| 标题 | 1000MW超超临界二次再热机组节能降耗分析 |
| 范文 | 赵诗泉 摘 要：1 000 MW超超临界二次再热机组的引进大大降低了发电煤耗，进一步提高了发电效率。但现阶段机组的节能降耗仍有很多可以优化的方法，该文从机组的主要设备出发，分析其设计的节能降耗理念，另外分析机组及辅机的启动和运行方式来提出节能优化方案，为1 000 MW机组节能优化提供可借鉴的经验。 关键词：二次再热；节能；运行方式优化；凝泵深度变频 中图分类号：TM621 文献标志码：A 0 引言 国家能源集团泰州发电有限公司二期工程为我国百万千瓦二次再热燃煤发电示范工程。工程采用我国自主研发的超超临界二次再热技术，设计发电煤耗256.28 g/kWh，与常规超超临界机组相比，约降低煤耗6 %～7 %。近年来，随着多地百万千瓦超超临界二次再热燃煤机组的投产，机组节能降耗潜能不断挖掘，各系统经济运行优化控制不断改进，有力推动了我国火力发电行业新技术的研发、应用，使节能降耗向不断向前发展。 1 主设备的节能降耗分析 1.1 主设备概况 二期工程锅炉型号为SG-2710/33.03-M7050，为单炉膛塔式布置、二次中间再热、四角切向燃烧、平衡通风、固态排渣形式。锅炉整体采用露天全钢架悬吊结构设计，其系统简单，具有强大的自疏水能力，能够快速启动，同时采用高级的复合空气分级低NOx燃烧系统，受热面下部宽松，没有堵灰情况等特点。 汽轮机采用上海电气生产的N1000-31 /600/610/610型超超临界、二次中间再热、单轴、双背压凝汽式汽轮机，采用1个超高压缸、1个高压缸、1个中压缸和2个低压缸串联布置的五缸四排汽的单轴方案，并设计布置10级回热系统。由于提高了主汽压力，增加了再热次数和热力系统的回热级数，机组循环热效率显著提高，汽轮机热耗率大大降低。 2.2 机组相关设备的节能和优化 2.2.1选用二次再热塔式炉 二次再热技术提高热力循环。二次再热技术大大提高了热力循环系统平均吸热温度，不仅能提高近2 %的朗肯循环效率，而且同时相应地降低汽轮机的热耗，将近160 kJ/kW·h，相当于发电煤耗降低了近6 g/kW·h。 塔式炉再热器压降小，再热器的设计压降比按传统设计规范低40 %左右，按SIEMENS提供的修正曲线，由于其再热器压降相对减少，可使汽轮机热耗下降9.6 kJ/kW·h。 2.2.2 配置省煤器上水调站 锅炉上水阶段及启动阶段，进入省煤器的工质经调站旁路调阀节流来控制补水流量。此种配置实现了机组单汽泵启动，无需再配置电泵系统，大大减少了启动期间辅机耗电量，同时也避免了汽电给水泵的切换操作，简化了启机流程，尤其是在热态启动中机组并网后可快速加负荷至500 MW。 通过对比一期2台电泵启动机组，启动期间10 kV电泵电机平均电流250 A，从锅炉上水到电泵退出用时大约10 h，整个期间耗电量约3 897 kW·h。 2.2.3 采用低加疏水泵技术 低加疏水泵可使回热系统中疏水的热量得以有效再利用，降低机组的冷源损失，提高机组的热经济性。同时，低加疏水泵采用变频水位控制，在满足工况要求条件下进一步降低电机功率，节省厂用电。 2.2.4 烟气余热利用技术回收热量 为进一步降低排烟损失，在脱硫吸收塔入口与引风机出口烟道之间增设低温省煤器，利用这些较高的排烟烟温加热凝结水。据测算，此举可以降低约30 kJ/kW·h的汽轮机热耗，相当于发电煤耗降低了约0.8 g/kW·h。 3 机组运行方式节能优化探讨 3.1 机组启动过程节能优化 凝补水系统启动优化。在机组启动准备阶段可以不启动凝结水泵，而通过凝输泵直接向凝汽器和除氧器注水。此方式可推遲凝结水泵启动1 h，每次启机节省厂用电400 W·h。 风烟系统优化使用单侧风组启动模式。风烟系统启动时锅炉吹扫、点火即采取启动两侧的送、引风机运行的方式，而实际上只需要单侧风组就可以满足启动条件。优化后的启动方式为单侧风组送、引运行，待整个机组并网之前再启动另一侧风组。采用单侧风机运行的方案后，在保证启动需要的风量的前提下，风机的电流总共降低了170 A，每小时节约电量1 600 kW·h，每次冷态启动按单侧风机运行5 h计算，可节省厂用电8 000 kW·h。 高加系统启动优化。在高、中、低旁投运后可优先对1、3号高加进行暖体投运，提高给水温度，加快启动速度，同时也减少了后续汽轮机进汽后高、低加热器的滑投操作。 3.2 机组辅机设备运行方式节能优化 3.2.1 循环水泵运行方式优化 二期循环水系统为单元制，每台机配置3台循环水泵，其中2台泵定速泵，第三台为可调整极对数的变速泵。循环水泵运行方式应根据不同季节江水温度及负荷变化做出相应的调整，使整个机组达到最佳真空。长期运行经验表明冬季江水水温较低时，循环水冷却倍率控制在34，春秋季为38，夏季水温高于25℃时，冷却倍率应达到47以上，具体相关运行方式安排见表1。 3.2.2 凝结水泵深度变频改造运行优化 二期汽动给水泵采用浮动环密封方式，密封水取自凝结水。长期以来给水泵密封水压力限制凝结水泵深度变频，18年下半年，我厂进行给水泵密封水系统改造，在原给水泵密封水管路上增加2台密封水增压泵，提高给水泵密封水压力，保证给水泵密封水压力的同时实现凝结水泵变频运行节能效果最大化，也为后续凝结水参与电网辅助调频提供基础。 在给水泵密封水系统改造后，我们对凝结水系统运行方式也重新设计，主要优化如下：（a）改造前凝泵采用变频控压方式，除氧器水位通过除氧器水位调节站控制。改造后凝泵采用变频控水位的方式直接调节除氧器水位。（b）除氧器水位调节主、副调阀由水位控制模式改为负荷开度匹配模式，在保证凝水杂用户减温水压力的前提下尽可能保证全开，大大降低改造前由于直接参与水位调节造成的节流损失。（c）加入了改造前后凝结水系统2种不同控制方式的全自动切换逻辑，进一步保证机组的安全稳定运行。 系统改造优化前后凝泵功率如图1所示，通过对比机组不同负荷下，凝结水泵在压力调节模式与水位调节模式功率差值，并扣除密封水增压泵功率，得出凝结水泵平均节能430 kW，每年节省两台机组厂用电约700万kW·h。 4 结语 在采取上述一系列有效措施优化后，发电厂的运行成本显著降低。其中机组启动模式和辅机运行模式的优化，提高了经济效益、降低能耗、减少废物排放对环境的影响。事实证明，机组的优化措施可以为相同类型的机组提供参考。 参考文献 [1]王凤君，黄莺，刘恒宇，等.二次再热超超临界锅炉研究与初步设计[J].发电设备，2013，27（2）：73-77. [2]李大才.1000MW超超临界机组汽轮机节能改造及运行优化方案探讨[J].中国科技信息，2012（19）：76-78. [3]宋学勇.常熟电厂超临界锅炉启动系统介绍[J].电站系统工程，2004，20（4）：55-56. [4]许龙虎.凝结水调频技术在泰州电厂的应用[J].勘测设计，2016（4）：45-48. |
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