1000mw超超临界机组低压加热系统布置方案的热经济性分析

1000mw超超临界机组低压加热系统布置方案的热经济性分析

0低压加热器疏水连接方式的确定热能联产机从一辆中型机车上提取部分蒸汽，送至加热炉，形成相应的加热热系统。给水加热器是回热循环过程中加热锅炉给水的设备。加热器的管束内通凝结水的称为低压加热器,加热给水泵出口后给水的称高压加热器。由表面式加热器组成的回热系统简单,运行方便,监视工作量小,因而被电厂普遍采用。维持低压加热器安全经济的运行是保证机组稳定和高效运行的前提。当前,低压加热器的疏水连接系统主要有疏水逐级自流、疏水泵连接、疏水冷却器3种连接方式。不同的疏水方式,在安全性和经济性方面具有不同的特点。低压加热器的疏水连接方式不仅直接影响热力循环的状态,从而也影响整个机组的热经济性,而且对电厂的运行方式和运行安全性也会带来变化。所以,有必要对不同疏水方式对机组热经济性的影响进行定量的分析、计算。本文以1000MW超超临界火力发电机组为例,对低压加热器系统建立3种不同的疏水方案。运用常规热平衡法对其进行热经济性的理论分析与计算,结合机组的安全运行,对各个方案进行比较论证,提出适宜于电厂运行的方案。110低利透水系统的计算和分析1.1机组概况及主汽分配系统1000MW机组锅炉一般为超超临界参数变压运行螺旋管圈直流炉,锅炉采用一次再热、单炉膛单切圆燃烧、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构塔式布置。汽轮机为超超临界、一次中间再热、单轴、四缸四排汽、双背压、八级回热抽汽、反动凝汽式汽轮机,机组型号为:N1000-26.25/600/600,设计额定主汽压力26.25MPa、主汽温度600℃、设计额定再热汽压力5.0MPa,再热蒸汽温度600℃。目前,国内1000MW超超临界机组均采用三台高压加热器、一台除氧器及四台低压加热器的八级回热系统。高压加热器都为疏水逐级自流入除氧器,低压加热器疏水有不同方案。机组原始回热系统原则性热力系统如图1所示,5号、6号、7号和8号低压加热器的疏水方式都为逐级自流,最后进入凝汽器。其中5号低压加热器带有内置式的疏水冷却器,疏水端差为5.6℃,而6号~8号低压加热器都只有凝结段。VWO工况下的低压加热器各级抽汽量、给水焓升、疏水量等参数如表1所示。文中将该热力系统及其对应的工况下的参数称为方案一,为了对低压加热器不同疏水方案的经济性进行计算分析,对方案一进行改造。1.2内置式疏水冷却段方案二如图2所示,主要是沿用美国的技术,与我国引进型300MW及以上容量的机组相类似,5号、6号和7号低压加热器都疏水逐级,最后8号低压加热器自流入凝汽器,每个低压加热器均设疏水端差为5.6℃的内置式疏水冷却段,某汽轮机厂生产的1000MW超超临界机组就与此方案相类似。方案三如图3所示,是采用德国SIEMENS公司技术,5号低压加热器设疏水端差为5.6℃的内置式疏水冷却段,疏水自流入6号低压加热器,6号低压加热器不设内置式疏水冷却段,疏水直接由疏水泵打入6号低压加热器出口主凝结水管内,7号、8号低压加热器均不设内置式疏水冷却段,疏水均自流入设在8号低压加热器进口凝结水主管上的外置式疏水冷却器,疏水端差为5.6℃,冷却后的疏水流入凝汽器。1.33方案三:疏水冷却器系统本文采用热力学第一定律的常规热平衡法,按定流量法对1000MW机组低压加热器疏水系统改造前后的VWO工况进行计算,首先研究低压加热器在疏水系统改变前后抽汽量的变化对汽轮机组效率产生的影响,进而对全厂发电热经济性指标进行分析,比较其变化的特点和规律,并对改造所需设备的要求进行探讨。实际系统运行时,3个方案对应的汽轮机五至八段抽汽参数将不同,但由于抽汽压力和抽汽焓值差别微小,热平衡计算时可按不变考虑。如表2所示,由于方案一中6号、7号和8号低加没有内置式疏水冷却段,所以方案二相比于方案一:6号低加抽汽量减少5.23kg/s;7号低加由于上级的疏水量和疏水焓减少较多而导致抽汽量增加1.99kg/s;8号低加尽管上级的疏水量减少,但由于有内置式疏水冷却段,所以抽汽量减少1.58kg/s;最后进入凝汽器总的排汽量增加5.01kg/s。方案三中,由于6号低加采用了疏水泵向前打的方式,7号、8号低加共同配置了一台外置式疏水冷却器,所以方案三相比于方案一:由于提高了6号低压加热器疏水经过疏水泵后焓值增加约1.8kJ/kg,同时也增加了5号低加的入口水温,所以5号低加的抽汽量减少0.39kg/s;因为流经6号低加的凝结水量减少,6号低加抽汽量减少的更多为5.8kg/s;7号低加由于没有上级的疏水而导致抽汽量增加的较多为2.94kg/s;8号低加尽管没有上级的疏水,但由于有外置式疏水器,所以抽汽量减少的更多为2.41kg/s;最后进入凝汽器总的排汽量增加了5.65kg/s。而把方案三与方案二进行对比,同样是在5号和6号低压加热器上减少了抽汽量分别为0.33kg/s和0.37kg/s,7号低加由于没有上级的疏水而增加了抽汽量0.94kg/s,8号低加的抽汽量减少了0.83kg/s,最后进入凝汽器总的排汽量增加了0.59kg/s。所以总的来看,方案二和方案三减少了高压端的抽汽量,增加了低压端的抽汽量,将会带来更高的经济性。如表3所示,在不同的低压加热器疏水系统布置情况下,各个方案的热经济性也会不同。方案二由于相对于方案一增加了内置式疏水冷却器,更多地利用了低压端的抽汽,所以,机组的经济性增大明显。在VWO工况下发电量增加了2501.92kW,机组热耗率减少了17.11kJ/(kW·h),发电标准煤耗减少0.63g/(kW·h),全厂效率增加了0.102%。方案三相对于方案二采用了疏水泵向前打和外置式疏水冷却器的方式,又进一步减少了高压端的抽汽量,增加了低压段的抽汽量,使得机组的热经济性进一步提高。在VWO工况下发电量增加了329.7kW,机组热耗率减少了2.25kJ/(kW·h),发电标准煤耗减少0.08g/(kW·h),全厂效率增加了0.014%。因为在机组运行时,疏水泵电动机消耗的电功率约为140kW,所以在扣除疏水泵的电耗后,在VWO工况下方案三比方案二多发电189.7kW。在年供电量相同的情况下,一台机组年节省标准煤约286t标准煤。另外,根据《火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000)》规定进行凝结水泵选型时,方案三可以不考虑5号、6号低压加热器疏水流量。这样,就方案二而言,虽然取消外置式疏水冷却器后减少了凝结水系统阻力,凝结水泵的选型时可以降低设计扬程,并减少凝结水泵的电耗,但减少的凝结水泵电耗不能抵消低压加热器疏水逐级自流入凝汽器后因凝结水流量增加而增加的凝结水泵电耗。当方案三的凝结水泵设计扬程按2.94MPa、外置式疏水冷却器及其管道阻力按0.049MPa考虑时,计算得知1000MW超超临界汽轮机VWO工况的凝结水泵电耗比疏水逐级自流系统约少240kW(注:凝结水泵设计扬程越大此值也越大)。因此,为降低5号、6号低压加热器疏水流入凝汽器的几率,6号低压加热器疏水泵宜选用两台互为备用、可靠性高、100%容量的热水泵。总之,1000MW超超临界汽轮机在VWO工况下,方案三比方案一多发电2931.6kW,在年供电量相同的情况下,一台机组年节省标准煤约4421t。而方案三比方案二可多向电网供电约429.7kW。在年供电量相同的情况下,一台机组年节省标准煤约648t。因此,方案三的低加疏水系统是最佳的。2低加疏水连接方案比选本文以1000MW超超临界机组低压加热器疏水系统为研究对象,提出了3种不同的设计方案,并利用热量法计算了不同方案在VWO工况下的机组运行参数和热经济性指标。经过计算论证比较,可以发现该机组的低加疏水连接方式采用方案二和方案