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大型燃煤发电机组实现宽负荷工业供汽策略研究
作者:管理员    发布于:2017-08-24 11:21:08    文字:【】【】【

  清洁高效燃煤发电技术中心讯:摘 要:本文以某超临界600MW燃煤发电厂宽负荷范围对外供汽为研究对象,给出四种供汽方案,分别是中、低压缸联通管打孔抽汽方案、主汽抽汽+背压机方案、两级旁路调节抽汽减压减温方案、压力匹配器提升能级方案,分析各方案的供汽能力、供汽经济性,罗列比较各方案。分析认为,实现宽负荷对外稳定、可靠供汽,需多种汽源方案组合应用。

  关键词:600MW超临界,联通管抽汽,压力匹配器,工业供汽。

  1 研究背景

  国家政策[1]鼓励采用供热改造等成熟适用的节能改造技术,对300MW、600MW等级亚临界、超临界机组实施综合性、系统性节能改造,在中小型城市和热负荷集中的工业园区,积极发展热电联产。与此同时,燃煤发电机组年平均利用小时数大幅下降,发电量急剧降低,电厂设备利用效率低。燃煤发电机组进行供热、供汽改造可解决两方面问题,一是满足电厂周边工业园区日益增长的用汽的需求,替代集中供热区域内的低效、高排放的分散燃煤小锅炉,达到节能减排的目的。二是提高燃煤机组的设备利用效率,热、电、汽多元供应,实现多元化经营,增加电厂收益。

  近年来,随着风电、光伏、水电等新能源电力装机容量持续快速增长,要求热电联产机组打破“以热定电”运行方式,参与电网深度调峰,实现灵活性运行,机组实际运行过程负荷波动范围大,运行参数变化大。工业园区内的热用户,由于生产工艺、生产过程的特殊要求,所需工业蒸汽的压力、温度参数相对稳定,然而电厂供汽参数由于负荷波动,存在不能满足工业用汽参数稳定的要求。因此,如何实现大型燃煤发电机组在宽负荷区域,稳定、持续的对外供汽,显得尤为重要。

  2 解决方案

  以某超临界600MW燃煤发电厂为例,目前已通过高温再热蒸汽抽汽经减温减压后对外供汽,供汽压力为1.3MPa,温度290℃,供汽量为100t/h。随着工业蒸汽量的增加,计划对外供应0.9MPa、300℃的工业蒸汽,近期需求量为50t/h,远期需求量为300t/h,由于用汽单位的用汽要求,在电厂宽负荷运行区域(负荷电负荷在300MW~600MW之间波动),对外供汽参数、流量稳定。

  针对该厂的工业供汽需要,以及设备特点[2]制定了一下几种方案。

  1)中、低压缸联通管打孔抽汽+喷水减温方案中、低压缸联通管打孔抽汽后,喷水减温方案(下文称“方案一”),即采用打孔抽汽方式从中低压缸连通管向外引出一根抽汽管道作为供汽汽源,对外供汽。方案示意图见图1。

  2)主蒸汽管路抽汽方案

  为了满足全负荷段工业供汽的需要,作为打孔抽汽方案的补充,设计主汽抽汽背压机+减温减压方案(下文称“方案二”)。即从主蒸汽母管抽取一定量的蒸汽经小机膨胀发电供厂用电系统,最终排汽压力为4.0MPa,经减温减压后满足1.0MPa等级工业用户需要,方案示意图见图2。

 

  3)两级旁路调节抽汽减压减温方案

  两级旁路调节抽汽减压减温方案(下文称“方案三”),即主蒸汽通过高压旁路一部分蒸汽经减温减压后进入再热器,从再热热段将高压旁路蒸汽抽出,经减温减压后满足1.0MPa等级工业用户需要。方案示意图见图3所示。。

  4)压力匹配器提升能级方案

  (1)一段抽汽+压力匹配器方案(下文称“方案四”),即将一段抽汽对应的1号高加停运,对应蒸汽作为压力匹配器的高压汽源引射中压缸排汽,从而满足1.0MPa等级工业用户需要。方案示意图见图4。

  3方案热力分析

  采用机组变工况理论模型[3],对各方案供汽能力、经济性进行系统计算,主要结果如下。

  1)图5给出了方案一抽汽运行工况图,由图可知,实现对外稳定供应0.9MPa工业蒸汽,若抽汽流量为100t/h时,机组最低电负荷为450MW,最高负荷为600MW;若抽汽流量为400t/h时,机组最低电负荷为370MW,最高电负荷为520MW。因此该方案在供汽需求量低于100t/h时,机组电负荷不能实现300MW~600MW灵活运行。

  2)方案二, 450MW工况,主蒸汽母管压力为22.8MPa,主汽母管蒸汽温度为566℃,经节流,背压机进汽压力为13MPa,进汽温度为528℃,背压机排汽压力4.0MPa,背压机排汽温度325.9℃,主汽抽汽做功15.9MW。

  300MW工况,主蒸汽母管压力为15.35MPa,主汽母管蒸汽温度为566℃,经节流,背压机进汽压力为13MPa,进汽温度为557.1℃,背压机排汽压力4.0MPa,背压机排汽温度380.3℃,主汽抽汽做功13.4MW。

  因此,该方案在变工况过程中,适用负荷宽,运行灵活,工业供汽可靠性高。

  3)方案三,450MW工况,主蒸汽母管压力为22.1MPa,主汽母管蒸汽温度为566℃,高旁蒸汽流量为103.9t/h,高旁需投入减温水22t/h,热再抽汽量为125.9t/h,热再减温水流量24.1t/h,对外供出蒸汽150t/h。

  300MW工况,主蒸汽母管压力为14.9MPa,主汽母管蒸汽温度为566℃,高旁蒸汽流量为103.4t/h,高旁需投入减温水22t/h,热再抽汽量为125.6t/h,热再减温水流量24.4t/h,对外供出蒸汽150t/h。

  该方案对锅炉影响小,若使用原有高压旁路系统旁路所需蒸汽,会引起高压旁路阀不可逆吹损,影响正常纯凝工况运行机组的出力能力和经济性。

  4)方案四,1段抽汽流量为73t/h,可抽吸0.64MPa的中压缸排汽流量60t/h,混合后供出0.9MPa蒸汽133t/h;300MW工况,1段抽汽流量为54t/h,可抽吸0.45MPa的中压缸排汽流量18t/h,混合后供出0.9MPa蒸汽72t/h。

  5)方案比较

  1)供汽能力比较

  通过以上分析,总结各方案的供汽能力见表5。

 

  2)热经济性

  各方案的供应工业蒸汽的方式不一样,因此热经济性有差别,各方案与中、低联通管打孔抽汽比较,经济性由高到低分别为中、低压缸联通管打孔抽汽方案、主汽抽汽+背压机方案、两级旁路调节抽汽减温减压方案,压力匹配器提升能级方案。

  表6各方案供汽能力列表

  3)供汽能力比较

  综合分析,总结各方案特点见表7。

 

  6)供汽方案选择

  综合各方面因素分析,可组合方案一和方案四,实现全负荷、全流量范围工业供汽,低负荷小流量供汽可用方案四实现,大流量、高负荷供汽可由方案一实现。该组合方案可实现各方案优点互补,经济性最好。

  4结论

  1)本文以某超临界600MW燃煤发电厂宽负荷范围对外供汽为研究对象,给出四种供汽方案,分别是中、低压缸联通管打孔抽汽方案(方案一)、主汽抽汽+背压机方案(方案二)、两级旁路调节抽汽减压减温方案(方案三)、压力匹配器提升能级方案(方案四),分析各方案的供汽能力、供汽经济性,罗列比较各方案。

  2)方案一同时中、低压联通管抽汽压力为0.9MPa,机组电功率为450MW,联通管抽汽量为400t/h时,机组电功率为370MW。因此,实现全负荷、全流量范围工业供汽需要,需补充汽源。

  3)主汽抽汽+背压机方案、两级旁路调节抽汽减压减温方案可实现机组中、低负荷范围运行范围稳定、可靠的供汽150t/h,但经济性较差,压力匹配器提升能级方案在中在中低负荷可实现对外供汽73t/h以上,可抽吸利用压力低蒸汽,提升蒸汽利用能级,经济性相对较好。

  4)综合分析,可组合方案一和方案四,实现全负荷、全流量范围工业供汽,低负荷小流量供汽可用方案四实现,大流量、高负荷供汽可由方案一实现。该组合方案可实现各方案优点互补,经济性最好。

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