論文-汽輪發(fā)電機組全負(fù)荷段節(jié)能技術(shù)

1、汽輪發(fā)電機組全負(fù)荷節(jié)能技術(shù)摘要：隨著國民經(jīng)濟(jì)的發(fā)展和用電結(jié)構(gòu)的變化,我國各區(qū)域電網(wǎng)不同程度地出現(xiàn)了電網(wǎng)峰谷差越來越大、系統(tǒng)調(diào)峰任務(wù)越來越重的共性問題。另一方面，隨著發(fā)電裝機容量的不斷增加、電力輸送通道的限制等原因，造成火力發(fā)電廠發(fā)電設(shè)備年利用小時數(shù)降低，部分時段運行在低負(fù)荷水平。據(jù)統(tǒng)計，2014年，全國發(fā)電裝機容量達(dá)到13.6億千瓦，同比增長8.7%；發(fā)電量5.55萬億千瓦時，同比增長3.6%；而發(fā)電設(shè)備利用小時數(shù)4286小時，為1978年以來的年度最低水平。本文根據(jù)工程實踐，提出電廠籌建及設(shè)計中應(yīng)加強機組全負(fù)荷段經(jīng)濟(jì)性的考量，并總結(jié)了若干典型的機組全負(fù)荷段節(jié)能技術(shù)。關(guān)鍵詞：火力發(fā)電廠；全負(fù)荷

2、段；節(jié)能；熱經(jīng)濟(jì)指標(biāo)0. 全負(fù)荷節(jié)能技術(shù)研究的必要性衡量汽輪發(fā)電機組的熱經(jīng)濟(jì)指標(biāo)是在熱耗率驗收工況下進(jìn)行（THA工況），設(shè)計中也多關(guān)注機組在該工況下的各項經(jīng)濟(jì)指標(biāo)，如發(fā)電煤耗、廠用電率等，而實際上機組負(fù)荷經(jīng)常處于變動中。電廠籌建和設(shè)計上應(yīng)加強對部分負(fù)荷下機組經(jīng)濟(jì)性考量。結(jié)合國內(nèi)外超超臨界技術(shù)發(fā)展的最新狀況及趨勢，我院對本工程1000MW超超臨界機組熱經(jīng)濟(jì)指標(biāo)進(jìn)行了優(yōu)化，通過采取一系列綜合技術(shù)措施，能夠達(dá)到國際一流火力發(fā)電經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的期望值，汽輪機保證工況熱耗率優(yōu)化為7129.8kJ/kW·h，發(fā)電煤耗優(yōu)化為269.53g/kW·h。對比我院掌握的國內(nèi)最新同規(guī)模機組的熱經(jīng)濟(jì)指標(biāo)

3、，本工程具有一定的優(yōu)勢。下表為我院掌握的比較典型的同規(guī)模機組的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)：序號電廠名稱主機廠家主汽參數(shù)供電煤耗發(fā)電煤耗廠用電率電廠地址是否投運單位-g/kW·hg/kW·h%-1神華重慶萬州（2×1050MW）東鍋-東汽-東電28/600/620272.3260.924.18重慶市萬州區(qū)否2廣東惠來一期（2×1000MW）東鍋-東汽-東電-285.74273.224.38廣東省惠來縣是3華潤賀州一期（2×1000MW）東鍋-東汽-東電-281.3270.34.02廣西省賀州市是4國華徐州一期（2×1000MW）上鍋-上汽-上電-279.

4、36268.243.9江蘇省徐州市是5華能金陵二期（2×1030MW）哈鍋-上汽-上電-279.3268.14.03江蘇省南京市是6上海外三電廠（2×1000MW）上鍋-上汽-上電27/600/600275.16264.43.91上海市浦東新區(qū)是7大唐三門峽三期（2×1000MW）哈鍋-上汽-上電28/600/610276.35263.44.69河南省三門峽市否8華電國際萊州（2×1020MW）東鍋-東汽-東電25/600/600282272.13.48山東省萊州市是9華能萊蕪電廠（2×1000MW）哈鍋-上汽-上電31/600/620/620

5、266.56256.163.9山東省萊蕪市否1. 全負(fù)荷技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的定義定義全負(fù)荷段經(jīng)濟(jì)指標(biāo)：a、全負(fù)荷段發(fā)電標(biāo)煤耗:式中：為不同負(fù)荷工況下的發(fā)電標(biāo)煤耗; 為不同負(fù)荷分配運行小時數(shù)；為發(fā)電設(shè)備年利用小時數(shù)。b、全負(fù)荷段供電標(biāo)煤耗bg：式中：為不同負(fù)荷下廠用電率。2. 地區(qū)差異對負(fù)荷段分布的影響考慮機組全負(fù)荷段經(jīng)濟(jì)性的前提是落實項目所在地區(qū)電網(wǎng)特點，預(yù)測該電廠將來的負(fù)荷模式。然后根據(jù)負(fù)荷模式確定機組運行的高效區(qū)。舉例來說，某地區(qū)電力系統(tǒng)以水電為主，由于水電比重較大，預(yù)測到2020年全網(wǎng)火電機組年利用小時數(shù)僅約3500小時左右。但考慮到本項目為百萬級超超臨界機組，具有優(yōu)良的環(huán)保性、經(jīng)濟(jì)性及負(fù)荷調(diào)

6、節(jié)能力，在未來的生產(chǎn)調(diào)度中，該項目將會在其它常規(guī)燃煤機組之前優(yōu)先進(jìn)行電力調(diào)度；參考該地區(qū)性能較優(yōu)的600MW機組利用小時數(shù)以及電量平衡計算結(jié)果，確定該工程設(shè)計年利用小時數(shù)按5000小時及各負(fù)荷段分配小時數(shù)。預(yù)測該工程負(fù)荷模式如下：負(fù)荷100%負(fù)荷75%負(fù)荷50%負(fù)荷運行小時200032611108利用小時數(shù)200024465543. 某工程概況3.1. 工程概況某煤電一體化工程項目，規(guī)劃建設(shè)國家煤炭應(yīng)急儲備基地100萬噸，同步規(guī)劃建設(shè)4×1000MW燃煤電廠，分兩期建設(shè)。一期工程建設(shè)50萬噸國家煤炭應(yīng)急儲備基地，配套建設(shè)2×1000MW超超臨界機組，同步建設(shè)石灰石-石膏濕法

7、脫硫及SCR煙氣脫硝設(shè)施。本工程廠址位于四川省江油市雙河鎮(zhèn)江油村，雙河鎮(zhèn)位于廠址以西約3km，廠址西南距江油市區(qū)規(guī)劃邊界直線距離約13km，距江油市區(qū)中心直線距離約20km。3.2. 總體技術(shù)要求本工程總體技術(shù)要求是安全高效、指標(biāo)一流、低碳環(huán)保、技術(shù)領(lǐng)先、適度超前，要求投標(biāo)人充分考慮四川電網(wǎng)火電機組豐枯期季節(jié)調(diào)峰特點，建設(shè)寬負(fù)荷高效型機組。從提高全廠安全可靠水平、效能管理水平的角度出發(fā)開展工藝系統(tǒng)設(shè)計。3.3. 主機主要設(shè)備規(guī)范3.3.1. 鍋爐本期工程裝設(shè)二臺1000MW燃煤汽輪發(fā)電機組，鍋爐為高效超超臨界參數(shù)變壓直流爐、一次再熱、平衡通風(fēng)、全露天布置、固態(tài)排渣、全鋼構(gòu)架、型或塔式鍋爐。項

8、目單位數(shù) 據(jù)過熱蒸汽最大連續(xù)蒸發(fā)量（B-MCR）t/h2930額定蒸發(fā)量（BRL）t/h2844.5蒸汽壓力（過熱器出口）（B-MCR）MPa（g）29.3蒸汽溫度（B-MCR）605再熱蒸汽蒸汽流量（B-MCR/BRL）t/h2405.388/2333.79進(jìn)口/出口蒸汽壓力（B-MCR）MPa（g）6.06/5.87進(jìn)口/出口蒸汽壓力（BRL）MPa（g）5.88/5.69進(jìn)口/出口蒸汽溫度（B-MCR）365/623進(jìn)口/出口蒸汽溫度（BRL）359.2/623給水溫度（B-MCR）309.8給水溫度（BRL）307.5鍋爐保證熱效率（BRL）（低位發(fā)熱量）%94.83.3.2. 汽輪機

9、超超臨界、一次中間再熱、四缸四排汽、單軸、雙背壓、凝汽式汽輪機。汽輪機具有九級非調(diào)整回?zé)岢槠?，給水泵汽輪機排汽進(jìn)入小機凝汽器。汽輪機額定轉(zhuǎn)速為3000轉(zhuǎn)/分。汽輪機型號：N1000/28/600/620。汽輪機主要參數(shù)如下：工 況項 目TRL工況THA工況TMCR工況VWO工況功率MW100010001040.4021060.474熱耗率kJ/kWh7428714371747190主蒸汽壓力MPa（a）28282828再熱蒸汽壓力MPa（a）5.5395.2535.5575.712主蒸汽溫度600600600600高壓缸排汽溫度359.2348359.6365再熱蒸汽溫度62062062062

10、0主蒸汽流量t/h2844.526752844.52930再熱蒸汽流量t/h2333.7932209.182333.7932405.388高壓缸排汽壓力MPa（a）5.9565.6495.9756.142中壓缸排汽壓力MPa（a）0.6140.5910.6230.638低壓缸排汽壓力kPa（a）9.464.854.854.85低壓缸排汽流量t/h1608.1061513.0831594.5221633.231補給水率%3000最終給水溫度307.5303.2307.6309.83.3.3. 發(fā)電機發(fā)電機的冷卻方式為水氫氫。發(fā)電機的勵磁型式為自并勵靜止。序號名 稱單位數(shù)值1額定容量MVA1112

11、2額定功率MW10003額定功率因數(shù)0.94定子額定電壓kV275額定頻率Hz506額定轉(zhuǎn)速r/min30004. 全負(fù)荷主要節(jié)能技術(shù)4.1. 汽輪機設(shè)備4.1.1. 汽輪機配汽方式的選擇國外帶基本負(fù)荷的大型機組（如超臨界和超超臨界機組）普遍采用無調(diào)節(jié)級的節(jié)流配汽方式，而帶尖峰負(fù)荷的小型機組則被設(shè)計成采用有調(diào)節(jié)級的噴嘴調(diào)節(jié)方式。近年來我國諸多超超臨界1000MW機組的投運，使得僅依靠小機組調(diào)峰已不能滿足要求，因此要求所有機組都應(yīng)具備調(diào)峰的能力。為滿足機組參與調(diào)峰的需求，目前汽輪機普遍采用配有調(diào)節(jié)級的噴嘴配汽方式，但對于超超臨界1000MW汽輪機，若采用節(jié)流配汽，噴嘴調(diào)節(jié)，其調(diào)節(jié)級的焓降很大，導(dǎo)

12、致調(diào)節(jié)級葉片的直徑也很大，這不僅給調(diào)節(jié)級的制造、安裝、運行帶來比較大的困難，而且由于部分進(jìn)汽損失及熱應(yīng)力對機組經(jīng)濟(jì)性和安全性將產(chǎn)生影響。國產(chǎn)超超臨界1000MW機組的配汽方式有：（1）采用雙流調(diào)節(jié)級的噴嘴配汽方式（東方汽輪機廠（東汽）、哈爾濱汽輪機廠（哈汽），采用這種調(diào)節(jié)方式可以在保證調(diào)節(jié)級焓降的前提下，減小調(diào)節(jié)級的直徑，從而確保調(diào)節(jié)級安全工作；（2）采用無調(diào)節(jié)級的節(jié)流進(jìn)汽方式（上海汽輪機廠（上汽）。目前東汽也有采用無調(diào)節(jié)級的節(jié)流進(jìn)汽方式。某項目兩種配汽方式熱耗對比曲線如下：該機組采用節(jié)流配汽比采用噴嘴配汽在THA工況熱耗低約30kJ/kWh；噴嘴配汽僅在65%以下負(fù)荷時比節(jié)流配汽經(jīng)濟(jì)。考慮到

13、全負(fù)荷段機組經(jīng)濟(jì)性，應(yīng)優(yōu)選無調(diào)節(jié)級的節(jié)流配汽方式。4.1.2. 采用補氣閥方案機組采用節(jié)流配汽時，汽輪機的進(jìn)汽量與主汽壓力成正比，即機組僅在最大流量（通常為VWO）工況運行時，進(jìn)汽壓力才達(dá)到額定值。從熱力循環(huán)和發(fā)揮整個電力設(shè)備的潛力角度，部分負(fù)荷時全周進(jìn)汽的滑壓運行模式并沒有用足蒸汽壓力的能力。這種能力的喪失隨機組設(shè)計流量余量的增加而增加。為解決上述問題，機組可采用補氣閥方案。采用補氣調(diào)節(jié)閥有兩個目的：第一是使滑壓運行機組在額定負(fù)荷下，進(jìn)汽壓力達(dá)到額定值，提高循環(huán)效率；第二是使機組實際運行時，不必通過主調(diào)門的節(jié)流就具備調(diào)頻功能，可避免主汽調(diào)節(jié)閥節(jié)流損失。補氣閥方案與節(jié)流方案對比：針對本工程機組

14、負(fù)荷率多數(shù)時間在75%90%（枯水期），部分時間在60%70%（豐水期）負(fù)荷，補氣閥方案把THA工況設(shè)計為額定壓力調(diào)門全開工況，部分負(fù)荷工況機組滑壓運行，當(dāng)負(fù)荷高于額定負(fù)荷時，通過開啟補氣閥來增大機組進(jìn)汽量，從而增加負(fù)荷。較節(jié)流配汽調(diào)門節(jié)流3%方案相比，機組在THA以及部分負(fù)荷工況下高壓缸效率以及循環(huán)效率均有所提高，熱耗值有所下降。當(dāng)負(fù)荷高于額定負(fù)荷時，補氣閥開啟，高壓缸補汽點的流量開始增加，由于該處壓力隨補氣閥流量增加而提高，因此同時使主調(diào)門的通流能力下降；補氣量越大，主調(diào)門的流量減少越多。由于經(jīng)過補氣閥的工質(zhì)通過節(jié)流作用旁路了高壓補汽點之前的通流級，導(dǎo)致高壓缸效率下降，故在高于額定負(fù)荷補氣

15、閥開啟后，經(jīng)濟(jì)性有所降低。下圖為兩種方案熱耗對比，可見在THA以及部分負(fù)荷時，補氣閥方案經(jīng)濟(jì)性好，在高于額定負(fù)荷補氣閥開啟時經(jīng)濟(jì)性有所降低。4.1.3. 汽輪機末級葉片尺寸的選擇隨著電網(wǎng)用電負(fù)荷特性的變化，對燃煤機組的調(diào)峰要求也越來越高。但對于早些年按基本負(fù)荷運行設(shè)計的汽輪機發(fā)電機組，當(dāng)采用低負(fù)荷的調(diào)峰運行方式時，由于機組偏離了原設(shè)計工況，經(jīng)濟(jì)性和可靠性均受到影響。對汽輪機本體來講，調(diào)峰機組頻繁的起停及變工況運行，增加了機組的低周疲勞，其影響部位主要為旋轉(zhuǎn)件：如轉(zhuǎn)子和葉片及汽缸等部位。統(tǒng)計表明，低壓缸葉片損壞的數(shù)量約占全部損壞葉片數(shù)的85%，而末級和次末級葉片損壞數(shù)約占低壓缸葉片損壞數(shù)的75%

16、。以某汽機廠1000MW濕冷機組1200末葉與43inch末葉機型比較為例，比較如下：在額定負(fù)荷時，采用1200末葉機型機組熱耗較43inch末葉低20kJ/kWh，在部分負(fù)荷時，熱耗將差于43inch末葉，負(fù)荷越低二者差別越大。4.2. 主要輔機設(shè)備4.2.1. 輔機選型輔機選型裕量加以嚴(yán)格控制、精確計算。如一次風(fēng)機、送風(fēng)機及引風(fēng)機、給水泵、凝泵等按照新版大火規(guī)規(guī)定進(jìn)行裕量選擇。同時優(yōu)選寬負(fù)荷綜合效率較高的輔機設(shè)備，如三大風(fēng)機選用動葉可調(diào)軸流式風(fēng)機。風(fēng)機、泵的效率曲線盡量平緩，長期運行在高效區(qū)。4.2.2. 變頻應(yīng)用對功率較大，負(fù)荷變動時工況隨著顯著變化的輔機設(shè)備（如凝結(jié)水泵、低溫省煤器凝結(jié)

17、水升壓泵、開、閉式水泵、低加疏水泵）加裝變頻裝置，提高寬負(fù)荷輔機效率。4.2.3. 節(jié)能新技術(shù)應(yīng)用采用節(jié)能新技術(shù)，如與煙氣余熱利用技術(shù)相結(jié)合，采用低低溫靜電除塵技術(shù)。降低除塵器入口煙溫至90，采用低低溫除塵器，抬高除塵效率。除塵器五電場均配置高頻電源，提高除塵效率、降低運行費用。近年來，針對直冷機組所配電動給水泵變頻改造項目逐漸增多。直冷機組電動給水泵配套液力耦合器效率在設(shè)計選型工況能夠達(dá)到96%，但在額定工況以下，液力耦合器效率會迅速下降至7080%，此時選擇高壓變頻改造技術(shù)能比較明顯的提高全負(fù)荷段能效水平。4.3. 主要工藝系統(tǒng)4.3.1. 設(shè)置0號高加增設(shè)0號高加相當(dāng)于在部分負(fù)荷時增加一

18、級回?zé)?，并提高給水溫度（額定負(fù)荷時，0號高加不投運），從而改善汽輪機在低負(fù)荷的運行經(jīng)濟(jì)性。0號高加在75%及以下負(fù)荷時完全投入；機組在75%-100%負(fù)荷運行時，0號高加通過調(diào)整抽汽調(diào)節(jié)門開度來控制給水溫度與THA工況給水溫度相當(dāng)。4.3.2. 循環(huán)水系統(tǒng)通過合理調(diào)配循環(huán)水泵高、低速運行的臺數(shù)，使循環(huán)水泵的供水能力與機組汽輪機出力相匹配，維持汽機背壓在經(jīng)濟(jì)合理的范圍內(nèi)，保證機組滿發(fā)經(jīng)濟(jì)煤耗的同時，有效地節(jié)省循環(huán)水泵的電耗。冷卻塔的工藝設(shè)計應(yīng)滿足機組調(diào)峰運行負(fù)荷變化對循環(huán)冷卻系統(tǒng)的要求，通過開關(guān)冷卻塔內(nèi)、外圍配水分區(qū)，或者通過控制不上塔進(jìn)行淋水冷卻而只在塔底水池水面蒸發(fā)散熱的循環(huán)水量比例，靈活匹

19、配循環(huán)水系統(tǒng)需要的冷卻水溫度，使冷端參數(shù)與熱力負(fù)荷相匹配。4.3.3. 抽真空系統(tǒng)大容量火電機組的汽輪機配置雙背壓凝汽器，在不同負(fù)荷模式下，兩側(cè)凝汽器背壓差值有所不同。應(yīng)注意抽空氣系統(tǒng)的連接方式不合理會大幅削弱凝汽器雙背壓優(yōu)勢。應(yīng)保證凝汽器高、低背壓側(cè)抽真空管道相對獨立運行，互不影響，避免了高背壓側(cè)過度抽氣、低背壓側(cè)抽氣不足的現(xiàn)象，實踐證明能帶來比較明顯的經(jīng)濟(jì)效益。4.3.4. 煙氣余熱利用系統(tǒng)設(shè)置煙氣余熱利用裝置，將排煙溫度由120降低至90，可以回收煙氣中部分熱量?；厥盏臒崃坑糜诩訜崮Y(jié)水，這樣可減少汽輪機抽汽量、減少汽輪機額定工況的進(jìn)汽量、降低機組熱耗，最終降低機組燃煤量，從而實現(xiàn)節(jié)能降耗。5. 某項目各負(fù)荷段廠用電率計算根據(jù)電氣專業(yè)統(tǒng)計計算的某工程綜合廠用電率為：3.7%（THA工況）、3.8%（75%THA工況）、3.9%（50%THA工況）。6. 某項目各負(fù)荷階段的供電煤耗本工程全負(fù)荷段的供電煤耗如下(舉例)：序號項 目單位數(shù) 據(jù)最低性能要求75%熱平衡50%熱平衡1純凝機組的設(shè)計供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率g/kWh269.53273.61283.692綜合廠用電率%3.73.83.93純凝機組的設(shè)計發(fā)