论文-汽轮发电机组全负荷段节能技术

1、汽轮发电机组全负荷节能技术摘要：随着国民经济的发展和用电结构的变化,我国各区域电网不同程度地出现了电网峰谷差越来越大、系统调峰任务越来越重的共性问题。另一方面，随着发电装机容量的不断增加、电力输送通道的限制等原因，造成火力发电厂发电设备年利用小时数降低，部分时段运行在低负荷水平。据统计，2014年，全国发电装机容量达到13.6亿千瓦，同比增长8.7%；发电量5.55万亿千瓦时，同比增长3.6%；而发电设备利用小时数4286小时，为1978年以来的年度最低水平。本文根据工程实践，提出电厂筹建及设计中应加强机组全负荷段经济性的考量，并总结了若干典型的机组全负荷段节能技术。关键词：火力发电厂；全负荷

2、段；节能；热经济指标0. 全负荷节能技术研究的必要性衡量汽轮发电机组的热经济指标是在热耗率验收工况下进行（THA工况），设计中也多关注机组在该工况下的各项经济指标，如发电煤耗、厂用电率等，而实际上机组负荷经常处于变动中。电厂筹建和设计上应加强对部分负荷下机组经济性考量。结合国内外超超临界技术发展的最新状况及趋势，我院对本工程1000MW超超临界机组热经济指标进行了优化，通过采取一系列综合技术措施，能够达到国际一流火力发电经济指标的期望值，汽轮机保证工况热耗率优化为7129.8kJ/kW·h，发电煤耗优化为269.53g/kW·h。对比我院掌握的国内最新同规模机组的热经济指标

3、，本工程具有一定的优势。下表为我院掌握的比较典型的同规模机组的经济指标：序号电厂名称主机厂家主汽参数供电煤耗发电煤耗厂用电率电厂地址是否投运单位-g/kW·hg/kW·h%-1神华重庆万州（2×1050MW）东锅-东汽-东电28/600/620272.3260.924.18重庆市万州区否2广东惠来一期（2×1000MW）东锅-东汽-东电-285.74273.224.38广东省惠来县是3华润贺州一期（2×1000MW）东锅-东汽-东电-281.3270.34.02广西省贺州市是4国华徐州一期（2×1000MW）上锅-上汽-上电-279.

4、36268.243.9江苏省徐州市是5华能金陵二期（2×1030MW）哈锅-上汽-上电-279.3268.14.03江苏省南京市是6上海外三电厂（2×1000MW）上锅-上汽-上电27/600/600275.16264.43.91上海市浦东新区是7大唐三门峡三期（2×1000MW）哈锅-上汽-上电28/600/610276.35263.44.69河南省三门峡市否8华电国际莱州（2×1020MW）东锅-东汽-东电25/600/600282272.13.48山东省莱州市是9华能莱芜电厂（2×1000MW）哈锅-上汽-上电31/600/620/620

5、266.56256.163.9山东省莱芜市否1. 全负荷技术经济指标的定义定义全负荷段经济指标：a、全负荷段发电标煤耗:式中：为不同负荷工况下的发电标煤耗; 为不同负荷分配运行小时数；为发电设备年利用小时数。b、全负荷段供电标煤耗bg：式中：为不同负荷下厂用电率。2. 地区差异对负荷段分布的影响考虑机组全负荷段经济性的前提是落实项目所在地区电网特点，预测该电厂将来的负荷模式。然后根据负荷模式确定机组运行的高效区。举例来说，某地区电力系统以水电为主，由于水电比重较大，预测到2020年全网火电机组年利用小时数仅约3500小时左右。但考虑到本项目为百万级超超临界机组，具有优良的环保性、经济性及负荷调

6、节能力，在未来的生产调度中，该项目将会在其它常规燃煤机组之前优先进行电力调度；参考该地区性能较优的600MW机组利用小时数以及电量平衡计算结果，确定该工程设计年利用小时数按5000小时及各负荷段分配小时数。预测该工程负荷模式如下：负荷100%负荷75%负荷50%负荷运行小时200032611108利用小时数200024465543. 某工程概况3.1. 工程概况某煤电一体化工程项目，规划建设国家煤炭应急储备基地100万吨，同步规划建设4×1000MW燃煤电厂，分两期建设。一期工程建设50万吨国家煤炭应急储备基地，配套建设2×1000MW超超临界机组，同步建设石灰石-石膏湿法

7、脱硫及SCR烟气脱硝设施。本工程厂址位于四川省江油市双河镇江油村，双河镇位于厂址以西约3km，厂址西南距江油市区规划边界直线距离约13km，距江油市区中心直线距离约20km。3.2. 总体技术要求本工程总体技术要求是安全高效、指标一流、低碳环保、技术领先、适度超前，要求投标人充分考虑四川电网火电机组丰枯期季节调峰特点，建设宽负荷高效型机组。从提高全厂安全可靠水平、效能管理水平的角度出发开展工艺系统设计。3.3. 主机主要设备规范3.3.1. 锅炉本期工程装设二台1000MW燃煤汽轮发电机组，锅炉为高效超超临界参数变压直流炉、一次再热、平衡通风、全露天布置、固态排渣、全钢构架、型或塔式锅炉。项

8、目单位数 据过热蒸汽最大连续蒸发量（B-MCR）t/h2930额定蒸发量（BRL）t/h2844.5蒸汽压力（过热器出口）（B-MCR）MPa（g）29.3蒸汽温度（B-MCR）605再热蒸汽蒸汽流量（B-MCR/BRL）t/h2405.388/2333.79进口/出口蒸汽压力（B-MCR）MPa（g）6.06/5.87进口/出口蒸汽压力（BRL）MPa（g）5.88/5.69进口/出口蒸汽温度（B-MCR）365/623进口/出口蒸汽温度（BRL）359.2/623给水温度（B-MCR）309.8给水温度（BRL）307.5锅炉保证热效率（BRL）（低位发热量）%94.83.3.2. 汽轮机

9、超超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式汽轮机。汽轮机具有九级非调整回热抽汽，给水泵汽轮机排汽进入小机凝汽器。汽轮机额定转速为3000转/分。汽轮机型号：N1000/28/600/620。汽轮机主要参数如下：工 况项 目TRL工况THA工况TMCR工况VWO工况功率MW100010001040.4021060.474热耗率kJ/kWh7428714371747190主蒸汽压力MPa（a）28282828再热蒸汽压力MPa（a）5.5395.2535.5575.712主蒸汽温度600600600600高压缸排汽温度359.2348359.6365再热蒸汽温度62062062062

10、0主蒸汽流量t/h2844.526752844.52930再热蒸汽流量t/h2333.7932209.182333.7932405.388高压缸排汽压力MPa（a）5.9565.6495.9756.142中压缸排汽压力MPa（a）0.6140.5910.6230.638低压缸排汽压力kPa（a）9.464.854.854.85低压缸排汽流量t/h1608.1061513.0831594.5221633.231补给水率%3000最终给水温度307.5303.2307.6309.83.3.3. 发电机发电机的冷却方式为水氢氢。发电机的励磁型式为自并励静止。序号名 称单位数值1额定容量MVA1112

11、2额定功率MW10003额定功率因数0.94定子额定电压kV275额定频率Hz506额定转速r/min30004. 全负荷主要节能技术4.1. 汽轮机设备4.1.1. 汽轮机配汽方式的选择国外带基本负荷的大型机组（如超临界和超超临界机组）普遍采用无调节级的节流配汽方式，而带尖峰负荷的小型机组则被设计成采用有调节级的喷嘴调节方式。近年来我国诸多超超临界1000MW机组的投运，使得仅依靠小机组调峰已不能满足要求，因此要求所有机组都应具备调峰的能力。为满足机组参与调峰的需求，目前汽轮机普遍采用配有调节级的喷嘴配汽方式，但对于超超临界1000MW汽轮机，若采用节流配汽，喷嘴调节，其调节级的焓降很大，导

12、致调节级叶片的直径也很大，这不仅给调节级的制造、安装、运行带来比较大的困难，而且由于部分进汽损失及热应力对机组经济性和安全性将产生影响。国产超超临界1000MW机组的配汽方式有：（1）采用双流调节级的喷嘴配汽方式（东方汽轮机厂（东汽）、哈尔滨汽轮机厂（哈汽），采用这种调节方式可以在保证调节级焓降的前提下，减小调节级的直径，从而确保调节级安全工作；（2）采用无调节级的节流进汽方式（上海汽轮机厂（上汽）。目前东汽也有采用无调节级的节流进汽方式。某项目两种配汽方式热耗对比曲线如下：该机组采用节流配汽比采用喷嘴配汽在THA工况热耗低约30kJ/kWh；喷嘴配汽仅在65%以下负荷时比节流配汽经济。考虑到

13、全负荷段机组经济性，应优选无调节级的节流配汽方式。4.1.2. 采用补气阀方案机组采用节流配汽时，汽轮机的进汽量与主汽压力成正比，即机组仅在最大流量（通常为VWO）工况运行时，进汽压力才达到额定值。从热力循环和发挥整个电力设备的潜力角度，部分负荷时全周进汽的滑压运行模式并没有用足蒸汽压力的能力。这种能力的丧失随机组设计流量余量的增加而增加。为解决上述问题，机组可采用补气阀方案。采用补气调节阀有两个目的：第一是使滑压运行机组在额定负荷下，进汽压力达到额定值，提高循环效率；第二是使机组实际运行时，不必通过主调门的节流就具备调频功能，可避免主汽调节阀节流损失。补气阀方案与节流方案对比：针对本工程机组

14、负荷率多数时间在75%90%（枯水期），部分时间在60%70%（丰水期）负荷，补气阀方案把THA工况设计为额定压力调门全开工况，部分负荷工况机组滑压运行，当负荷高于额定负荷时，通过开启补气阀来增大机组进汽量，从而增加负荷。较节流配汽调门节流3%方案相比，机组在THA以及部分负荷工况下高压缸效率以及循环效率均有所提高，热耗值有所下降。当负荷高于额定负荷时，补气阀开启，高压缸补汽点的流量开始增加，由于该处压力随补气阀流量增加而提高，因此同时使主调门的通流能力下降；补气量越大，主调门的流量减少越多。由于经过补气阀的工质通过节流作用旁路了高压补汽点之前的通流级，导致高压缸效率下降，故在高于额定负荷补气

15、阀开启后，经济性有所降低。下图为两种方案热耗对比，可见在THA以及部分负荷时，补气阀方案经济性好，在高于额定负荷补气阀开启时经济性有所降低。4.1.3. 汽轮机末级叶片尺寸的选择随着电网用电负荷特性的变化，对燃煤机组的调峰要求也越来越高。但对于早些年按基本负荷运行设计的汽轮机发电机组，当采用低负荷的调峰运行方式时，由于机组偏离了原设计工况，经济性和可靠性均受到影响。对汽轮机本体来讲，调峰机组频繁的起停及变工况运行，增加了机组的低周疲劳，其影响部位主要为旋转件：如转子和叶片及汽缸等部位。统计表明，低压缸叶片损坏的数量约占全部损坏叶片数的85%，而末级和次末级叶片损坏数约占低压缸叶片损坏数的75%

16、。以某汽机厂1000MW湿冷机组1200末叶与43inch末叶机型比较为例，比较如下：在额定负荷时，采用1200末叶机型机组热耗较43inch末叶低20kJ/kWh，在部分负荷时，热耗将差于43inch末叶，负荷越低二者差别越大。4.2. 主要辅机设备4.2.1. 辅机选型辅机选型裕量加以严格控制、精确计算。如一次风机、送风机及引风机、给水泵、凝泵等按照新版大火规规定进行裕量选择。同时优选宽负荷综合效率较高的辅机设备，如三大风机选用动叶可调轴流式风机。风机、泵的效率曲线尽量平缓，长期运行在高效区。4.2.2. 变频应用对功率较大，负荷变动时工况随着显著变化的辅机设备（如凝结水泵、低温省煤器凝结

17、水升压泵、开、闭式水泵、低加疏水泵）加装变频装置，提高宽负荷辅机效率。4.2.3. 节能新技术应用采用节能新技术，如与烟气余热利用技术相结合，采用低低温静电除尘技术。降低除尘器入口烟温至90，采用低低温除尘器，抬高除尘效率。除尘器五电场均配置高频电源，提高除尘效率、降低运行费用。近年来，针对直冷机组所配电动给水泵变频改造项目逐渐增多。直冷机组电动给水泵配套液力耦合器效率在设计选型工况能够达到96%，但在额定工况以下，液力耦合器效率会迅速下降至7080%，此时选择高压变频改造技术能比较明显的提高全负荷段能效水平。4.3. 主要工艺系统4.3.1. 设置0号高加增设0号高加相当于在部分负荷时增加一

18、级回热，并提高给水温度（额定负荷时，0号高加不投运），从而改善汽轮机在低负荷的运行经济性。0号高加在75%及以下负荷时完全投入；机组在75%-100%负荷运行时，0号高加通过调整抽汽调节门开度来控制给水温度与THA工况给水温度相当。4.3.2. 循环水系统通过合理调配循环水泵高、低速运行的台数，使循环水泵的供水能力与机组汽轮机出力相匹配，维持汽机背压在经济合理的范围内，保证机组满发经济煤耗的同时，有效地节省循环水泵的电耗。冷却塔的工艺设计应满足机组调峰运行负荷变化对循环冷却系统的要求，通过开关冷却塔内、外围配水分区，或者通过控制不上塔进行淋水冷却而只在塔底水池水面蒸发散热的循环水量比例，灵活匹

19、配循环水系统需要的冷却水温度，使冷端参数与热力负荷相匹配。4.3.3. 抽真空系统大容量火电机组的汽轮机配置双背压凝汽器，在不同负荷模式下，两侧凝汽器背压差值有所不同。应注意抽空气系统的连接方式不合理会大幅削弱凝汽器双背压优势。应保证凝汽器高、低背压侧抽真空管道相对独立运行，互不影响，避免了高背压侧过度抽气、低背压侧抽气不足的现象，实践证明能带来比较明显的经济效益。4.3.4. 烟气余热利用系统设置烟气余热利用装置，将排烟温度由120降低至90，可以回收烟气中部分热量。回收的热量用于加热凝结水，这样可减少汽轮机抽汽量、减少汽轮机额定工况的进汽量、降低机组热耗，最终降低机组燃煤量，从而实现节能降耗。5. 某项目各负荷段厂用电率计算根据电气专业统计计算的某工程综合厂用电率为：3.7%（THA工况）、3.8%（75%THA工况）、3.9%（50%THA工况）。6. 某项目各负荷阶段的供电煤耗本工程全负荷段的供电煤耗如下(举例)：序号项 目单位数 据最低性能要求75%热平衡50%热平衡1纯凝机组的设计供电标准煤耗率g/kWh269.53273.61283.692综合厂用电率%3.73.83.93纯凝机组的设计发