临河热电厂1号机组节能降耗集成技术应用

中国华能临河热电厂临河热电厂1号机组节能降耗集成技术应用汇报人：张喜来北方联合电力临河热电厂临河热电厂位于内蒙古自治区巴彦淖尔市临河区东北6公里处，东距杜家台车站3公里，距水源地约8公里，距临河市污水处理厂1.5公里，距灰场约1.5公里。电厂南北方向长800米，东西方向宽600米，厂区占地面积为48万m2。600米，厂区占地面积为48万m2。地理位置为东经107°24′，北纬40°46′，厂址西高东低，地形较为平坦，自然坡度在1%左右；海拔高度1038.3米，年平均气压890.4hPa；室外最高气温39.2℃，室外最低气温-31.4℃，年平均气温8.1℃；室外平均相对湿度51%。1号机组于2006年6月投产，2号机组于2007年4月投产。临河热电厂1号机组汽轮机为东方汽轮机厂生产的C300/235-16.67/537/537型单轴、一次中间再热、两缸两排汽、冲动式，抽汽凝汽式汽轮机。1号机组锅炉为东方锅炉集团股份有限公司设计制造的DG1025/18.2-Ⅱ6型亚临界自然循环汽包炉，单炉膛∏型布置，设计燃用乌海地区烟煤，布置5台长春电力设备厂MPS170HP—Ⅱ型中速磨煤机，正压直吹式制粉系统、厂MPS170HP—Ⅱ型中速磨煤机，正压直吹式制粉系统、直流燃烧器、四角切圆燃烧方式，一次再热、平衡通风、刮板捞渣机连续固态排渣，全钢架、全悬吊结构、紧身封闭，炉顶带金属防雨罩。1号机组发电机为东方电机厂生产的QFSN-300-2-20B型汽轮发电机，采用封闭式自然循环通风系统，冷却方式为水-氢-氢型，发电机定子机座为钢板焊成的防爆气密结构，机座两端容纳4台卧式氢气冷却器。华能集团现有300MW等级亚临界机组110台，为落实国家煤电机组节能减排升级与改造行动计划，燃煤机组在充分利用成熟、先进、适用节能减排技术的同时，必须要系统研究节能降耗新技术，并在现役机组上集成应用，保障机组改造后，能效水平达到同类型机组先进水平。为响应国家煤电节能减排升级与改造行动计划，充分利用华能集团公司系统的技术力量，系本工程综合运用汽轮机通流改造、提高主/再热汽温、冷端优化、排烟余热深度回收利用、外置蒸汽冷却器、广义回热、降低厂用电率、低负荷节能、热力系统优化等技术，对300MW亚临界常规湿冷机组深度节能降耗进行一揽子改造，使机组全年平均供电煤耗显著降低。通过节能降耗新技术的集成示范应用，以点带面，为节能降耗新技术在华能集团内部推广积累经验和可借鉴技术参考。确保节能降耗新技术在华能集团所属机组上应用的可行性、选择性、科学性，最终确保华能集团300MW等级亚临界机组指标的领先性，为华能集团创造更大的社会和经济性效益。统研究节能降耗新技术，结合华能现役机组的实际情况，选择临河电厂的1号300MW亚临界机组，开展综合节能降耗技术集成应用改造方案，并进行工程示范。机组目前状况及改造目标在机组实施综合节能、节电措施后，供电煤耗约降低本机组已经实施的节能技术有：本机组已经实施的节能技术有：目前机组存在的主要问题有：目前机组供电煤耗336.5g/kWh，厂用电率6.15%。21.7g/kWh，厂用电率约降低1.2百分点；在纯凝工况机组供电煤耗可达到314.8g/kWh，厂用电率可达到4.95%。机组供热比按12.77%核算，可完成供电煤耗约为297.2g/kWh。同时机组铭牌出力提高到330MW。引风机与增压风机合并改造；送风机双速改造；低氮燃烧器改造，造成灰渣可燃物升高；凝结水泵电动机变频改造（一拖二）；电动给水泵改为汽动给水泵。1.1.汽轮机热耗率高；汽轮机热耗率高；2.2.三台三台50%50%凝结水泵中只有一台变频；凝结水泵中只有一台变频；3.3.热力及疏水系统存在内漏热力及疏水系统存在内漏；；前置泵功率过大；前置泵功率过大；4.4.水塔配水不均，性能差；水塔配水不均，性能差；5.5.循环水泵耗电率高；循环水泵耗电率高；6.6.蒸汽吹灰汽源不合理；蒸汽吹灰汽源不合理；7.7.锅炉低负荷再热汽温偏低；锅炉低负荷再热汽温偏低；8.8.暖风器加热汽源能级过高；暖风器加热汽源能级过高；9.9.除尘系统耗电率高。除尘系统耗电率高。汽机篇1.汽轮机通流改造；2.增加附加高压加热器；3.冷端系统综合治理；4.汽动给水泵前置泵节能改造；5.热力及疏水系统综合治理；6.热网循环泵改为汽动泵；7.热网疏水系统改造。汽轮机通流改造采用先进通流部分叶型及汽封设计对汽轮机进行改造，提高机组经济性及安全可靠性；并将机组铭牌出力提高到330MW。通过合理确定设计参数及通流面积，实现宽负荷范围机组运行的经济性。煤耗降低：8.3g/kWh；机组出力：300MW330MW；整体热耗降低：403kJ/kWh8272kJ/kWh7869kJ/kWh；改造范围：高压内缸、高压外缸补充加工、中压隔板套、高中压转子、高中压通流部分、低压内缸、低压通流部分等。负荷范围机组运行的经济性。增加附加高压加热器通过增加附加高压加热器，提高给水温度，保证脱硝装置投运率。给水温度提高：75%THA工况以下20℃左右；SCR入口烟温提高：15-20℃；煤耗：降低1.0g/kWh。冷端系统综合治理通过综合节能改造技术，提高机组冷端系统性能，提高机组真空，降低厂用电率：凝结水泵变频器改造：以前是一拖二，煤耗降低：1.5g/kWh；厂用电率降低：0.161％。现再增加一台变频器。冷却塔改造。循环水泵增容提效改造。真空系统节能改造：增加一台罗茨真空泵。凝汽器清洗及胶球装置改造。汽动给水泵前置泵节能改造汽动给水泵前置泵组整体改造，降低扬程和提高效率，同时也解决了电动机超电流的问题。厂用电率降低：0.096％。热力及疏水系统综合治理经过热力系统优化，可有效减少辅助系统泄漏损失，降低机组煤耗；且系统简化，降低维护和操作工作量，有利于保证剩余阀门严密，有利于长期保持机组经济水平。煤耗降低：1.1g/kWh。热网循环泵改为汽动泵煤耗降低：0.5g/kWh；厂用电率降低：0.34％。对原机组配置的五台电动热网循环水泵的其中两台改为小汽轮机驱动，小汽轮机由采暖抽汽驱动，排汽作为热网循环水的加热蒸汽。热网疏水系统改造利用热网加热器疏水加热热网回水，冷却后接入凝汽器，提高机组供热期经济性。煤耗降低：0.4g/kWh；厂用电率降低：0.014％。锅炉节能综合技术：1.锅炉主、再热蒸汽温度提升改造；2.吹灰汽源改造；3.低温省煤器与暖风器联合系统；锅炉篇3.低温省煤器与暖风器联合系统；4.风机节能改造；5.电除尘器高频电源改造；6.机组运行优化调整试验；7.空预器改造；锅炉主、再热蒸汽温度提升改造12充分利用锅炉现有结构，增加锅炉受热面布置，适当提高主、再热蒸汽参数，提高机组热力循环效率，并解决目前锅炉存在的汽温偏低问题。主、再热汽温提高：23改造范围：对低温过热器、屏式过热器、高温过热器、高温再热器进行改造，保证热负荷分配均匀，范围包括受热面管子、吊架、梳形板、其它结构件等。炉侧：540℃550℃；机侧：537℃545℃；煤耗：降低1.5g/kWh锅炉吹灰汽源改造将吹灰汽源从后屏过热器进口改为壁式再热器出口，降低吹灰能量损耗。同时，减小阀门压差，减少泄漏。煤耗：降低0.1g/kWh。锅炉低温省煤器与暖风器联合系统增设低温省煤器：回收烟气余热加热凝结水及厂区生活水，冬季用于加热热网水。暖风器热源改造：凝结水直接加热暖风器；提高空气预热器进口空气温度，减少汽轮机抽汽，提高机组效率。煤耗：降低4.0g/kWh。风机节能改造采用单级高速离心风机对原有的罗茨氧化风机进行改造；同时通过燃烧和制粉系统的配合调整，将一次煤耗降低：0.6g/kWh；厂用电率降低：0.191％。风量控制在合理范围内，降低一次风机风压，进而降低一次风机能耗。电除尘器高频电源改造通过电除尘器高频电源改造，降低除尘系统耗电率。通过电除尘器高频电源改造，降低除尘系统耗电率。煤耗降低：0.3g/kWh；厂用电率降低：0.10％。机组运行优化调整试验进行锅炉燃烧优化试验，汽轮机调节阀控制优化试验，滑压优化试验，冷端优化试验，制粉系统优化试验，增加一氧化碳在线测量装置。煤耗降低：1.0g/kWh；空预器改造目前空气预热器主要存在以下问题：热端转子隔仓板开裂严重。冷端蓄热元件腐蚀严重，空预器整体换热效果差。一、二次风温偏低40℃，排烟温度偏高10℃。空气预热器漏风率在15~20%之间，偏大，经济性差。煤耗降低：1.34g/kWh；厂用电率降低：0.3％。改造方案：针对转子主结构出现开裂状况，进行整体更换。提高材质等级、优化结构布置、完善焊接工艺。受热面重新布置：将原空预器四段布置改为三段布置。高温段受热面利旧，中温段受热面更换为换热效果好的板型，低温段受热面更换为大通道、阻力系数低的板型。密封改造，对径向、轴向、旁路、静密封等系统进行整体优化。提升灵活性改造临河热电厂1、2号锅炉不投油的最低稳燃负荷为150MW；根据国家能源局综合司文件《国能综电力[2016]397号》，临河热电厂作为国家能源局指定的提升火电灵活性改造示范试点电厂之一，原则上在2016年底完成项目改造，实现纯凝工况30～35%额定负荷的深度调峰能力。荷的深度调峰能力。提升火电灵活性改造考虑以下几个方面：低负荷稳燃能力、锅炉受热面金属壁温；宽负荷脱硝改造；汽轮机侧供热改造；机组灵活性改造控制技术。谢谢！欢迎各位领导、专家到临河热电厂指导交流工作。编辑：张喜来审核：班铁军批准：纪煜