350MW超临界循环流化床电厂热经济指标优化李传永（山东电力工程咨询院有限公司，山东济南250013）摘要：本文借鉴国内同容量机组的设计经验，采用定性和定量的分析方法，对神华河曲2×350MW超临界循环流化床燃煤机组给水泵配置方案进行了优化选择，该优化方案满足了电厂安全、经济、实用以及降低工程造价的需要。
关键词：给水泵、上排汽汽轮机、泵同轴CFBThe Optimum Selecting Collocation of Feed Water Pump in SHENHUA HEQU 2×350MW CFB Power PlantLi Chuanyong(Shandong Eclectic Power Engineering Consulting Institute Corr, LTD, Shandong, Jinan, 250013)Abstract: Referencing the design and operation of the domestic same capability units and using qualitative and quantitative analysis, this article discussed the optimum selecting collocation of feed water pump in SHENHUA HEQU 2×350MW CFB power plant. The optimum result can satisfy the need of cogeneration plant in safety, economic, practical and decreasing project cost.Keyword:feed water pump upper exhaust steam turbine coaxial pump CFB0 前言本文结合国内外超临界技术发展的最新状况及趋势，对神华河曲2×350MW超临界循环流化床燃煤机组热经济指标的优化进行探讨，提出达到国内同类型机组一流热经济指标的几种可行性技术措施。
原THA汽机热耗为8020 kJ/kW.h，通过一系列综合技术措施，对于半干法脱硫方案，汽轮机保证工况热耗率减少87.86 kJ/kW.h，到7932.14kJ/kW.h，发电煤耗优化302.69g/kW•h，根据电气专业提供的6.23%厂用电率，计算供电标煤耗为322.80 g/kW •h。
对于湿法脱硫方案，汽轮机保证工况热耗率减少126.86 kJ/kW.h，到7893.14kJ/kW.h，发电煤耗优化301.2g/kW•h，根据电气专业提供的6.45%厂用电率，计算供电标煤耗为321.97 g/kW•h。
1.工程概况1.1 项目名称：神华神东电力河曲2×350MW低热值煤发电新建工程EPC总承包项目。
1.2 项目地址：工程位于山西省的西北部，忻州地区的河曲县境内。
河曲县东与偏关、五寨县紧连，南与保德、岢岚县毗邻，西邻黄河与陕西省的府谷县、与内蒙古自治区的准格尔旗隔河相望,距省会城市太原362公里。
1.3 项目规模：本工程属新建性质，建设规模为2×350MW 凝汽式超临界汽轮发电机组，冷却方式采用表面式间接空冷，锅炉采用循环流化床锅炉。
二期扩建2×660MW 机组。
1.4 主机方案锅炉：超临界直流燃煤锅炉、循环流化床燃烧方式，一次中间再热、单炉膛紧身封闭布置、平衡通风、固态排渣、全钢架结构、水冷滚筒式冷渣器。
汽轮机：超临界、一次中间再热、两缸两排汽、单轴、表面凝汽式间接空冷机组。
主机参数为24.2MPa •a/566℃/566℃。
2. 热经济性指标定义按照《大中型火力发电厂设计规范GB50660－2011》标准，火力发电厂的热经济性指标是用全厂发电热效率fnη或发电标准煤耗率fnb 来评价的：510fn qn gl gd ηηηη=⨯fn η——机组设计发电热效率（%）； qn η——汽轮发电机热效率（%）；glη——锅炉效率，取用锅炉设备技术协议中明确的锅炉效率保证值（按低位热值效率）（%）；gdη——管道效率（%），取99%；全厂热效率fnη和供电标准煤耗率fnb 指标之间的关系如下：50.12310fn fnb η=⨯ g/kW.h3. 汽轮机热耗率本工程汽轮机THA 工况热耗为8020kJ/kwh 。
4. 锅炉热效率本工程锅炉效率90.44%，此效率为循环流化床锅炉排红渣条件下效率，即冷渣器热量回收（排冷渣）不考虑到锅炉效率中。
5.热力系统优化5.1 主汽、再热系统压降优化为了降低主蒸汽系统、再热系统的压降，采取以下措施：（1）合理的选择主蒸汽及再热蒸汽系统的管道规格；（2）优化布置，缩短主蒸汽、再热热段、再热冷段管道长度；（3）采用内径管道，选择合适的管道粗糙度；（4）在主蒸汽管道上不装设流量测量喷嘴，在锅炉两级过热器之间设置流量测量装置测量主汽流量，降低主蒸汽管道压降；（5）优化选用Y型三通、弯管，以降低局部阻力。
通过对主要管道的压降优化，在THA工况下，主蒸汽管道的压降为0.586MPa，为汽轮机额定进汽压力（24.2MPa（a））的2.42％；再热系统的压降为0.384MPa，为汽轮机高压缸排汽压力（4.429MPa（a））的8.67％，均满足现行《大中型火力发电厂设计规范》（GB50660-2011）。
相应汽机热耗率可降低约5.4kJ/kW.h，节省标煤耗约0.18g/kW.h；整个再热系统的总压降由10％优化至8.67％后，汽机热耗率可降低约7.46 kJ/kW.h，节省标煤耗约0.25g/kW.h。
主汽、再热系统管道优化总共可降低汽机热耗12.86 kJ/kW.h，节省标煤耗约0.43g/kW.h。
5.2 回热系统优化5.2.1 增设3号高加外置蒸汽冷却器由于三段抽汽过热度比较高，在省煤器入口增设一50%给水通流量的3号高加外置蒸汽冷却器，用三段抽汽先加热进入省煤器入口的高压给水，然后蒸汽再进入3号高加继续加热给水，最终提高进入锅炉的给水温度，提高机组热效率。
经和汽机厂初步配合，各负荷下给水温度约提高4.1℃，经锅炉厂初步核算，由于给水参数变化不大，对锅炉安全性没有影响。
经济性方面，汽机热耗减少约19kJ/kW.h。
单台机组发电标煤耗减少约0.65g/kW.h。
5.2.2 高压加热器端差优化目前，国内建设的350MW超临界机组均配3台高压加热器，为利用汽轮机1、2、3段抽汽的过热度，这些高压加热器均内设过热蒸汽冷却段。
高压加热器设计上端差沿用上世纪80年代引进美国技术设计制造300、600MW亚临界机组的数据，分别为－1.7℃，0℃，0℃。
通过对350MW机组1、2、3号高加参数进行分析，选取了两组上端差值，并进行了核算，结果如下：从上表可以看出，高加端差优化后，汽机热耗有一定的减少，但是并不是非常显著，而且还涉及到高压加热器的设计制造的修改。
经与高加厂进行初步交流，如果高加采用上端差（－1.7℃，－1℃，－1℃），是比较容易实现，初投资也基本没有变化；但如果高加上端差进一步降低则较难达到，而且需要根据具体的热平衡参数进行仔细核算。
因此，可在高压加热器招标时，将高压加热器端差作为评标的重要参数，要求投标方进行优化，以便最大可能的降低汽轮机热耗。
5.2.3 冷渣器余热利用系统通过热经济性计算比较，采用凝结水作为冷渣器的冷却水，可以将锅炉排渣的余热回收到回热系统中，减少了部分回热抽汽量，在机组进汽量相同的条件下增加了发电功率，提高了机组的热效率，降低了机组热耗。
在用凝结水作为冷渣器冷却水的方案中，冷渣器与6号低加并联的接入方式热经济性最好。
降低机组热耗55 kJ/kW.h，折发电标准煤耗1.88g/kW.h。
5.2.4 锅炉排烟余热利用系统按业主要求，采用半干法脱硫方案时不采用烟气余热利用措施。
本部分针对湿法脱硫方案而设置。
在空预器后除尘器前设置低温省煤器，通过传统的低温省煤器回收锅炉排烟余热。
根据烟气与凝结水换热平衡计算，低温烟气换热器烟气侧入口烟温为135℃，烟气侧出口温度为105℃，烟气温度降低约30℃，可以将400t的凝结水由90.34℃加热至122.7℃。
该系统在本工程应用后，可带来以下显著效果：（1）降低锅炉排烟温度30℃。
（2）降低机组热耗39 kJ/kW.h，折发电标准煤耗1.3g/kW.h。
（3）可以大大减少脱硫吸收塔系统的蒸发水量。
据初步核算，本工程两台机组脱硫蒸发水量比不设置低温省煤器减少蒸发水量约45t/h。
5.2.5汽动给水泵前置泵同轴配置方案本工程推荐采用2×50%容量的汽动给水泵方案，采用上排汽汽轮机拖动，且前置泵由主泵通过变速箱及联轴器驱动。
本方案取消了电动前置泵，减少厂用电约400KW，占厂用电率的0.11%。
6.降低厂用电率电气专业《厂用电率优化专题报告》7.优化结果汇总7.1优化结果汇总汽机热耗优化成果见下表：注：各优化措施热耗降低值均相对基准（THA）热耗计算。
7.2 优化后机组热经济指标经过上述一系列优化后，全厂热经济指标计算结果如下：主要参考文献《热力发电厂》郑体宽中国电力出版社2001《泵与风机》郭立君中国电力出版社1997《大中型火力发电厂设计技术规程》GB50660－2011《火力发电厂初步设计设计深度规定》DLT 5427-2009作者简介：李传永（1979-）男，工程师，从事火电、新能源勘察设计及研究工作。