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摘要：燃煤发电厂热力系统的热经济性分析是企业节能及降耗的重点工作,也是电厂分析调整的基础环节,在实际生产中为企业了解本厂机组运行状况、节能技术改造方案、可行性研究等实际工作提供了必要的理论支撑及改进方向。本文以某1000MW火力发电机组的热力系统为本次的研究对象,对该厂机组热力系统进行了全面的热经济计算与分析,并提出优化参考技术。
关键词：超超临界机组；热力系统；热经济指标；优化
随着国家对环境保护和节能减排等方面越来越重视，全面落实“节约、清洁、安全”的能源战略方针，加快燃煤发电升级与改造，努力实现供电煤耗、污染排放、煤炭占能源消费比重“三降低”和安全运行质量、技术装备水平、电煤占煤炭消费比重“三提高”，已经成为如今发电企业的重中之重。
因此笔者以某1000MW超超临界机组为例，详细论述其热经济性指标的优化技术。
一、再热系统压降
该1000MW超超临界机组采用一次中间再热循环，再热蒸汽系统的管道包括冷再管道、再热器管道以及热再管道。再热蒸汽系统的管道往返于汽轮机厂房以及锅炉厂房，管道线路较长，因此管道的压降较大。
蒸汽动力循环再热系统压降的大小直接影响机组的运行经济性。该机组再热系统压降与机组热耗的关系如下:在100%负荷工况，再热系统压降每降低100，机组热耗将降低约5kJ/(kW·h），再热系统压降对机组的运行经济性影响较大。
该机组在100%负荷工况时的高压缸排汽压力为5.5MPa，排汽比体积为0.047m3/kg，较600MW超临界机组减小约13%，较亚临界机组减小约31%，较小的排汽比体积有利于减小再热系统的压降。通过采取以下措施:（1）控制锅炉再热器压降到0.2MPa;(2)尽可能采用3~4D的新型弯管代替1.5D的弯头;(3)加大冷再管道直径，控制汽流流速，可将再热系统的设计压降降低到7%~8%，比常规设计降低2%~3%。（4）主管与支管之间的三通连接在沿着介质流动方向尽量选择45°斜三通。（5）优化主厂房布置，尽量减小四大管道长度。
采用3D弯管代替1.5D弯头可降低再热系统压降的主要原因在于:3D弯管的局部阻力系数低于1.5D弯头，因此流动损失小;3D弯管在运行时产生的振动能量小，有利于管系的安全稳定运行;采用弯管的造价远低于弯头，可明显降低四大管道的造价，同比降幅可达到20%。经过优化设计之后，再热系统压降设计值降低到7%，比常规设计降低300，可使机组热耗降低约15KJ/（KW·h)。
二、汽动给水泵组
常规设计的给水泵驱动方案一般沿用300MW以上湿冷机组的给水泵驱动方案，采用2台50%容量的汽泵加一台30%容量的电泵的设计方案。该方案由于给水泵汽轮机容量小，设计内效率低，给水泵效率一般取为83%，给水泵汽轮机效率一般取为81%;同时，该方案在机组启动阶段采用电泵启动，消耗大量高品质的电能，而锅炉产生的高压蒸汽却通过旁路减温、减压后被排人凝汽器而浪费。因此，常规设计方案在启动工况的经济性差。
为了提高汽动给水泵组的运行效率，目前已有部分1000MW超超临界机组的给水泵组设计采用1台100%容量的汽动给水泵组，同时给水泵汽轮机的通流采用反动式设计，用来提高给水泵汽轮机变工况运行时的效率。该机组在100%负荷工况时的给水泵人口流量为2676t/h，压力为1.0MPa，设计出口压力为31MPa，给水压缩耗功约为28MW，给水泵汽轮机进汽量达到120t/h，进口蒸汽的体积流量达到约9m3/s，比600MW超临界机组提高约35%。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆可见，采用这一设计方案，可显著提高给水泵汽轮机通流各级的叶高水平，从而降低二次流损失，使得给水泵汽轮机具有较高的内效率。但是可靠性不足，给水泵汽轮机一旦发生故障，将直接导致机组停机。因此，可在此基础上再增加1台30%容量的电动泵作为备用泵组，以提高机组的运行可靠性。
三、给水泵汽轮机凝汽器
常规设计的给水泵汽轮机的排汽一般排入主汽轮机凝汽器，采用这一设计方案可以简化系统结构，降低投资成本;但是需要克服排汽阻力，消耗一定的压力能，从而产生一定排汽压差。
对于1000MW超超临界机组而言，由于机组容量大，主机的排汽热负荷已经很大，如果再加上给水泵汽轮机排汽，势必会影响凝汽器的压力设计。该机组在100%负荷工况时的主机排汽量为1490t/h，排汽烙为2333kJ/kg，排汽放热量为909MW;给水泵汽轮机排汽量为120t/h，排汽焓为2389kJ/kg，排汽放热量为75MW，给水泵汽轮机的排汽放热量达到主机的8%以上。可见，采用常规设计方案，即便在设计上可采用更大的凝汽器面积来保证真空，但是由于凝汽器的实际布置空间等因素的约束，凝汽器的换热面积也会受到一定的限制，这对机组的冷端设计将会产生不利影响。
通过设置独立的给水泵汽轮机凝汽器，可有效降低主机凝汽器的热负荷，保证主机真空，同时还可降低给水泵汽轮机的运行背压，减小给水泵汽轮机的用汽量，从而改善整个机组的运行经济性。该机组常规设计给水泵汽轮机的排汽压差为1.7kPa，采用单设凝汽器后，与主机凝汽器相比，给水泵汽轮机的排汽将不再产生压差，机组热耗可降低。可见，采用这一设计方案虽然增加了投资成本，但是经济性收益也是比较明显的。
四、外置式蒸汽冷却器
常规设计的热力系统部分高加存在换热温差大、蒸汽的能量品质未充分利用的问题。特
别是采用中间再热循环的机组，再热后首次回热抽汽的蒸汽温度很高，加热器的佣损相对较大。该机组设置一次中间再热循环，再热后首次回热抽汽为第3级回热抽汽，在100%负荷工况时，抽汽温度为485℃，过热度达到271K，这一参数的蒸汽完全可以用来加热最终给水。可见，采用常规设计，该级回热抽汽的蒸汽品质未能充分利用。
通过对回热系统过热度较大的高加设置外置式蒸汽冷却器，可以进一步加大回热系统的用汽量，提高最终给水温度，实现能量品质的跨级利用，从而提高循环热效率，改善机组的运行经济性，这就是外置式蒸汽冷却器技术。
五、低温省煤器
1000MW超超临界机组锅炉的排烟热量损失是整个热力系统最大的可用能损失，这一损失约占锅炉总热量损失的5%~8%。在锅炉尾部烟道设置烟气余热回收装置，可显著降低其排烟温度，提高机组的运行经济性。锅炉尾部烟气余热的利用方案较多，应用比较广泛的是利用其余热增设低温省煤器加热凝结水。该机组在100%负荷工况时，锅炉空气预热器出口
设计烟气流量达到约1200m3/s，烟气温度为130℃，低温省煤器的出口烟温按90℃设计，可利用的烟气余热达到约45MW。可见锅炉空气预热器出口的烟气所含热量巨大，而且与回热系统部分低级别的回热抽汽相比，具有较高的品质。
采用低温省煤器技术可有效降低锅炉排烟温度，减少可用能损失。在锅炉尾部烟道中增设低温省煤器，利用其余热加热凝结水，可减少相应加热器的回热抽汽量，减少的抽汽将在汽轮机中继续膨胀做功，因此机组的电功率必将增加。
结语：为提高1000MW超超临界机组常规热力系统的经济性，通过提升部分设计条件、增设部分辅助换热设备，达到了优化热力系统的目的，并对技术方案作了论述及分析，以期为相关工作者提供参考。
参考文献：
[1]王存新,吴志祥,宁志.1000MW机组回热系统优化的技术经济性分析[J].节能,2016,35(7)
[2]沈文玲,张胤.1000MW超超临界机组供热改造优化[J].上海节能,2017(2)
[3]陈广伟.1000MW机组给水回热系统节能技改后优化[J].设备管理与维修,2017(8)
论文作者:李引
论文发表刊物:《防护工程》2019年第3期
论文发表时间:2019/5/20
标签：机组论文; 汽轮机论文; 凝汽器论文; 给水泵论文; 系统论文; 蒸汽论文; 工况论文; 《防护工程》2019年第3期论文;