提高1000MW超超临界机组热经济性设计建议

提高1000MW超超临界机组热经济性设计建议我国在建设上海外高桥电厂二期（2×900MW）超临界发电机组的基础上，为满足国民经济和人民生活对电力日益增长的需求，正在加速建设一批1000MW级效率高、污染小的超超临界发电机组。例如，于2004年6月开工建设4×1000MW超超临界燃煤机组的浙江华能玉环电厂是我国首座1000MW级超超临界燃煤机组的示范电厂项目，预计2007年底投产。当前，哈尔滨、上海、东方三大电站设备制造集团分别与国外大公司合作，引进了1000MW级主机设计、制造技术，均具备有1000MW级超超临界燃煤机组的供货能力和业绩。由于各自的合作伙伴不同，其1000MW机组的热力系统设计及主要辅机选型略有差异，当然机组的热经济性也不同，有待进一步优化。下面从我院参与华能汕头海门电厂一期1号、2号机组（2x1000MW）工程勘测设计投标的部分优化专题报告中摘录若干条提高1000MW超超临界机组热经济性的设计建议，供研究与设计1000MW超超临界机组参考。1优选凝汽器设计数据华能国际电力股份有限公司海门电厂2×1000MW机组设计招标文件给定一次循环冷却水为海水，设计冷却水温为20℃，采用双背压凝汽器，设计排汽压力为4.4kPa（a）与5.4kPa（a），平均背压为4.9kPa（a）。澄清后将循环冷却水设计温度提高到22℃，汽轮机平均排汽压力调整为5.3kPa（a）。由上海汽轮机厂的1000MW机组的热平衡图得知，平均排汽压力为5.3kPa（a）时TMCR工况的汽轮机热耗率为7330kJ/kWh。汽轮机冷端优化后的凝汽器的换热面积为54000m2，选用有效长度为15330mm、规格为φ32×0.711mm的钛管，循环水冷却量（热季）为112820t/h，在循环冷却水温度为22℃的情况下，高、低压凝汽器的计算压力为4.017kPa(a)、5.151kPa(a)，平均压力为4.584kPa(a)，汽轮机热耗率约为7308kJ/kWh，比5.3kPa（a）的澄清平均排汽压力对应的汽轮机热耗率低22kJ/kWh。这样，一台1000MW机组年节省标准煤约4000吨。因此，在循环冷却水温较高的地区建设1000MW机组宜选用循环冷却水量较大、换热面积较大的双背压凝汽器，能较大地提供机组的热经济性。2降低高压加热器的上端差上世纪八十年代，我国引进美国技术设计建造300MW及以上容量机组后，大容量机组所配的1、2、3号高压加热器的设计上端差均分别为-1.7℃、0℃、0℃。用上海汽轮机厂的1000MW超超临界机组TMCR工况的数据计算得知：1号高压加热器的设计上端差为-1.7℃时合适的，汽轮机一段抽汽的过热度已得到充分利用；2、3号高压加热器的设计上端差可以降至-3.2℃、-2.7℃，能汽轮机热耗率相应降低约1.72kJ/kWh、2.32kJ/kWh。从上海动力设备有限公司设计的1000MW超超临界机组单列式与双列式高压加热器的外形尺寸与结构来看，2、3号高压加热器的设计上端差有条件降至0℃以下。由于三段抽汽的过热度比一段抽汽大得多，与1号高压加热器相比，3号高压加热器的设计上端差更由条件降低，至少可与1号高压加热器同值，即-1.7℃，约使汽轮机热耗率降低1.46kJ/kWh，一台1000MW机组年节省标准煤约300吨。3优化低压加热器疏水系统三大动力集团的1000MW超超临界机组均采用八级回热系统。高压加热器疏水逐级自流入除氧器，低压加热器疏水有两种方式：一种是沿用美国技术，与我国引进型300MW及以上容量的机组相同，疏水逐级自流入凝汽器，每个低压加热器均设下端差为5.6℃的内置式疏水冷却段，如哈尔滨汽轮机厂生产的1000MW超超临界机组；另一种是采用德国SIEMENS公司技术，5号低压加热器设下端差为5.6℃的内置式疏水冷却段，疏水自流入无内置式疏水冷却段的6号低压加热器，再经疏水泵打入6号低压加热器出口主凝结水管内，7、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，疏水下端差为5.6℃，冷却后的疏水流入凝汽器（见图1），如上海汽轮机厂为玉环电厂生产的1000MW超超临界机组。1——除氧器2——给水泵3、4、6、7——5、6、7、8号低压加热器5——低加疏水泵8——外置式疏水冷却器9——轴封冷却器10——凝结水泵11——凝汽器图1设疏水泵及外置式疏水冷却器的低压加热器疏水系统计算表明，与四台低压加热器均设内置式疏水冷却段的疏水逐级自流入凝汽器的系统相比，图1所示的低压加热器疏水系统对应的T-MCR工况汽轮机热耗率约降低2.7kJ/kWh。可见，1000MW超超临界机组在6号低压加热器上设疏水泵具有较好的热经济性。上海汽轮机厂生产的1000MW超超临界汽轮机，一台凝汽器的颈部布置7号低压加热器，另一台凝汽器的颈部布置8号低压加热器，与两台凝汽器颈部各布置一台设内置式疏水冷却段的7、8号共壳体的低压加热器相比，加热器的结构简单，凝结水和疏水等接口少，系统设计简单、方便。加之，6号低压加热器疏水由疏水泵打入主凝结水管内后，流经7、8号低压加热器的疏水量少，与共壳体7、8号低压加热器相比，7、8号低压加热器的独体结构设内置式疏水冷却段更方便。因此，上海汽轮机厂生产的1000MW超超临界汽轮机宜采用图2所示的低压加热器疏水系统，当7、8号低压加热器的内置式疏水冷却段下端差为5.6℃时，汽轮机热耗率又可降低0.7kJ/kWh。1——除氧器2——给水泵3、4、6、7——5、6、7、8号低压加热器5——低加疏水泵8——轴封冷却器9——凝结水泵10——凝汽器图2设疏水泵且无外置式疏水冷却器的低压加热器疏水系统与低压加热器设内置式疏水冷却段的疏水逐级自流入凝汽器的系统相比，图2所示的低压加热器疏水系统对应的T-MCR工况汽轮机热耗率约降低3.4kJ/kWh。这样，一台1000MW机组年节省标准煤约490吨。此外，图2所示的低压加热器疏水系统相应的凝结水系统阻力小，流经凝结水泵的凝结水流量少，可降低凝结水泵的电耗。4凝结水系统优化1000MW机组的凝结水系统建议做如下优化设计。4.1凝结水系统设备优选优选下述设备可减少凝结水系统的阻力：1）除氧器。选用凝结水接口标高较低、凝结水膜化喷嘴压降小（一般不超过0.05MPa）的内置式除氧器；2）低压加热器疏水泵。象上海汽轮机厂引进德国SIEMENS公司技术制造的1000MW超超临界机组那样，在6号低压加热器上设疏水泵，将其正常疏水打入本加热器凝结水出口管内。与疏水逐级自流相比，凝结水系统阻力可降低约0.06MPa；3）低压加热器与外置式疏水冷却器。上海汽轮机厂生产的1000MW超超临界汽轮机，6号低压加热器设疏水泵，宜在7、8号低压加热器内疏水冷却段并取消外置式疏水冷却器，可降低凝结水系统阻力约0.06MPa。这样，7、8号低压加热器的凝结水系统可实现小旁路设计，与7、8号低压加热器和外置式疏水冷却器采用大旁路凝结水系统相比，可减少此三台设备之一发生故障的影响范围，提高机组运行的热经济性；4）汽封蒸汽冷却器。选用凝结水侧阻力小的分流式汽封蒸汽冷却器；5）凝结水精处理装置。建议运行人员根据凝结水精处理装置的过滤器与混床的正常运行周期不同的特点，错开过滤器的反洗时间和混床的再生时间，将凝结水精处理装置的最大设计压降控制在0.35MPa以内。4.2凝结水管道优化1000MW超超临界机组热井至凝结水泵之间的主凝结水管道较短，一般选用φ1020×11mm的钢管。凝结水泵至除氧器之间的主凝结水管道优化选用φ610×19mm钢管，与选用φ530×17mm钢管相比，流动阻力约低0.13MPa。另外，低压加热器等设施的旁路管道可选用比主管通径小的钢管，如选用φ480×15mm钢管，可带来降低投资等诸多好处。4.3除氧器水位调节阀优选1000MW超超临界机组的凝结水主管管径大，从降低投资的角度来看选用调节蝶阀比较合适。咨询得知调节蝶阀的额定Cv值相当大，计算表明此类阀门可调性相当差，难以用来调节凝结水流量并控制除氧器的水位。因此，建议1000MW超超临界机组选用可调比较大、价格较高的调节球阀，其Cv设计值（与VWO工况下1970t/h凝结水量对应）宜取2200。此时，调节阀的设计压降只有0.108MPa，但在TMCR工况下调节阀的运行压降将不低于0.767MPa，因而具有很好的可调性。如此选用除氧器的水位调节阀，凝结水泵的设计扬程可降低25mH2O。另外，建议将除氧器的水位调节阀设在凝结水泵与凝结水精处理装置之间。这样，相关设施的运行压力至少降低1.5MPa，既可降低凝结水精处理系统的造价和运行费用，又可降低凝结水再循环调节阀的压降，从而解决电厂中普遍存在的凝结水再循环管道的剧烈振动问题。4.4凝结水泵选型1000MW超超临界机组优化后的凝结水系统配2×100%容量的凝结水泵时，可选用设计流量为2250t/h、设计扬程为272mH2O的凝结水泵。与1000MW超超临界机组所配的设计流量2250t/h、设计扬程341mH2O的凝结水泵相比，电动机的功耗约减少520kW，当机组年运行时间按7500小时计时，凝结水泵年节电约390万kWh，约合标准煤1000吨。另外，由此选用的凝结水泵，在TMCR工况下，除氧器水位调节阀的压降不低于0.767MPa。此调节阀的压降偏大，为了减少此压降和凝结水泵的电耗，可选用图3所示的带后继泵的凝结水中压精处理系统。当后继泵的设计流量为2250t/h、设计扬程为40mH2O时，凝结水泵的设计扬程相应降低40mH2O，电耗可减少约300kW，1000MW超超临界机组一年又可多节电约225万kWh。1-凝汽器热井、2-凝结水泵、3-凝结水精处理装置、4-旁路阀、5-凝结水后继泵图3带后继泵的凝结水中压精处理系统5抽汽系统优化高压加热器宜采用单列式。这样，不仅方便给水管道、抽汽管道、主厂房布置，而且汽轮机的一、二、三段抽汽管道由“一分为二”变为单管，管径大沿程阻力小，阀门等附件少局部阻力小，可提高机组回热系统的热经济性。汽轮机的四段抽汽是除氧器、汽动给水泵的小汽机和辅助蒸汽联箱等用汽设施的主汽源。为了提高汽轮机运行的安全性，汽轮机厂均随主机配供两个相同的四段抽汽动力逆止阀（如气动逆止阀）。常规设计的四段抽汽系统中，两个动力逆止阀已用的几种联锁保护方式均存在缺陷。1-汽机中压缸2-除氧器3-辅汽联箱4-给水泵小汽机5-抽汽第一道逆止阀6-抽汽第二道逆止阀7-除氧器侧非动力逆止阀8-除氧器侧电动闸阀9-逆止阀上游疏水阀10-逆止阀下游疏水阀图4常规设计的汽轮机四段抽汽系统示意图优化后的汽轮机四段抽汽系统见图5，它将第二道动力逆止阀移至除氧器侧并取消非动力逆止阀，可降低四段抽汽系统的阻力，提高除氧器的运行压力和除氧器的出水温度，“排挤”三段抽汽，提高机组的热经济性。对于1000MW超超临界机组，减少一个逆止阀的阻力系数按2（其值一般在0.8～9.4范围内）考虑时，在TMCR工况下机组出力约增加18kW。更重要的是两个动力逆止阀可分别由疏水罐12、13控制，并实现五道保护，提高四段抽汽系统和机组的安全性。1-汽轮机中压缸2-除氧器3-辅汽联箱4-给水泵小汽机5-抽汽第一道逆止阀6-抽汽第二道逆止阀8-除氧器侧电动闸阀9-逆止阀上游疏水阀10-逆止阀下游疏水阀11-供辅汽逆止阀12-逆止阀上游疏水罐13-除氧器侧疏水罐14-除氧器侧疏水阀图5优化后的汽轮机四段抽汽系统示意图6结束语上述优化建议若用于1000MW超超临界机组，不仅提高机组的热经济性，节省煤炭资源，而且提高机组运行的可靠性和安全性，还可降低电厂的造价和运行费用。实际上，这些建议也适用于其他容量的机组，希望在今后建设的机组能够得到应用。