F1449CJ0140机组热经济指标优化

1、F1449C-J01-40神华福建罗源湾储煤发电一体化项目发电厂工程初步设计阶段第四册热机部分机组热经济指标优化专题报告中国电力工程顾问集团华北电力设计院工程有限公司2012年12月北京批准：任晓东审核：李军校核：刘利谈琪英编写：袁雄俊李少华2机组的热经济性指标 3优化热经济性指标的目的和途径 4优化热经济性指标的具体措施 5结论神华福建罗源湾储煤发电一体化项目工程位于福建省福州市连江县境内的福州港罗源湾港区可门作业区，电厂规划建设规模为4X 1000MW等级超超临界燃煤发电 机组、年接卸量1000万吨的煤炭储备基地。本期工程拟建设 2X IOOOMW级超超临界燃煤发电机组，同步安装建设烟气脱

2、硫脱硝装置，年接卸量1000万吨的煤炭储备 基地，经水路、铁路、公路运出。工程以“高起点、高效率、高标准，具有世界一 流水平的数字工程”为总体建设目标，建设成高效、环保、节能型电厂，争创国优 金奖。近年来，随着我国煤炭资源的消耗，煤炭价格逐年上涨，因此，最大限度地提 高机组的热经济性，降低机组的煤耗，是现阶段燃煤火力发电厂追求的目标。本专题报告从热经济指标的计算和影响因素分析，对主机配置参数进行优化, 拟定合理的汽轮机回热抽汽系统、优化热力系统和辅助设备选型和配置、降低厂用 电消耗，以最大限度地提高机组的效率，降低机组的煤耗，提高电厂运行的经济性。2机组的热经济性指标通常，火力发电厂中，机组运

3、行的热经济性指标主要包括锅炉效率、汽轮发电 机组热耗、厂用电率，最终体现为发电厂的热效率和发电标煤耗、供电标煤耗指标 上，上述指标的定义的相互关系如下:锅炉效率=锅炉有效输出热量全厂燃料输入热量汽轮发电机组热耗率=汽轮汽机端热量功率全厂效率 汽轮发电机组输出功率 全效率=全厂燃料输入热量标准煤耗= 发电0.123全厂效率发电标准煤耗供电标准煤耗=（1厂用电率）厂用电率=厂用额消耗量3优化热经济性指标的目的和途径 3.1优化热经济性指标的目的目前，国内1000MW超超临界机组参数通常为 2527MPa/600/600C，其中，湿 冷机组汽机热耗在73607320kJ/kWh之间，发电标准煤耗率

4、272.7271.3g/kWh, 厂用电率按4.0%计算，供电煤耗为284282.6g/kWho为了本工程设计符合高效、节能、环保的能源科技规划，供电煤耗等能耗指标 达到同类工程先进水平，本工程需采取切实可行的措施，优化机组的热经济指标, 最大限度地降低机组发电和供电煤耗，提高电厂运行的经济性。3.2优化热经济性指标的途径从上述影响热经济指标的因素可以看出，提高锅炉效率、降低汽机热耗、减少 电厂厂用电消耗，可提高全厂的效率，降低发电和供电煤耗，提高运行经济性。4优化热经济性指标的具体措施4.1 主机配置和参数优化4.1.1选择合理的蒸汽初参数提高蒸汽初参数包括提高主蒸汽压力和再热蒸汽温度。主蒸

5、汽压力每提高1MPa 可以降低热耗0.2%左右，再热蒸汽温度每提高10C，机组的热效率可提高0.15% 0.2%。目前国内三大汽轮机厂已投运的1000MW超超临界机组主汽门前额定压力为 (2527)MPa.a，其中，外高桥三期的主汽压力最高，为 27MPa其它电厂均为25或 26.25MPa主蒸汽和再热蒸汽温度均为 600Eo国内1200MW机组也已进行论证，认为 28MP a/600/620C是可行的，华能太仓电 厂已与主机厂草签了订货合同。基于百万机组的运行情况和1200MW机组的技术发展情况，本工程推荐主蒸汽压 力为28MPa主蒸汽温度为600C,再热汽温为620C。采用该参数后，与常规

6、1000MW 机组相比(26.25MPa/600/600 E)，汽机热耗可降低约42kJ/kW.h，发电标煤耗可降低约1.53g/kW.h，同时，初投资增加。4.1.2提高锅炉效率对于1000MW超超临界机组，锅炉效率每提高1%则全厂效率提高约0.46%，发 电标准煤耗可降低约3g/kWh，因此，选择高效的锅炉设备是提高全厂效率、降低全 厂标煤耗的有效途径。本工程锅炉由哈尔滨锅炉厂供货，已签订技术协议，经过锅炉厂优化，锅炉保证效率由94.5%提高为94.6%,发电标准煤耗降低约0.28g/kWh4.1.3降低汽机背压当蒸汽初参数不变时，汽机背压降低，循环效率将会提高。汽机背压每降低1kPa,

7、热耗将降低30kJ/kW.h，发电标煤耗约降低约1.1g/kW.h。本工程临海而建，冷却系 统设计系统条件较好，根据冷端优化结果，设计背压推荐采用4.8kPa，较常规4.9kPa降低0.1kPa，热耗可降低约3kJ/kW.h，发电标煤耗约降低约0.11g/kW.h 。4.1.4 采用9级回热抽汽和外置式蒸汽冷却器方案目前，国内1000MV超超临界机组均采用四缸、四排汽机组，低压缸为2个。对 于湿冷机组，汽轮机通常采用8级回热抽汽，其中13级抽汽用于加热3台高压加 热器，4级抽汽用于加热除氧器，58级抽汽用于加热4台低压加热器。增加回热抽汽级数可以提高级组的经济性，但系统复杂，投资费用略有增加。

8、通过与主机厂交流和技术经济比较，本工程采用9级回热抽汽，且设置3#高加外置式蒸汽冷却器的方案，根据主机厂提供的热平衡资料，该方案比常规8级回热抽汽 可以降低热耗30kJ/kW.h，降低发电标煤耗约1.1g/kW.h，具有较好的经济性。4.1.5减少再热系统压降再热系统压降的大小对汽轮机热耗的影响较为明显，从汽机厂提供的修正曲线 可看出，再热系统压降由10%笔低为7%热耗可降低0.2%,折合约14kJ/kW.h，降 低发电标煤耗约0.5g/kW.h。按照中国电力工程顾问集团公司 Q/DG2-J01-2010火力发电厂主汽、再热系统设计技术导则及火力发电厂设计技术规程(DL/5000-2000)规

9、定，对于超临界及以上机组，再热蒸汽系统总压降宜在汽轮机额定功率工况下高压缸排汽压力的 7%9%£围内确定。本工程对四大管道的设计进行了充分的优化，通过合理选择管道规格和管内流 速、采用弯管代替弯头等，将再热系统压降由8%降低为7%热耗可降低约4.6kJ/kW.h， 降低发电标煤耗约0.17g/kW.h。4.2 降低抽汽系统压降本工程通过合理选择管道规格和管内流速，优化管道布置，降低低压抽汽管道 阻力，经测算，4-7段低压抽汽管道的压降由抽汽压力的 5%将为4% 8-9段低压抽汽管道的压降由抽汽压力的5%将为2%经汽机厂热平衡计算，共降低汽机热耗约2kJ/kW.h，可降低发电标煤耗约0

10、.07g/kW.h。4.3 辅机系统优化，采用高效辅机设备，减少厂用电消耗4.3.1烟气系统设备选型优化本工程采用三合一引风机，不仅能提高系统可靠性，还可以减小烟气系统压力, 减少引风机电耗。4.3.2电动泵为启动定速泵，且两台机组公用目前，国内汽动给水泵和小汽机的运行可靠性较高，电动给水泵的投运率很少, 因次，本工程电动给水泵只考虑启动功能，不考虑备用功能，且两台机组公用一台45%BMC容量的电动给水泵，这样，既节约了投资，也降低了启动阶段厂用电的消耗, 提高电厂运行的经济性。4.3.3 凝结水泵采用2X100爛己置方式，采用二拖一变频调速方式与3X 50%量的泵相比，2X 100%量的凝结

11、水泵效率高约 1.5%, 1台1000MW机组，正常运行时100%量的凝结水泵耗功约为2300kW如采用50%量的泵，泵 组耗功将增加35kW因此，本工程推荐采用高效的 2X 1003容量的凝结水泵。另外，每台机组的两台凝结水泵考虑设置一台变频装置，以降低低负荷时厂用 电消耗，提高运行经济性。4.3.4 主厂房内不设置开式水升压泵本工程为湿冷机组，循环冷却水采用海水直流系统，辅机开式循环冷却水来自 厂区循环水供水管，经过被冷却设备后，回至厂区循环水回水管。本工程经过优化，闭式水换热器采用管式换热器，阻力与主机凝汽器相当，故 不设开式水升压泵，既简化了系统，又节约了投资，也节约了正常运行厂用电的

12、消 耗。4.3.5 取消主厂房内的凝结水补充水泵常规300MW以上机组在主厂房区域设置凝结水补充水箱和补充水泵，化学除盐 水车间来的除盐水先经过化学专业的除盐水补充水泵，输送至主厂房区域的凝结水 补充水箱，该补充水箱为大气式，补充水箱的除盐水经过主厂房内的补充水泵向凝 汽器补水。本工程经过优化，取消主厂房区域的凝结水补充水箱和补充水泵，机组启动上3000m3水和正常补水直接由化学水处理车间的补充水泵提供。化学水处理车间设有 的除盐水箱3台，正常运行除盐水补充水泵 2台、启动除盐水补充水泵 2台，以满 足2台机组正常运行和启动初期补水的需要。取消启动补水泵和正常运行补水泵后，既简化了系统，减少了投资，同时也减 少了正常运行和启动阶段厂用电的消耗。436 综合厂用电率综上所述，本工程通过设计优化，打破常规设计思路，简化系统、选用高效辅机设备，降低了全厂厂用电的消耗，最终的厂用电率约为3.969%（含脱硫），达到了国内先进水平。5结论本工程通过优化主机配置和参数、优化系统和辅助设备配置、选用高效辅机设 备等设计优化，并在主机技术谈判期间，要求锅炉与汽机厂对主机设备进行了优化。通过再热系统和抽汽系统压降优化，汽机THA工况的热耗由保证热耗 7212.2降为 7205.6kJ/kW.h。优化后发电标煤耗降低为262.87g/kW.h，厂用电率降低为3.99%（含脱硫），