超超临界百万火电机组节能优化探讨

超超临界百万火电机组节能优化探讨

Summary：节能减排是我国当前发展中所面临的的重要问题和任务，火力发电厂作为一次能源消耗大户，降低能耗于环境保护和提高发电效益均具有重要意义。为实现节能降耗，本文从主机设备选型、辅机配置、系统运行方式等方面提出了适用于超超临界百万机组的可行性方案，即采用二次再热、闭式水余热利用、单汽泵组配置、十一级回热抽汽、烟气余热深度多级利用，降耗效果显著。Keys：二次再热；余热利用；节能优化1节能优化的意义随着我国可持续发展战略的深度实施，各行各业都在推行节能降耗，而节能降耗对火力发电厂更是十分重要，我国煤炭总产量的一半以上都是火力发电厂消耗的，消耗大量煤炭的同时，对生态环境也造成了严重污染。同时，燃料费用占电厂总成本40%以上，所以，火电厂必须大力推行节能降耗，采用先进的技术手段来提高效率，降低能耗，提高能源利用率，从而节约能源，降低污染物排放，提高企业经济效益。2当前现状目前国内百万超超临界煤电机组满负荷供电煤耗普遍在280-290g/kwh，最低可以达到270g/kwh左右，热电转化率45%左右，但这只是满负荷发电时的指标，事实上几乎所有煤电均需要参与调峰，夜间只带40%-50%负荷时的煤耗一般都要在300g/kwh甚至更高。2021年我国煤电度电煤耗为305克，虽然超临界和超超临界机组占比已经超过50%，但亚临界机组还有近4亿千瓦，这部分机组的满负荷煤耗明显高于305克。此外，目前百万千瓦超超临界机组能耗已近乎极限，而最有效降低煤耗的方式，是提高温度和压力参数，但所面临的材料问题暂无较好的解决方案。因此，可从主机设备选型、辅机配置、系统运行方式等方面着手，优化配置热力系统以及它的辅助设备，科学改进操作的方式、方法，降低热耗，提高煤电转化率。3节能降耗措施3.1采用二次再热二次再热是指在一次再热的基础上，增加了二次中间再热，锅炉侧增加一级再热器，汽轮机侧增加一个汽缸，即汽轮机超高压缸排汽经过一次中间再热后进入一级高压缸，高压缸排汽经过二次中间再热后进入一级中压缸，中压缸排汽进入低压缸，低压缸排汽进入凝汽器。国内常规一次再热百万机组的发电效率在45%左右，发电煤耗在270g/kWh左右，而采用二次再热百万机组发电效率能提高至47.9%以上，发电煤耗一般不会超过257g/kWh，可以节约13克∕千瓦时，如果按照年利用5500小时计算，每台机组可以节约7.15万吨标准煤。而东营公司的两台机组设计发电煤耗更是降到了248.68g/kWh，热电转化率49.46%，节能效果更加显著。3.2闭式水余热利用常规的闭式水系统，开式水吸收的热量直接排入了大海，闭式水余热利用系统的设计在保留原有两台闭式水换热器的基础上增设两台闭式水余热利用换热器，与原有换热器并联设计，新增的闭式水余热利用换热器以轴封加热器出来的凝结水为冷却介质，将闭式水温度降到38℃以下后再分配到各闭式水系统设备，在各设备的换热器吸收了热量后再汇集到热回水母管回到闭式水泵，构成完整的闭式水循环。由于闭式水及凝结水的温度相差不大，考虑到换热效果，换热器端差应至少保持3℃，即只有当凝结水温度小于33℃时，才可以投用闭式余热利用换热器，否则会影响用户的冷却效果。在凝结水温大于33℃时，退出闭式水余热利用换热器的运行。经计算，当海水温度达到20℃时，凝结水温约为33℃，当海水温度低于20℃时，闭式水余热利用换热器即可投入运行。闭式冷却水系统从各冷却水设备吸收的总热量约为11.6MW，该热量通过凝结水加热器回收后，可使十一号低压加热器的凝结水进口温度增加约5.4℃，可减少11号低压加热器抽汽量约3.678kg/s，降低热耗2kJ/kWh，对应减少标煤耗约0.073g/kWh，降耗效果显著。3.3配置100％容量汽动给水泵组给水泵运行时所消耗的能量约占整个机组所有附属设备能量消耗的50%左右，且给水泵的投资所占比重也较大，所以给水泵运行的经济性直接影响火力发电厂的经济收益。经调研各给水泵制造厂，1×100％汽动给水泵的效率比2×50％汽动给水泵高1.9％左右。百万机组1×100％容量汽动给水泵组配置的小机是双分流、节流调节，同时可以采取补汽方式以增加部分负荷时小汽轮机效率，在THA工况下，杭汽1×100％容量的小机内效率为85.3％，比2×50％容量小机内效率高约1.5％，且负荷越低，两种配置方式的小机内效率相差逐渐增大。两台百万千瓦容量超超临界机组，在THA工况下运行，1×100％容量汽泵方案较2×50％容量汽泵方案比，综合热耗减少14kJ/kWh，标煤耗0.58g/kwh，每年因此减少的煤耗约3190吨，经济效益巨大。3.4十一级抽汽回热目前国内高效超超临界机组的回热级数一般为九级，与一次再热机组相比，二次再热机组多采用十级抽汽，即四级高加、一级除氧器和五级低压加热器。经过计算，在进汽参数相同的情况下，十级回热抽汽与九级相比，热耗可降低18kJ/kWh。目前十级回热系统的低压抽汽口的布置如下：八抽在A缸和B缸的叶片第二级后，九抽在A缸的次末级前，十抽在B缸的末级前。如果要再增加一级回热抽汽，从给水侧温升看，只能加在八抽前，抽汽参数为0.25MPa(a)，抽汽温度约为260℃，流量约15kg/s。根据回热系统性质，回热级数越多性能越好，经过汽轮机厂估算，在参数不变的前提下，在十级回热基础上再增加一级回热抽汽能降低热耗5～6kJ/kWh。本工程机组的额定参数是31MPa/600℃/620℃/620℃，进一步的提高主蒸汽的初参，可以提高机组经济性，同时也为十一级回热创造条件。经计算，相比十级回热抽汽，再增加一级，热耗可再降低5～6kJ/kWh，单台机年耗煤量可减少990吨，经济效益明显。3.5烟气余热深度多级利用目前国内电厂常用的低温省煤器，基本原理都是通过凝结水吸收锅炉排烟的部分热量，凝结水升温后进入回热系统，从而减少相应低加抽汽量，减少的这部分抽汽就可以用来做功发电，增加发电量。若保证发电量不变，则实际上是减少了汽轮机进汽量，锅炉燃煤量相应减少，节省了燃煤。相对于直接用烟气余热加热凝结水，空预器旁路方案对烟气余热利用效率的提高已无异议，根据国内外工程经验及热力学原理，按照烟气余热梯级利用深度即汽机侧能量利用品位从低到高以及系统由简到繁的排序方法，可采用二级低温省煤器+空预器两级旁路+高效热一次风调温方案，系统示意图如下：该方案在能量利用等级上比传统方式更加精细化，可将烟气余热分成五级，前两级较高品位的热量去加热高压给水，节省汽轮机高加抽汽；第三级较低品位的热量去加热凝结水，节省汽轮机低加抽汽；第四级和第五级低品位热量去加热空预器入口冷风和部分低温凝结水，补充锅炉本体通过空预器旁路损失的热量并保证空预器冷端平均壁温，防止空预器低温腐蚀。经计算，该方案在保证锅炉效率不变的情况下，汽轮机热耗降低74kJ/kWh，发电标煤耗降低2.7g/kWh，年节约标煤1.1万吨，具有极大的经济效益。4结语经以上分析，采用蒸汽二次再热、回收利用闭式水余热、配置单台全容量汽泵组、采用十一级回热抽汽、深度利用烟气余热，都可以在一定程度上降低热耗，降低煤耗，提高热电转化率，不仅能节约发电成本，提高企业效益，更是为环境保护做出巨大贡献。相信在火电人的共同努力下，一定可以实现降耗减排的最大化拓展，为我国的可持续发展作出卓越的