密度繼電器校驗儀-六氟化硫密度繼電器校驗儀-氣體密度繼電器校驗儀
電力儀器資訊:連系國內外超臨界手藝發展的最新狀況及趨勢,對神華河曲2%26times350MW超臨界循環流化床燃煤機組熱經濟指標的優化進行探討,提出達到國內同類型機組一流熱經濟指標的幾種可行性手藝措施原THA汽機熱耗為8020kJ/kW%26doth,通過一系列綜合手藝措施,對于半干法脫硫方案,汽輪機保證工況熱耗率削減87.86kJ/kW%26doth,到7932.14kJ/kW%26doth,發電煤耗優化302.69g/kW%26doth,根據電氣專業提供的6.23%廠用電率,計較供電標煤耗為322.80g/kW%26doth對于濕法脫硫方案,汽輪機保證工況熱耗率削減126.86kJ/kW%26doth,到7893.14kJ/kW%26doth,發電煤耗優化301.2g/kW%26doth,根據電氣專業提供的6.45%廠用電率,計較供電標煤耗為321.97g/kW%26doth
1工程概況工程
屬新建性質,扶植規模為2%26times350MW凝汽式超臨界汽輪發電機組,冷卻方式采用表面式間接空冷,鍋爐采用循環流化床鍋爐
2熱經濟性指標定義
按照《大中型火力發電廠設計規范GB-2011》標準,火力發電廠的熱經濟性指標是用全廠發電熱效率%26etafn或發電標準煤耗率bfn來評價的:
%26etafn=%26etaqn%26etagl%26etagd%26times105
%26etafn%26mdash機組設計發電熱效率(%%26etaqn%26mdash汽輪發電機熱效率(%
%26etagl%26mdash鍋爐效率,取用鍋爐設備手藝協議中明確的鍋爐效率保證值(按低位熱值效率(%
%26etagd%26mdash管道效率(%,取99%
全廠熱效率%26etafn和供電標準煤耗率bfn指標之間的關系如下:
3汽輪機熱耗率
本工程汽輪機THA工況熱耗為8020kJ/kW%26doth
4鍋爐熱效率
本工程鍋爐效率90.44%,此效率為循環流化床鍋爐排紅渣條件下效率,即冷渣器熱量回收(排冷渣不考慮到鍋爐效率中
5熱力系統優化
5.1主汽再熱系統壓降優化
為了下降主蒸汽系統再熱系統的壓降,采取以下措施:①合理的選擇主蒸汽及再熱蒸汽系統的管道規格②優化布置,縮短主蒸汽再熱熱段再熱冷段管道長度③采用內徑管道,選擇合適的管道粗糙度④在主蒸汽管道上不裝設流量測量噴嘴,在鍋爐兩級過熱器之間設置流量測量裝置測量主汽流量,下降主蒸汽管道壓降⑤優化選用Y型三通彎管,以下降局部阻力通過對主要管道的壓降優化,在THA工況下,主蒸汽管道的壓降為0.586MPa,為汽輪機額定進汽壓力(24.2MPa(a的2.42%再熱系統的壓降為0.384MPa,為汽輪機高壓缸排汽壓力(4.429MPa(a的8.67%,均滿足現行《大中型火力發電廠設計規范》(GB-2011相應汽機熱耗率可下降約5.4kJ/kW%26doth,節流標煤耗約0.18g/kW%26doth整個再熱系統的總壓降由10%優化至8.67%后,汽機熱耗率可下降約7.46kJ/kW%26doth,節流標煤耗約0.25g/kW%26doth主汽再熱系統管道優化總共可下降汽機熱耗12.86kJ/kW%26doth,節流標煤耗0.43g/kW%26doth。5.2回熱系統優化
5.2.1增設3號高加外置蒸汽冷卻器
由于三段抽汽過熱度比較高,在省煤器入口增設一50%給水通流量的3號高加外置蒸汽冷卻器,用三段抽汽先加熱進入省煤器入口的高壓給水,然后蒸汽再進入3號高加繼續加熱給水,最終提高進入鍋爐的給水溫度,提高機組熱效率
經和汽機廠初步配合,各負荷下給水溫度約提高4.1℃,經鍋爐廠初步核算,由于給水參數變化不大,對鍋爐安全性沒有影響經濟性方面,汽機熱耗削減約19kJ/kW%26doth單臺機組發電標煤耗削減約0.65g/kW%26doth
5.2.2高壓加熱器端差優化
目前,國內扶植的350MW超臨界機組均配3臺高壓加熱器,為利用汽輪機123段抽汽的過熱度,這些高壓加熱器均內設過熱蒸汽冷卻段高壓加熱器設計上端差沿用上世紀80年代引進美國手藝設計制造300600MW亞臨界機組的數據,分別為-1.7℃,0℃,0℃通過對350MW機組123號高加參數進行分析,選取了兩組上端差值,并進行了核算,成果如表1所示
從表1可以看出,高加端差優化后,汽機熱耗有一定的削減,但是并不是非常顯著,而且還涉及到高壓加熱器的設計制造的修改經與高加廠進行初步交換,如果高加采用上端差(-1.7℃,-1℃,-1℃,是比較容易實現,初投資也根基沒有變化但如果高加上端差進一步下降則較難達到,而且需要根據具體的熱平衡參數進行仔細核算因此,可在高壓加熱器招標時,將高壓加熱器端差作為評標的重要參數,要求投標方進行優化,以便最大可能的下降汽輪機熱耗
5.2.3冷渣器余熱利用系統
通過熱經濟性計較比較,采用凝結水作為冷渣器的冷卻水,可以將鍋爐排渣的余熱回收到回熱系統中,削減了部分回熱抽汽量,在機組進汽量相同的條件下增加了發電功率,提高了機組的熱效率,下降了機組熱耗在用凝結水作為冷渣器冷卻水的方案中,冷渣器與6號低加并聯的接入方式熱經濟性最好下降機組熱耗55kJ/kW%26doth,折發電標準煤耗1.88g/kW%26doth
5.2.4鍋爐排煙余熱利用系統
按業主要求,采用半干法脫硫方案時不采用煙氣余熱利用措施本部分針對濕法脫硫方案而設置在空預器后除塵器前設置低溫省煤器,通過傳統的低溫省煤器回收鍋爐排煙余熱根據煙氣與凝結水換熱平衡計較,低溫煙氣換熱器煙氣側入口煙溫為135℃,煙氣側出口溫度為105℃,煙氣溫度下降約30℃,可以將400t的凝結水由90.34℃加熱至122.7℃
該系統在本工程應用后,可帶來以下顯著效果:①下降鍋爐排煙溫度30℃②下降機組熱耗39kJ/kW%26doth,折發電標準煤耗1.3g/kW%26doth③可以大大削減脫硫吸收塔系統的蒸發水量據初步核算,本工程兩臺機組脫硫蒸發水量比不設置低溫省煤器削減蒸發水量約45t/h
5.2.5汽動給水泵前置泵同軸配置方案
本工程推薦采用2%26times50%容量的汽動給水泵方案,采用上排汽汽輪機拖動,且前置泵由主泵通過變速箱及聯軸器驅動本方案取消了電動前置泵,削減廠用電約400kW,占廠用電率的0.11%
6優化成果
6.1優化成果匯總汽機熱耗優化成果見表2
6.2優化后機組熱經濟指標
顛末上述一系列優化后,全廠熱經濟指標計較成果如表3
原標題:350MW超臨界循環流化床電廠熱經濟指標優化
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