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1、F1449C-J01-40F1449C-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机组热经济指标优化专题报告 中中国国电电力力工工程程顾顾问问集集团团 华北电力设计院工程有限公华北电力设计院工程有限公司司 20122012 年年 1212 月月 北京北京 批 准：任晓东 审 核：李 军 校 核：刘 利 谈琪英 编 写：袁雄俊 李少华 目 录 1 前 言 .1 2 机组的热经济性指标 .1 3 优化热经济性指标的目的和途径 .2 4 优化热经济性指标的具体措施 .2 5 结 论 .5 1 前 言 神华福建罗源湾储煤发电一体
2、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 41000MW 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 21000MW 等级超超 临界燃煤发电机组，同步安装建设烟气脱硫脱硝装置，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
3、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： 全厂燃料输入热量 锅炉有效输出热量 锅炉效率 汽轮发电机端输出功率 汽机输入热量 汽轮发电机组热耗率 全厂燃料输入热量 汽轮发电机组输出功率 全厂效率 发电 全厂效率 标准煤耗 12
4、3 . 0 厂用电率）（ 发电标准煤耗 供电标准煤耗 1 机组额定出力 厂用电消耗量 厂用电率 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/600/600，其中，湿 冷机组汽机热耗在 73607320kJ/kWh 之间，发电标准煤耗率 272.7271.3g/kWh， 厂用电率按 4.0%计算，供电煤耗为 284282.6g/kWh。 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
5、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 10，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，
6、为 27MPa，其它电厂均为 25 或 26.25MPa。主蒸汽和再热蒸汽温度均为 600。 国内 1200MW 机组也已进行论证，认为 28MPa/600/620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 600，再热汽温为 620。采用该参数后，与常规 1000MW 机组相比(26.25MPa/600/600)，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，
7、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/kWh 4.1.3 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，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
8、 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 1000MW 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。 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
9、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%降低为 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/DG 2-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%
10、9%范围内确定。 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 0.07g/kW.h。 4.3 辅机系统优化，采用高效辅机设备，减少厂
11、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%BMCR 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 2100%配置方式，采用二拖一变频调速方式 与 350%容量的泵相比，2100%容量的凝结水泵效率高约 1.5%，1 台 1000MW
12、机组，正常运行时 100%容量的凝结水泵耗功约为 2300kW，如采用 50%容量的泵，泵 组耗功将增加 35kW。因此，本工程推荐采用高效的 2100%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消 耗。 4.3.5
13、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 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 3000m3 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，
14、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。 4.3.6 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) ，供电标煤耗降低为 273.8g/kW.h，与常规同类型机组相比，热经 济性明显改善。 优化后的主要热经济指标汇总如下(THA 工况)： 序号项 目数值 1 锅炉效率 94.6% 2 管道效率 99% 3 汽轮发电机组 THA 工况热耗7205.6kJ/kW.h(优化后) 4 机组发电热效率 46.79% 5 计算发电标准煤耗(THA 工况) 262.87g/kW.h 6 厂用电率3.99%(含脱硫) 7 计算供电标准煤耗(THA 工况) 273.8g/kW.h