660 MW 超臨界機組工業抽汽節能方案分析

王曉杰,劉智勇,李 野,邢閣玉,閆建平

(河北國華滄東發電有限責任公司,河北 滄州 061113)

對電廠進行工業抽汽改造,既能夠滿足用汽企業的熱需求,又能夠大幅度降低環境污染,同時也是燃煤機組提高發電效率、節能降耗的重要手段之一[1-2]。本文以某電廠2臺660 MW 超臨界機組為基礎,根據工業用戶的參數需求以及機組實際運行情況提出兩種可行的工業汽改造方案,并進行了經濟性分析。

1 機組概況

某電廠2臺超臨界火力發電機組鍋爐為超臨界變壓運行直流爐,四角切圓燃燒。汽輪機為超臨界、一次中間再熱、單軸、三缸四排汽、凝汽式汽輪機,有八級不調整抽汽作為八級回熱加熱器的加熱蒸汽,回熱系統為“三高四低一除氧”,1號、2號、3號高壓回熱加熱器內置式蒸汽冷卻器,各回熱加熱器均設有疏水冷卻器,除氧器為滑壓運行,采取疏水逐級自流方式。主給水泵由小汽機拖動,其汽源取自第四級抽汽,排汽進入主凝汽器;軸封加熱器的疏水自流入凝汽器熱井。機組主要技術參數為:汽輪機進汽壓力24.2 MPa;主蒸汽進汽溫度566℃;再熱蒸汽進汽溫度566℃;額定背壓4.9 kPa;回熱抽汽級數:3高加+1除氧器+4低加;額定轉速3 000 r/min;額定給水溫度275.1 ℃;THA 工況熱耗7 507.1 kJ/kWh;額定工況蒸汽流量1 822.85 t/h;閥門全開工況蒸汽流量2 080 t/h。

2 抽汽現狀及改造原因

2臺660 MW 超臨界火力發電機組均從中低壓缸連通管抽汽對外供汽,分別用于采暖、海淡,目前全廠海淡制水約5×104t/d、采暖季供熱抽汽約200 t/h;此外,該電廠規劃對外供工業用汽,工業供汽站改造項目建成后具備向熱用戶和周邊工業園區提供參數穩定的蒸汽,計劃供汽150 t/h。該電廠目標是具備發電/供汽/供熱/海淡等多種產品的經營格局,未來更有可能成為區域內的電/熱/水供應中心。全廠抽汽量大、抽汽用途多,而單臺機組性能各有不同,各機組抽汽量、熱電負荷等關鍵參數的變化也會對全廠綜合性能造成影響,原有運行策略或已不能滿足新的節能需求。

有鑒于此,有必要結合各臺機組在變負荷、采暖供汽、工業供汽、海淡供汽4種動態運行工況,研究出最經濟節能運行方式或曲線,在能很好的配合一次調頻、調峰等要求的前提下,實現單臺機運行時熱電聯產,多臺機運行時可以多臺聯供,從而使機組聯供模式下整體經濟效益最優化,并提出經濟運行框架模式。

3 改造方案分析

用戶端工業汽用汽需求參數為蒸汽壓力約0.9～1.1 MPa,溫度約185～195 ℃,最大用汽量150 t/h。本次工業供汽項目擬設計建設工業供汽總站,考慮到抽汽流量需求,可能提供的汽源有冷段、熱段、中排(四抽)供汽、輔汽聯箱。若只用中排抽汽直供,則不能滿足工業汽的穩定供給,不予考慮[3-4]。滿足供汽條件的蒸汽為再熱蒸汽熱段和再熱蒸汽冷段。

若從冷段蒸汽管道打孔,冷段抽汽量過多將會影響鍋爐受熱面的工作情況,會導致鍋爐再熱器出口溫度偏高,出現受熱面超溫。因此,如果從冷段抽汽一般不超過冷段蒸汽總流量的5%,如果抽汽量超過5%,就需要對鍋爐的系統進行調整或者改造,以滿足冷段抽蒸汽工況下鍋爐再熱器安全工作。

從熱段蒸汽管道打孔,抽蒸汽量鍋爐廠無限制,但是需要考慮汽機本體是否可以安全工作,經主機廠家核算,熱段抽出≤150 t/h蒸汽時汽輪機是安全的。

但是,再熱蒸汽熱段以及再熱蒸汽冷段參數都高于工業蒸汽所需參數,經過減溫減壓直供存在較大的能量損失,故考慮增設壓力匹配器抽引四抽蒸汽來減少高參數抽汽的流量。因此,提出以下兩種方案:冷段抽汽+四段抽汽+壓力匹配器;熱段抽汽+四段抽汽+壓力匹配器。

3.1 冷段抽汽+四段抽汽+壓力匹配器

因工業供汽的可靠性要求較高,在調峰各負荷段及雙機停備或檢修期間也要必須滿足工業用戶的最大用汽量150 t/h的需要,而冷段抽汽量有限,如果只從冷段抽汽則汽量無法保證,因此考慮采用冷段抽汽作為動力汽源,經壓力匹配器抽吸四段抽汽之后再減溫供汽的方案,即可以解決冷段抽汽量不足的問題,也可以利用一部分低品質蒸汽,提高經濟性,方案示意圖如圖1所示。

圖1 冷段抽汽+四段抽汽+壓力匹配器方案

考慮到機組在低負荷時,冷段蒸汽壓力較低,壓力匹配器的抽吸能力將變弱,壓力匹配器可能僅作為減壓器運行,也會導致對外供汽量不足。因此,考慮從熱段引出旁路管道并設減溫減壓器來滿足供汽量需求。此外,該旁路減溫減壓器可以滿足壓力匹配器故障時對外供汽需求。

3.2 熱段抽汽+四段抽汽+壓力匹配器

采用熱段蒸汽,抽汽量可不受鍋爐受熱面安全運行的限制,抽汽量在小于150 t/h情況下,可以保證汽機安全運行。但再熱器前后汽量變化對再熱器溫度調節的影響和運行方式變化,需在改造后全面進行調整和優化。

單獨采用熱段蒸汽減溫減壓,對機組的經濟性影響較大,為最大限度的減少熱段蒸汽用量,可考慮采用熱段蒸汽作為動力汽源,經壓力匹配器抽吸四段抽汽之后再減溫供汽的方案,此方案也可利用一部分品質較低的四段抽汽,提高經濟性,方案示意圖如圖2所示。

圖2 熱段抽汽+四段抽汽+壓力匹配器方案

低負荷時,熱段蒸汽壓力變低,抽吸能力變弱,壓力匹配器可能僅作為熱段蒸汽減溫減壓器運行。供汽能力會降低,因此需要設減溫減壓器旁路滿足供汽量需求。此外,該旁路減溫減壓器可以滿足壓力匹配器故障時對外供汽需求。

3.3 兩種方案對比分析

3.3.1 熱經濟性

經計算,兩種改造方案的機組性能對比如表2、3、4所示。

表2 兩種方案熱耗對比 kJ/kW

表3 兩種方案發電效率對比 %

表4 兩種方案發電煤耗對比 g/kW

由表2-3可知,方案一的幾種發電熱耗和發電煤耗均比方案二低,而發電效率高,因此,從發電熱耗、發電效率和發電煤耗看,從冷段抽汽供汽均優于從熱段抽汽供汽,即方案一優于方案二。

3.3.2 投資

在設備投資方面,經初步計算,兩方案中壓力匹配器、減溫減壓器、土建投資相當;在管道投資方面,方案一中冷段至壓力匹配器的管道投資要低于方案二中熱段至壓力匹配器的管道投資,但方案一還需要熱段抽汽備用,這部分管道投資略高。因此,綜合來看,兩方案總投資相近。

3.4 安全性

方案一中,再熱冷段抽汽受到鍋爐受熱面的限制,當抽汽流量過大時,鍋爐再熱器出口溫度偏高,出現受熱面超溫,造成安全問題。相比之下,方案二抽汽量受到限制較小,可滿足工業汽的最大需求量,但在較高負荷時,采用方案二造成的能量損失較大,會導致機組經濟性下降。因此,當工業用汽量較大、且機組長期低負荷時,為安全考慮,采用再熱熱段供汽的方式較為合理。

4 改造方案的確定

經過數據分析,上述提出的兩種工業抽汽改造方案均比較合理,在發電熱耗、發電效率、發電煤耗、節煤收益等熱經濟性指標方面,方案一優于方案二;在設備投資方面,兩方案投資相近;但在安全性方面,方案一面臨再冷冷段抽汽可能會造成再熱器超溫等問題,再熱冷段抽汽量受到嚴格限制(一般不超過再熱汽總量的5%左右),相比之下,方案二的抽汽流量可以大很多,更容易滿足工業汽需求。因此,提出將將兩種方案綜合的系統設計,見圖3。

圖3 兩種方案組合系統結構

圖3所示的是兩種方案綜合系統的設計,即冷段抽汽+熱段抽汽+四段抽汽+壓力匹配器。通過閥門的調節,在較小抽汽量、負荷較高時,采用冷段抽汽;而在負荷較低、抽汽量較大時,抽汽不足部分從再熱熱段抽取;當蒸汽參數較低時,可關閉四段抽汽閥門,采用減溫減壓直供,這樣既保證了機組的發電效率,也保證了工業供汽的穩定。因此,通過采用將兩種方案綜合的系統設計,并優化運行方法,在較小抽汽量、負荷較高時,盡量從再熱冷段抽汽;而在負荷較低、抽汽量較大時,抽汽不足部分從再熱熱段抽取,進而實現綜合效率與安全性的更合理的供汽方式。

5 改造效果

結合該電廠4臺海水淡化設備,一、二期換熱站以及工業供汽站項目的投入,結合不同時期實際調峰、供熱、供汽及海淡制水負荷,綜合機組的運行特性,確定兩種能夠滿足電廠實際需求的優化方案,并與現有實際運行方式對比,對兩種方案的機組經濟性、安全性進行評估,最終確定兩種方案結合應用,目前項目正在改造過程中,預期可以滿足在滿足工業抽汽用汽需求的前提下,機組在最優的方式下運行,達到發電/供汽/供熱/海淡等多種產品經營的目的。

6 結束語

在燃煤發電廠可利用小時數逐年下降的大環境下,如何開發燃煤電廠多種經營方式對燃煤電廠的長遠發展有著深遠的意義,本文對某電廠進行工業抽汽改造的方案進行深入、全面的分析,最終確定既能夠滿足用汽企業的熱需求,又能夠保證機組在安全、節能的方式下運行的方案,同時也是燃煤機組提高發電效率、節能降耗的重要手段之一。