３６４１７１末级叶片温度/ħ１５０５６５９８１次末级叶片温度/ħ１５０７６８８１１４次次末级叶片温度/ħ２００１３２１５３１７６低压缸叶片叶顶间隙/ｍｍ３.４３.４３.３㊀㊀该机组具备深度调峰能力ꎬ符合可再生能源调峰机组相关要求ꎬ可作为可再生能源调峰机组ꎬ供热机组按４３４１ｈ安排优先发电量ꎬ相比３０万ｋＷｈ及以上非可再生燃煤机组的１３００ｈ增加３０４１ｈꎮ由于减少了冷源损失ꎬ改造后达到供热期提升供热能力和供热期节能降耗的目的[１５]ꎮ图４为在不同工况下改造前后热经济性参数对比(ＭＳ(ｍａｉｎｓｔｅａｍ)指锅炉主蒸汽流量)ꎬ可知ꎬ改造后供热量大幅提高ꎬ低负荷情况下该趋势更明显ꎮ图５为改造６３１贾晓涛等:３５０ＭＷ超临界ＣＦＢ机组切缸改造灵活性运行探索２０２０年第３期前后热电比变化ꎬ热电比的增长在低负荷下尤为明显ꎮ表２为改造前后发电煤耗变化情况ꎮ４０％负荷工况下ꎬ热电比由０.９７提高至２.１１ꎬ发电煤耗降低了７０.４９ｇ/ｋＷｈꎮ灵活性改造后ꎬ热电比大幅提高ꎬ提高了资源利用率和机组经济性ꎮ图４㊀不同负荷下改造前后供热量和发电功率变化Ｆｉｇ.４㊀Ｃｈａｎｇｅｏｆｈｅａｔｓｕｐｐｌｙａｎｄｐｏｗｅｒｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｂｅｆｏｒｅａｎｄａｆｔｅｒｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎａｔｄｉｆｆｅｒｅｎｔｗｏｒｋｉｎｇｌｏａｄｓ图５㊀改造前后热电比变化Ｆｉｇ.５㊀Ｃｈａｎｇｅｏｆｒａｔｉｏｏｆｄｉｓｔｒｉｃｔｈｅａｔｉｎｇａｎｄｅｌｅｃｔｒｉｃｉｔｙｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｂｅｆｏｒｅａｎｄａｆｔｅｒｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ表２㊀改造前后发电煤耗变化Ｔａｂｌｅ２㊀Ｃｏａｌｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎｃｈａｎｇｅｉｎｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｂｅｆｏｒｅａｎｄａｆｔｅｒｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ负荷/％ＭＳ改造前发电煤耗/(ｇ ｋＷｈ－１)改造后发电煤耗/(ｇ ｋＷｈ－１)煤耗降低/(ｇ ｋＷｈ－１)１００２１２.６２１７７.２７－３５.３５７５２１７.３５１７７.１２－４０.２３５０２４０.５２１８２.４４－５８.０８４０２５５.２４１８４.７５－７０.４９３㊀结㊀㊀论１)基于循环流化床锅炉机组实例ꎬ分析低压切缸技术后中面临的主要技术难点及解决措施ꎮ在低背压灵活性切缸技术㊁宽幅控制躲避颤振技术㊁汽轮机低压缸及本体安全运行㊁间接空冷防冻技术㊁切缸联锁逻辑保护㊁锅炉配套系统稳定运行低压缸真空度保证等方面积累了经验ꎬ为同类型机组切缸改造运行提供借鉴ꎮ考虑到区别于煤粉炉机组ꎬ对循环流化床锅炉配套系统进行改造完善ꎬ保证了其燃料适应性广和低污染排放的特点ꎮ２)改造后ꎬ基于循环流化床低负荷稳燃的特点ꎬ可在额定负荷３０％下安全稳定运行ꎬ远低于煤粉炉机组低负荷运行下限ꎬ机组供热能力提高了５０％ꎮ实现了热电解耦ꎬ并保证ＮＯｘ超低排放ꎮ改造后ꎬ在不同负荷下ꎬ供热量和热电比均大幅提高ꎬ在低负荷情况下尤为显著ꎮ在４０％负荷工况下ꎬ热电比由０.９７提高至２.１１ꎬ提高了资源利用率和机组经济性ꎮ３)灵活性切缸技术是对汽轮机原设计的创新型突破ꎬ对于不同类型的机组ꎬ受机组型式㊁设计和结构特点㊁运行条件等方面的限制ꎬ低压缸零出力的运行特性也不同ꎮ因此ꎬ低压缸零出力改造不宜简单复制ꎮ建议各电厂在开展低压缸零出力改造时ꎬ要吸取经验的同时充分论证ꎬ做好低压缸零出力改造的方案优化㊁主辅系统优化及运行方式优化等工作ꎮ参考文献(Ｒｅｆｅｒｅｎｃｅｓ):[１]㊀杨勇平ꎬ杨志平ꎬ徐钢ꎬ等.中国火力发电能耗状况及展望[Ｊ].中国电机工程学报ꎬ２０１３ꎬ３３(２３):１－１１ꎬ１５.ＹＡＮＧＹｏｎｇｐｉｎｇꎬＹＡＮＧＺｈｉｐｉｎｇꎬＸＵＧａｎｇꎬｅｔａｌ.ＳｉｔｕａｔｉｏｎａｎｄｐｒｏｓｐｅｃｔｏｆｅｎｅｒｇｙｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎｆｏｒＣｈｉｎａᶄｓｔｈｅｒｍａｌｐｏｗｅｒｇｅｎｅｒａｔｉｏｎ[Ｊ].ＰｒｏｃｅｅｄｉｎｇｓｏｆｔｈｅＣＳＥＥꎬ２０１３ꎬ３３(２３):１－１１ꎬ１５.[２]㊀ＧＯＮＺＡＬＥＺ－ＳＡＬＡＺＡＲＭＡꎬＫＩＲＳＴＥＮＴꎬＰＲＣＨＬＩＫＬ.Ｒｅｖｉｅｗｏｆｔｈｅｏｐｅｒａｔｉｏｎａｌｆｌｅｘｉｂｉｌｉｔｙａｎｄｅｍｉｓｓｉｏｎｓｏｆｇａｓ－ａｎｄｃｏａｌ－ｆｉｒｅｄｐｏｗｅｒｐｌａｎｔｓｉｎａｆｕｔｕｒｅｗｉｔｈｇｒｏｗｉｎｇｒｅｎｅｗａｂｌｅｓ[Ｊ].ＲｅｎｅｗａｂｌｅａｎｄＳｕｓｔａｉｎａｂｌｅＥｎｅｒｇｙＲｅｖｉｅｗｓꎬ２０１７ꎬ８２:１４９７－１５１３.[３]㊀ＮＩＭＴＺＭꎬＫＲＡＵＴＺＨＪ.ＦｌｅｘｉｂｌｅｏｐｅｒａｔｉｏｎｏｆＣＣＳｐｏｗｅｒｐｌａｎｔｓｔｏｍａｔｃｈｖａｒｉａｂｌｅｒｅｎｅｗａｂｌｅｅｎｅｒｇｉｅｓ[Ｊ].ＥｎｅｒｇｙＰｒｏｃｅｄｉａꎬ２０１３ꎬ４０:２９４－３０３.[４]㊀王漪ꎬ薛永锋ꎬ邓楠.供热机组以热定电调峰范围的研究[Ｊ].中国电力ꎬ２０１３ꎬ４６(３):５９－６２.ＷＡＮＧＹｉꎬＸＵＥＹｏｎｇｆｅｎｇꎬＤＥＮＧＮａｎ.Ｓｔｕｄｙｏｎｈｅａｔ－ｌｏａｄ－ｂａｓｅｄｐｅａｋｒｅｇｕｌａｔｉｏｎｆｏｒｃｏｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｕｎｉｔｓ[Ｊ].ＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒꎬ２０１３ꎬ４６(３):５９－６２.[５]㊀金晶岚.燃煤机组参与深度调峰消纳可再生能源的可行性分析[Ｄ].北京:华北电力大学ꎬ２０１７.ＪＩＮＪｉｎｇｌａｎ.Ｆｅａｓｉｂｌｅａｎａｌｙｓｉｓｏｆｃｏａｌ－ｆｉｒｅｄｇｅｎｅｒａｔｉｏｎｉｎｔｈｅｄｅｐｔｈｐｅａｋｒｅｇｕｌａｔｉｏｎａｎｄｉｎｔｈｅｒｅｎｅｗａｂｌｅｅｎｅｒｇｙｃｏｎｓｕｍｐｔｉｏｎ[Ｄ].Ｂｅｉ￣ｊｉｎｇ:ＮｏｒｔｈＣｈｉｎａＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＧｅｎｅｒａｔｉｏｎꎬ２０１７.[６]㊀张广才ꎬ周科ꎬ鲁芬ꎬ等.燃煤机组深度调峰技术探讨[Ｊ].热力发电ꎬ２０１７ꎬ４６(９):１７－２３.ＺＨＡＮＧＧｕａｎｇｃａｉꎬＺＨＯＵＫｅꎬＬＵＦｅｎꎬｅｔａｌ.Ｄｉｓｃｕｓｓｉｏｎｓｏｎｄｅｅｐｐｅａｋｉｎｇｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｏｆｃｏａｌ－ｆｉｒｅｄｐｏｗｅｒｐｌａｎｔｓ[Ｊ].Ｔｈｅｒｍａｌｐｏｗ￣ｅｒｇｅｎｅｒａｔｉｏｎꎬ２０１７ꎬ４６(９):１７－２３.[７]㊀董云风ꎬ吕少胜.大型热电厂热电解耦方式选择[Ｊ].工程建设与设计ꎬ２０１８(１):６０－６１.７３１２０２０年第３期洁净煤技术第２６卷ＤＯＮＧＹｕｎｆｅｎｇꎬＬＹＵＳｈａｏｓｈｅｎｇ.Ｓｅｌｅｃｔｉｏｎｆｏｒｔｈｅｒｍｏｅｌｅｃｔｒｉｃｄｅ￣ｃｏｕｐｌｉｎｇｍｅｔｈｏｄｏｆｌａｒｇｅｈｅａｔ－ｓｕｐｐｌｙｐｏｗｅｒｐｌａｎｔ[Ｊ].Ｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎ＆ＤｅｓｉｇｎｆｏｒＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇꎬ２０１８(１):６０－６１.[８]㊀于浩洋ꎬ高明明ꎬ张缦ꎬ等.循环流化床机组深度调峰性能分析与评价[Ｊ/ＯＬ].热力发电ꎬ[２０２０－０４－０９].ｈｔｔｐ://ｗｗｗ.ｒｌｆｄ.ｃｏｍ.ｃｎ/ｏａ/ｄａｒｔｉｃｌｅ.ａｓｐｘ?ｉｄ＝２０２００５０１０＆ｔｙｐｅ＝ｖｉｅｗ.ＹＵＨａｏｙａｎｇꎬＧＡＯＭｉｎｇｍｉｎｇꎬＺＨＡＮＧＭａｎꎬｅｔａｌ.Ｐｅｒｆｏｒｍａｎｃｅａ￣ｎａｌｙｓｉｓａｎｄｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｔｈｅｄｅｅｐｐｅａｋ－ｒｅｇｕｌａｔｉｎｇｆｏｒｃｉｒｃｕｌａｔｉｎｇｆｌｕｉｄｉｚｅｄｂｅｄｕｎｉｔｓ[Ｊ/ＯＬ].Ｔｈｅｒｍａｌｐｏｗｅｒｇｅｎｅｒａｔｉｏｎꎬ[２０２０－０４－０９].ｈｔｔｐ://ｗｗｗ.ｒｌｆｄ.ｃｏｍ.ｃｎ/ｏａ/ｄａｒｔｉｃｌｅ.ａｓｐｘ?ｉｄ＝２０２００５０１０＆ｔｙｐｅ＝ｖｉｅｗ.[９]㊀天罡ꎬ刘立华ꎬ黄智ꎬ等.３５０ＭＷ机组低压缸切除供热改造方案及调峰性能分析[Ｊ].汽轮机技术ꎬ２０１９ꎬ６１(６):４５７－４６０.ＴＩＡＮＧａｎｇꎬＬＩＵＬｉｈｕａꎬＨＵＡＮＧＺｈｉꎬｅｔａｌ.Ｒｅｃｏｎｓｔｒｕｃｔｉｏｎｓｃｈｅｍｅｏｆｒｅｍｏｖｉｎｇｌｏｗｐｒｅｓｓｕｒｅｃｙｌｉｎｄｅｒａｎｄｈｅａｔｉｎｇｆｏｒ３５０ＭＷｕｎｉｔａｎａｌｙｓｉｓｏｆｐｅａｋ[Ｊ].ＴｕｒｂｉｎｅＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙꎬ２０１９ꎬ６１(６):４５７－４６０.[１０]㊀杨俏发.循环流化床机组深度调峰试验研究[Ｊ].山西电力ꎬ２０１８(６):５１－５３.ＹＡＮＧＱｉａｏｆａ.ＥｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌｓｔｕｄｙｏｎｄｅｅｐｐｅａｋｒｅｇｕｌａｔｉｏｎｏｆＣＦＢｕｎｉｔｓ[Ｊ].ＳｈａｎｘｉＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒꎬ２０１８(６):５１－５３.[１１]㊀赵永宏ꎬ韩平.超临界循环流化床锅炉低负荷掺烧试验研究[Ｊ].洁净煤技术ꎬ２０１６ꎬ２２(６):７６－８１.ＺＨＡＯＹｏｎｇｈｏｎｇꎬＨＡＮＰｉｎｇ.Ｃｏ－ｃｏｍｂｕｓｔｉｏｎｔｅｓｔｓｕｎｄｅｒｌｏｗｌｏａｄｃｏｎｄｉｔｉｏｎｏｎｓｕｐｅｒｃｒｉｔｉｃａｌｃｉｒｃｕｌａｔｉｎｇｆｌｕｉｄｉｚｅｄｂｅｄｂｏｉｌｅｒ[Ｊ].ＣｌｅａｎＣｏａｌＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙꎬ２０１６ꎬ２２(６):７６－８１.[１２]㊀陈建国ꎬ谢争先ꎬ付怀仁ꎬ等.３００ＭＷ机组汽轮机低压缸零出力技术[Ｊ].热力发电ꎬ２０１８ꎬ４７(５):１０６－１１０.ＣＨＥＮＪｉａｎｇｕｏꎬＸＩＥＺｈｅｎｇｘｉａｎꎬＦｕＨｕａｉｒｅｎｇꎬｅｔａｌ.Ｚｅｒｏｏｕｔｐｕｔｔｅｃｈｎｏｌｏｇｙｏｆｔｈｅｌｏｗ－ｐｒｅｓｓｕｒｅｃｙｌｉｎｄｅｒｏｆ３００ＭＷｕｎｉｔｔｕｒｂｉｎｅ[Ｊ].ＴｈｅｒｍａｌＰｏｗｅｒＧｅｎｅｒａｔｉｏｎꎬ２０１８ꎬ４７(５):１０６－１１０.[１３]㊀廖高良ꎬ万超ꎬ谢天.辽宁东方发电有限公司低压缸零出力改造可行性研究报告[Ｒ].西安:西安热工研究院有限公司ꎬ２０１７:１２－２５.ＬＩＡＯＧａｏｌｉａｎｇꎬＷＡＮＣｈａｏꎬＸＩＥＴｉａｎ.Ｆｅａｓｉｂｉｌｉｔｙｓｔｕｄｙｒｅｐｏｒｔｏｆｔｈｅｌｏｗ－ｐｒｅｓｓｕｒｅｃｙｌｉｎｄｅｒｚｅｒｏｏｕｔｐｕｔｒｅｔｒｏｆｉｔｆｏｒＬｉａｏｎｉｎｇＥａｓｔＰｏｗｅｒＧｅｎｅｒａｔｉｏｎＣｏ.ꎬＬｔｄ.[Ｒ].Ｘｉᶄａｎ:ＸｉᶄａｎＴｈｅｒｍａｌＰｏｗｅｒＲｅ￣ｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅＣｏ.ꎬＬｔｄ.ꎬ２０１７:１２－２５.[１４]㊀孙为民ꎬ杨巧云.电厂汽轮机[Ｍ].北京:中国电力出版社ꎬ２０１０:２４－３６.ＳＵＮＷｅｉｍｉｎꎬＹＡＮＧＱｉａｏｙｕｎ.Ｓｔｅａｍｔｕｒｂｉｎｅｆｏｒｐｏｗｅｒｐｌａｎｔ[Ｍ].Ｂｅｉｊｉｎｇ:ＣｈｉｎａＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＰｒｅｓｓꎬ２０１０:２４－３６.[１５]㊀郑体宽.热力发电厂[Ｍ].北京:中国电力出版社ꎬ２００８.ＺＨＥＮＧＴｉｋｕａｎ.Ｔｈｅｒｍａｌｐｏｗｅｒｐｌａｎｔｓ[Ｍ].Ｂｅｉｊｉｎｇ:ＣｈｉｎａＥｌｅｃｔｒｉｃＰｏｗｅｒＰｒｅｓｓꎬ２００８.８３１。
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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CFBThe Optimum Selecting Collocation of Feed Water Pump in SHENHUA HEQU 2×350MW CFB Power PlantLi 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 CFB0 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fnη或发电标准煤耗率fnb 来评价的：510fn 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（%）；glη——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）（%）；gdη——管道效率（%），取99%；全厂热效率fnη和供电标准煤耗率fnb 指标之间的关系如下：50.12310fn fnb η=⨯ g/kW.h3. 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：从上表可以看出，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。
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55 kJ/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39 kJ/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.降低厂用电率电气专业《厂用电率优化专题报告》7.优化结果汇总7.1优化结果汇总汽机热耗优化成果见下表：注：各优化措施热耗降低值均相对基准（THA）热耗计算。
7.2 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下：主要参考文献《热力发电厂》郑体宽中国电力出版社2001《泵与风机》郭立君中国电力出版社1997《大中型火力发电厂设计技术规程》GB50660－2011《火力发电厂初步设计设计深度规定》DLT 5427-2009作者简介：李传永（1979-）男，工程师，从事火电、新能源勘察设计及研究工作。