超超临界机组电厂热力系统优化措施

文_王丽花 中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司

1 概述

某电厂工程厂址位于广东某地，在一期建成投产的1、2号机组东南侧的3、4号机组预留用地上进行建设。本期将建设2台1000MW超超临界燃煤发电机组。本工程推荐汽轮机采用超超临界、二次中间再热、单轴、五缸四排汽、双背压、凝汽式汽轮机，十二级回热抽汽，汽机进汽参数为32Mpa/605℃/622℃/621℃。

2 热力系统概况及优化措施

2.1 主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统

2.1.1 本系统优化措施

据统计数据显示，蒸汽初压每提高1MPa，汽机热耗可降低约0.13%～0.16%。因此在不影响现有关键材料选择和主机厂制造能力的前提下，尽量提高主汽参数将有利于进一步提高机组效率。主汽压力的选取应考虑锅炉过热器出口集箱的加工制造、过热器出口安全阀的选取，主汽管道的应力计算准则，以及兼顾给水泵、高加和阀门的选型与制造，在现有情况下，汽机VWO进汽压力最大约可到32.11MPa（a）。目前经咨询主机厂，推荐的主汽压力最高为32MPa。相比雷州和河源项目，THA工况进汽压力提高了约2MPa，可减低汽机热耗率约21kJ/kWh。

主蒸汽温度每提高10℃，汽机热耗率可降低0.25%～0.30%。如主汽温度提高5℃，则可影响0.12%～0.15%的汽机热耗率。因此，在目前的主汽压力水平和相关制约因素影响下，可以进一步提高主汽温度，且不引起主机价格的显著变化。推荐本工程主汽温度采用605℃。再热蒸汽温度每提高10℃，机组的热耗率就可下降0.15%～0.20%，而二次再热机组的一次、二次再热汽温若均提高10℃，则机组整体热耗率可降低20kJ/kWh。

综上所述，本阶段综合考虑选取汽轮机进汽参数32MPa/605/622/621℃，相比31MPa/600℃/620℃/620℃的常规方案，热耗降低约19kJ/kWh。锅炉造价上基本不变，汽机需增加约30万元，四大管道需增加 547万元（不含税），按标煤价857元/t测算，静态回收年限2.05a。

2.1.2 背压优化

由汽轮机热力系统与冷端各参数的相关性可知，提高蒸汽初参数和降低汽轮机蒸汽冷端参数（排汽压力和排汽温度）是提高机组热效率的主要途径。当汽轮机初参数一定时，降低汽轮机蒸汽冷端参数（排汽压力和排汽温度），可以增加汽轮机蒸汽理想焓降，减少冷源损失，提高循环的热效率。汽轮机冷端参数的设计不仅与低压缸形式的设计与选择有关，还与凝汽器、供水系统（循环水泵配置、循环水管沟及建（构）筑物、冷却设备）的设计与选择有着不可分割的密切关系。通过冷端优化论证，确定凝汽器运行背压为5.11kPa，能极大提高机组运行经济性、合理减小循环水系统投资及循环水泵电耗，综合成本低。相比该项目可研5.25kPa背压，降低了0.14kPa，可降低热耗5.6kJ/kWh。

选择合适的管道材料、管路根数，优化汽机房布置，采用合并除氧间的布置方案，汽机房跨度由常规配置除氧间布置方案的跨度缩短了4.5～7m，减少高温高压管道初投资的同时，降低管系阻力，提高机组热经济性。优化管道规格，合理布置管道，尽可能选用低阻力系统的管件(如弯管、Y型三通等)，结合优化主厂房布置，减少管道敷设长度，从而降低管道压降，将主蒸汽系统压降由常规的5%减低到4%，可降低热耗8kJ/kWh；一次再热系统压降由6%降低至5.3%，二次再热系统压降由常规10%降低至8.2%，可降低热耗12.5kJ/kWh。

设置高压疏水扩容器，高能量的疏水首先在高压疏水扩容器内减温、扩容消能后再排入凝汽器。将主蒸汽和高温再热蒸汽管道疏水阀的启闭由用机组设定负荷控制改用蒸汽温差控制，可以大大缩短主蒸汽、再热蒸汽管道疏水进入高压疏水扩容器的时间。

2.2 给水系统

优化运行给水泵配置型式,推荐采用100%容量汽动给水泵组，与抽背式给水泵汽轮机匹配。由于本期工程为扩建机组，因抽背式小机启动蒸汽所需参数较高，机组启动时辅助蒸汽汽源接自老厂冷段。因此不设电动启动给水泵，既节省投资，又满足启动要求。

根据最新设计发展趋势，结合本工程特点，推荐采用单列集箱式高加，集箱式高加取消厚管板，采用壁厚较薄的集箱式结构，在管板钻孔、热应力、升降温控制、可靠性方面具有较大的优势，在较高的设计压力下且可采用单列配置，系统简单，运行检修维护方便。采用立式高加的布置方案，前4台高压加热器集中布置，立式高加布置于机头于抽背式小机之间，抽汽管道长度较常规卧式高加的抽汽管道长度大幅减少，降低抽汽管道阻力。

2.3 抽汽系统优化

本工程由于采用抽背式给水泵汽轮机的双机回热系统，在10级回热的基础上再增加两级回热系统，整个机组的回热系统为12级回热系统，可以进一步提升机组的效率，经过计算，相比10级常规无双机回热方案，可降低热耗值47kJ/kWh，动态回收期3.5a。

相比常规回热系统方案，本工程双机回热耦合发电技术的特点：小汽轮汽源为超高压缸排汽，这部分蒸汽将不再进入再热系统，显著地减少了进入一、二次再热系统的蒸汽流量，一次再热流量降低约23%，二次再热流量降低约10%，一次、二次再热系统容量和锅炉再热系统受热面可大幅减小；为保证大汽轮机出力不变，过热蒸汽流量增加约9%。高压给水系统容量、主蒸汽系统容量和锅炉过热系统受热面需加大；主汽轮机超高、高压缸无回热系统抽汽口，有利于确保缸体制造精度、保证整体缸效；主汽轮机低压缸进汽量和排汽量增大约12%。常规回热系统计入给水泵汽轮机凝汽量后，与双机回热系统的总凝汽量持平；2～5号高压加热器的回热抽汽来自小汽轮机，2～5段抽汽的过热度降低180～200℃，不设置蒸汽冷却器，可大幅降低高压抽汽管道、高压加热器、和蒸汽冷却器造价；小汽轮机设置5级抽汽1级排汽，设置1级混合式加热除氧器，加热蒸汽来自于小汽轮机第五级抽汽；由于小汽轮机抽汽需提供足够的抽汽量，以满足提升给水温度的需求，所需的蒸汽经抽背式小汽轮机做功后，轴系的输出功率在各负荷工况下超出了给水泵提升给水压力的需求，因此抽背式给水泵汽轮机轴系将出现轴系功率不平衡，需要设置小发电机用于不平衡功率的消纳；采用本系统后，高压抽汽系统有用功损失减少，结合抽背式给水泵汽轮机通流设计优化，小汽轮机阀门全开时，汽缸效率可提升为90%。经汽机厂核算，THA工况下机组可降低热耗率约47kJ/kWh。

2.4 凝结水系统

系统采用2×100%容量的立式定速凝结水泵配置电机变频设备，1台轴封冷却器，5台低压加热器，1台内置式除氧器。7、8、9、10号低压加热器为卧式、双流程、表面式加热器；9、10号双列低压加热器置于凝汽器喉部与凝汽器成为一体。凝结水泵1台运行，1台备用，当任何1台泵发生故障时，备用泵自动启动投入运行。凝泵进口管道上设置电动隔离阀、滤网及波形膨胀节，出口管道上设置逆止阀和电动隔离阀。轴封冷却器设置部分流量旁路， 11、12号低加设置大旁路系统。

凝结水系统采用中压凝结水精处理系统，不设凝结水升压泵。凝汽器热井中的凝结水由凝结水泵升压后，经中压凝结水精处理装置、汽封冷却器、六台低压加热器后进入除氧器。本工程推荐采用两台全容量的国产凝结水泵，一拖二变频。

优选除氧器型式。除氧器现分为传统型式与内置式除氧器。内置式除氧器与传统除氧器主要性能对比见表1。由表1可知，内置式除氧器相对于常规除氧器有结构紧凑、系统简单、热效率高、排汽损失小、减少占用空间和主厂房体积以及基建费用的特点。因此，推荐采用内置式除氧器。除氧器给水箱的贮水量按《大中型火力发电厂设计规范》(GB50660-2011)取值，按5min的锅炉最大连续蒸发量时的给水消耗量考虑。

表1 内置式除氧器与传统除氧器主要性能对比

由于内置式除氧器在储水段下部布置较多的蒸汽排管加热储水，使之沸腾进行深度除氧，完全能够满足除氧器启动要求。因此，取消除氧器循环泵，简化系统，节省初投资和运行维修费用。凝汽器补水采用化水车间直接补水，取消凝结水补水箱及补充水泵。正常运行时化学储水箱补水可自流入凝汽器，节省厂用电。

2.5 辅助蒸汽系统

每台机组辅助蒸汽系统设置了1台5m3的辅汽疏水扩容器以回收辅汽系统的疏水。辅助蒸汽系统的疏水全部接入疏水扩容器。疏水扩容器排水分二路，当水质合格时排入凝汽器以回收工质，不合格时接入锅炉放水母管排放至机组排水槽。本工程考虑设置邻机加热系统，通过临机蒸汽加热给水，满足不点火进行锅炉冷、热态清洗水温要求，从而降低机组运行费用。

2.6 加热器疏水及放气系统

本系统优化措施：①事故疏水阀考虑设置快开气动关断阀，减小正常运行时高加疏水内漏，提高机组经济性。考虑到疏水调节阀的可靠性很高，在保证系统安全可靠的前提下，建议取消1、2、3、4、5号高加正常疏水调阀后隔离门、7、8、9、10号低加正常疏水调阀后隔离门，减少了中低压阀门重量。②除氧器连续运行排汽由传统的大气排放，改为回收至凝汽器，回收介质。

2.7 抽真空系统

本系统优化措施：①将双背压凝汽器高、低压侧分别抽真空。对于双背压，水环真空泵和罗茨-真空泵分别对应高、低压侧进行抽吸，对维持高、低压侧各自的背压有较好的效果，增加机组的热经济性。②设置2台辅助罗茨-真空泵+2×50%水环式真空泵。相比常规3×50%水环真空泵，机组运行时仅运行两台罗茨-真空泵，降低电负荷210kW。且罗茨-真空泵出力不受冷却水温的影响，确保在夏季工况，真空泵能够维持出力，使得凝汽器在夏季工况达到设计背压。

2.8 辅机循环冷却水系统

本系统优化措施： ①精确计算辅机冷却水量及系统阻力，合理选择闭式冷却水泵容量及扬程，提高泵实际运行效率，使其尽量靠近高效区运行。②采用变频闭式冷却水泵。③为保证真空泵运行效率，采用温度较低的海水进行冷却。冷却水接至水水换热器的入口滤水器后的管道，电动滤水器自动反冲洗，实时排除冷却水中的杂质，从而保证真空泵的冷却水质。

2.9 其它

设备、管道的有压放水排至辅汽疏水扩容器，无压放水接至汽机房A列外工业废水管道经处理后回收利用；各种冲洗水排水及主厂房内含油废水送至水工专业集中处理，以回收利用。

3 结语

本文所述热力系统的优化措施是在总结以往工程成熟的设计运行经验，并结合最新设计的高效1000MW超超临界机组项目(陆丰甲湖湾、大唐雷州、广东河源等)设计情况的基础上提炼出来的。

下一阶段还可以结合工程的实际情况以及业主的具体要求做更加深入细致的优化工作，达到减少能耗、高效环保、节省投资、降低成本，提高能源综合利用效率的目的。在保证机组的可靠性、安全性的前提下，实现运行经济、维护方便以及以人为本，可持续性共同和谐发展。