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电力仪器资讯:结合国表里超临界技术发展的最新状况及趋势,对神华河曲2%26times350MW超临界循环流化床燃煤机组热经济指标的优化进行切磋,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%26doth,经过过程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削减87.86kJ/kW%26doth,到7932.14kJ/kW%26doth,发电煤耗优化302.69g/kW%26doth,根据电气专业供给的6.23%厂用电率,计算供电标煤耗为322.80g/kW%26doth对于湿法脱硫方案,汽轮机保证工况热耗率削减126.86kJ/kW%26doth,到7893.14kJ/kW%26doth,发电煤耗优化301.2g/kW%26doth,根据电气专业供给的6.45%厂用电率,计算供电标煤耗为321.97g/kW%26doth 1工程概况工程 属新建性质,扶植规模为2%26times350MW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GB-2011》标准,火力发电厂的热经济性指标是用全厂发电热效率%26etafn或发电标准煤耗率bfn来评价的: %26etafn=%26etaqn%26etagl%26etagd%26times105 %26etafn%26mdash机组设计发电热效率(%%26etaqn%26mdash汽轮发电机热效率(% %26etagl%26mdash锅炉效率,取用锅炉设备技术协议中明白的锅炉效率保证值(按低位热值效率(% %26etagd%26mdash管道效率(%,取99% 全厂热效率%26etafn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%26doth 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前提下效率,即冷渣器热量收受接管(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公道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配测量主汽流量,降低主蒸汽管道压降⑤优化选用Y型三通弯管,以降低局部阻力经过过程对首要管道的压降优化,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》(GB-2011相应汽机热耗率可降低约5.4kJ/kW%26doth,节省标煤耗约0.18g/kW%26doth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%26doth,节省标煤耗约0.25g/kW%26doth主汽再热系统管道优化总共可降低汽机热耗12.86kJ/kW%26doth,节省标煤耗0.43g/kW%26doth。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,终究进步进入锅炉的给水温度,进步机组热效率 经和汽机厂初步共同,各负荷下给水温度约进步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,汽机热耗削减约19kJ/kW%26doth单台机组发电标煤耗削减约0.65g/kW%26doth 5.2.2高压加热器端差优化 今朝,国内扶植的350MW超临界机组均配3台高压加热器,为利用汽轮机123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300600MW亚临界机组的数据,分别为-1.7℃,0℃,0℃经过过程对350MW机组123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,汽机热耗有一定的削减,但是并不是非常明显,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,假如高加采用上端差(-1.7℃,-1℃,-1℃,是比较轻易实现,初投资也基本没有变化但假如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 经过过程热经济性计算比较,采用固结水作为冷渣器的冷却水,可以将锅炉排渣的余热收受接管到回热系统中,削减了部分回热抽汽量,在机组进汽量相同的前提下增加了发电功率,进步了机组的热效率,降低了机组热耗在用固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%26doth,折发电标准煤耗1.88g/kW%26doth 5.2.4锅炉排烟余热利用系统 按业首要求,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,经过过程传统的低温省煤器收受接管锅炉排烟余热根据烟气与固结水换热平衡计算,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的固结水由90.34℃加热至122.7℃ 该系统在本工程应用后,可带来以下明显效果:①降低锅炉排烟温度30℃②降低机组热耗39kJ/kW%26doth,折发电标准煤耗1.3g/kW%26doth③可以大大削减脱硫接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削减蒸发水量约45t/h 5.2.5汽动给水泵前置泵同轴设置设备摆设方案 本工程保举采用2%26times50%容量的汽动给水泵方案,采用上排汽汽轮机拖动,且前置泵由主泵经过过程变速箱及联轴器驱动本方案取消了电动前置泵,削减厂用电约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 原标题:350MW超临界循环流化床电厂热经济指标优化
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