660 MW 超临界机组工业抽汽节能方案分析

王晓杰,刘智勇,李 野,邢阁玉,闫建平

(河北国华沧东发电有限责任公司,河北 沧州 061113)

对电厂进行工业抽汽改造,既能够满足用汽企业的热需求,又能够大幅度降低环境污染,同时也是燃煤机组提高发电效率、节能降耗的重要手段之一[1-2]。本文以某电厂2台660 MW 超临界机组为基础,根据工业用户的参数需求以及机组实际运行情况提出两种可行的工业汽改造方案,并进行了经济性分析。

1 机组概况

某电厂2台超临界火力发电机组锅炉为超临界变压运行直流炉,四角切圆燃烧。汽轮机为超临界、一次中间再热、单轴、三缸四排汽、凝汽式汽轮机,有八级不调整抽汽作为八级回热加热器的加热蒸汽,回热系统为“三高四低一除氧”,1号、2号、3号高压回热加热器内置式蒸汽冷却器,各回热加热器均设有疏水冷却器,除氧器为滑压运行,采取疏水逐级自流方式。主给水泵由小汽机拖动,其汽源取自第四级抽汽,排汽进入主凝汽器;轴封加热器的疏水自流入凝汽器热井。机组主要技术参数为:汽轮机进汽压力24.2 MPa;主蒸汽进汽温度566℃;再热蒸汽进汽温度566℃;额定背压4.9 kPa;回热抽汽级数:3高加+1除氧器+4低加;额定转速3 000 r/min;额定给水温度275.1 ℃;THA 工况热耗7 507.1 kJ/kWh;额定工况蒸汽流量1 822.85 t/h;阀门全开工况蒸汽流量2 080 t/h。

2 抽汽现状及改造原因

2台660 MW 超临界火力发电机组均从中低压缸连通管抽汽对外供汽,分别用于采暖、海淡,目前全厂海淡制水约5×104t/d、采暖季供热抽汽约200 t/h;此外,该电厂规划对外供工业用汽,工业供汽站改造项目建成后具备向热用户和周边工业园区提供参数稳定的蒸汽,计划供汽150 t/h。该电厂目标是具备发电/供汽/供热/海淡等多种产品的经营格局,未来更有可能成为区域内的电/热/水供应中心。全厂抽汽量大、抽汽用途多,而单台机组性能各有不同,各机组抽汽量、热电负荷等关键参数的变化也会对全厂综合性能造成影响,原有运行策略或已不能满足新的节能需求。

有鉴于此,有必要结合各台机组在变负荷、采暖供汽、工业供汽、海淡供汽4种动态运行工况,研究出最经济节能运行方式或曲线,在能很好的配合一次调频、调峰等要求的前提下,实现单台机运行时热电联产,多台机运行时可以多台联供,从而使机组联供模式下整体经济效益最优化,并提出经济运行框架模式。

3 改造方案分析

用户端工业汽用汽需求参数为蒸汽压力约0.9～1.1 MPa,温度约185～195 ℃,最大用汽量150 t/h。本次工业供汽项目拟设计建设工业供汽总站,考虑到抽汽流量需求,可能提供的汽源有冷段、热段、中排(四抽)供汽、辅汽联箱。若只用中排抽汽直供,则不能满足工业汽的稳定供给,不予考虑[3-4]。满足供汽条件的蒸汽为再热蒸汽热段和再热蒸汽冷段。

若从冷段蒸汽管道打孔,冷段抽汽量过多将会影响锅炉受热面的工作情况,会导致锅炉再热器出口温度偏高,出现受热面超温。因此,如果从冷段抽汽一般不超过冷段蒸汽总流量的5%,如果抽汽量超过5%,就需要对锅炉的系统进行调整或者改造,以满足冷段抽蒸汽工况下锅炉再热器安全工作。

从热段蒸汽管道打孔,抽蒸汽量锅炉厂无限制,但是需要考虑汽机本体是否可以安全工作,经主机厂家核算,热段抽出≤150 t/h蒸汽时汽轮机是安全的。

但是,再热蒸汽热段以及再热蒸汽冷段参数都高于工业蒸汽所需参数,经过减温减压直供存在较大的能量损失,故考虑增设压力匹配器抽引四抽蒸汽来减少高参数抽汽的流量。因此,提出以下两种方案:冷段抽汽+四段抽汽+压力匹配器;热段抽汽+四段抽汽+压力匹配器。

3.1 冷段抽汽+四段抽汽+压力匹配器

因工业供汽的可靠性要求较高,在调峰各负荷段及双机停备或检修期间也要必须满足工业用户的最大用汽量150 t/h的需要,而冷段抽汽量有限,如果只从冷段抽汽则汽量无法保证,因此考虑采用冷段抽汽作为动力汽源,经压力匹配器抽吸四段抽汽之后再减温供汽的方案,即可以解决冷段抽汽量不足的问题,也可以利用一部分低品质蒸汽,提高经济性,方案示意图如图1所示。

图1 冷段抽汽+四段抽汽+压力匹配器方案

考虑到机组在低负荷时,冷段蒸汽压力较低,压力匹配器的抽吸能力将变弱,压力匹配器可能仅作为减压器运行,也会导致对外供汽量不足。因此,考虑从热段引出旁路管道并设减温减压器来满足供汽量需求。此外,该旁路减温减压器可以满足压力匹配器故障时对外供汽需求。

3.2 热段抽汽+四段抽汽+压力匹配器

采用热段蒸汽,抽汽量可不受锅炉受热面安全运行的限制,抽汽量在小于150 t/h情况下,可以保证汽机安全运行。但再热器前后汽量变化对再热器温度调节的影响和运行方式变化,需在改造后全面进行调整和优化。

单独采用热段蒸汽减温减压,对机组的经济性影响较大,为最大限度的减少热段蒸汽用量,可考虑采用热段蒸汽作为动力汽源,经压力匹配器抽吸四段抽汽之后再减温供汽的方案,此方案也可利用一部分品质较低的四段抽汽,提高经济性,方案示意图如图2所示。

图2 热段抽汽+四段抽汽+压力匹配器方案

低负荷时,热段蒸汽压力变低,抽吸能力变弱,压力匹配器可能仅作为热段蒸汽减温减压器运行。供汽能力会降低,因此需要设减温减压器旁路满足供汽量需求。此外,该旁路减温减压器可以满足压力匹配器故障时对外供汽需求。

3.3 两种方案对比分析

3.3.1 热经济性

经计算,两种改造方案的机组性能对比如表2、3、4所示。

表2 两种方案热耗对比 kJ/kW

表3 两种方案发电效率对比 %

表4 两种方案发电煤耗对比 g/kW

由表2-3可知,方案一的几种发电热耗和发电煤耗均比方案二低,而发电效率高,因此,从发电热耗、发电效率和发电煤耗看,从冷段抽汽供汽均优于从热段抽汽供汽,即方案一优于方案二。

3.3.2 投资

在设备投资方面,经初步计算,两方案中压力匹配器、减温减压器、土建投资相当;在管道投资方面,方案一中冷段至压力匹配器的管道投资要低于方案二中热段至压力匹配器的管道投资,但方案一还需要热段抽汽备用,这部分管道投资略高。因此,综合来看,两方案总投资相近。

3.4 安全性

方案一中,再热冷段抽汽受到锅炉受热面的限制,当抽汽流量过大时,锅炉再热器出口温度偏高,出现受热面超温,造成安全问题。相比之下,方案二抽汽量受到限制较小,可满足工业汽的最大需求量,但在较高负荷时,采用方案二造成的能量损失较大,会导致机组经济性下降。因此,当工业用汽量较大、且机组长期低负荷时,为安全考虑,采用再热热段供汽的方式较为合理。

4 改造方案的确定

经过数据分析,上述提出的两种工业抽汽改造方案均比较合理,在发电热耗、发电效率、发电煤耗、节煤收益等热经济性指标方面,方案一优于方案二;在设备投资方面,两方案投资相近;但在安全性方面,方案一面临再冷冷段抽汽可能会造成再热器超温等问题,再热冷段抽汽量受到严格限制(一般不超过再热汽总量的5%左右),相比之下,方案二的抽汽流量可以大很多,更容易满足工业汽需求。因此,提出将将两种方案综合的系统设计,见图3。

图3 两种方案组合系统结构

图3所示的是两种方案综合系统的设计,即冷段抽汽+热段抽汽+四段抽汽+压力匹配器。通过阀门的调节,在较小抽汽量、负荷较高时,采用冷段抽汽;而在负荷较低、抽汽量较大时,抽汽不足部分从再热热段抽取;当蒸汽参数较低时,可关闭四段抽汽阀门,采用减温减压直供,这样既保证了机组的发电效率,也保证了工业供汽的稳定。因此,通过采用将两种方案综合的系统设计,并优化运行方法,在较小抽汽量、负荷较高时,尽量从再热冷段抽汽;而在负荷较低、抽汽量较大时,抽汽不足部分从再热热段抽取,进而实现综合效率与安全性的更合理的供汽方式。

5 改造效果

结合该电厂4台海水淡化设备,一、二期换热站以及工业供汽站项目的投入,结合不同时期实际调峰、供热、供汽及海淡制水负荷,综合机组的运行特性,确定两种能够满足电厂实际需求的优化方案,并与现有实际运行方式对比,对两种方案的机组经济性、安全性进行评估,最终确定两种方案结合应用,目前项目正在改造过程中,预期可以满足在满足工业抽汽用汽需求的前提下,机组在最优的方式下运行,达到发电/供汽/供热/海淡等多种产品经营的目的。

6 结束语

在燃煤发电厂可利用小时数逐年下降的大环境下,如何开发燃煤电厂多种经营方式对燃煤电厂的长远发展有着深远的意义,本文对某电厂进行工业抽汽改造的方案进行深入、全面的分析,最终确定既能够满足用汽企业的热需求,又能够保证机组在安全、节能的方式下运行的方案,同时也是燃煤机组提高发电效率、节能降耗的重要手段之一。