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1000MW和1350MW汽轮机内蒸汽膨胀过程比较示意:
通过热力学计算,比较1350MW二次再热机组高低位布置方式(方案一)与1000MW二次再热机组传统布置方式(方案二)的热耗,其结果为:
(1)方案一大幅降低主蒸汽管道压降和再热系统压降而降低的热耗,降低热耗值42kJ/kWh;
(2)方案一的二次再热压力可取最佳值,抽汽口布置方面的优化降低热耗33.4kJ/kWh;
(3)方案一提高了低压缸末段蒸汽干度而提高了机组效率所降低的热耗23.8kJ/kWh;
(4)方案一对排汽压力(真空)进行了优化,从而降低了机组热耗47.9kJ/kWh。
总之,方案一比方案二热耗共下降147.1 kJ/kWh,折合标准煤耗约下降约5.5g/kWh。由于高低位布置大大缩短了高温蒸汽管道的长度,因而与常规布置的双轴1350MW二次再热超超临界机组设计方案进行比较,前者在进口P92高温大直径管道方面的投资节省约2亿元人民币。
2.3 创新集成
除了高低位布置,平山二期将集成在外三已经成功应用与验证的创新,包括“广义回热”、弹性回热、广义变频中心、凝水和抽汽联合调频、固体颗粒侵蚀(SPE)综合防治系列等创新。
广义回热技术是对传统的汽轮机抽汽加热给水回热技术的发展,其基本原理是通过抽汽加热所有进入锅炉的物质,包括给水、燃料和空气,从而大幅减少冷凝器的冷端损失,提高汽机效率,与此同时,大大优化了锅炉的燃烧性能。广义回热包括“可调式给水恒温回热技术”;“锅炉进风回热技术”;“锅炉送粉回热技术”以及“邻机抽汽回热启动系列技术”等。工程热力学的给水回热循环,其本质也是一种热电联产。
弹性回热解决低负荷下的脱硝。于高压缸处选择一个合适的抽汽点,并相应增加一个抽汽可调的给水加热器,在负荷降低时,通过调节门可控制该加热器的入口压力基本不变,从而能维持给水温度不变,提高汽机效率,还有诸多其他好处。
广义变频中心目的是降低在低负荷下的厂用电率,并在平山二期实现给水泵汽轮机与变频中心的小汽机合二为一,是集中式变频中心的升级版。它利用转速可调的给水泵汽轮机,在驱动给水泵同时,推动一个发电机,根据机组负荷变化,给水泵汽轮机的转速同步改变,从而改变发电机输出的交流电的频率,通过变频母线进而改变连接在其上的所有辅机电动机的电源频率,最终改变辅机转动机械的转速,从而达到减少挡板、阀门节流损失的经济运行目的,更重要的是大大降低了低负荷下厂用电。
这些创新集成将使得供电煤耗降低达10g/kWh左右。
3 高效率的工程
3.1“251工程”
2009年3月,外三启动9号机工程化研究。
早期基于30MPa/600/610/620℃的参数,设计供电效率为48.92%,供电煤耗为251g/kWh,所以称为“251工程”,这是2009年版。其中汽机热耗6947kj/kWh,对应供电效率为47.1%,对应供电煤耗260.8g/kWh;集成创新贡献1.82%的效率增量,相当于降低供电煤耗9.8g/kWh。
3.2 效率优化
随着设计优化,如采用33PMa/600/620/630℃,可以降低供电煤耗约2.5g/kWh。
在参数优化后,1350MW工程的汽机热耗从6947kJ/kWh降低至6882 kJ/kWh,同时, 通过采用一系列创新技术而产生的净效率增加量相应地从1.82%增加至2.3%,使得高低位布置的二次再热机组的设计供电效率从48.92% 增加至49.8%,对应于供电煤耗246.66g/kwh,比251g/kWh下降了4.34g/kWh,尽管人们还是习惯称为“251工程”。
在项目实施过程中,参数可能还有些变化,比如采用610/630/623℃,性能还能稍微提高。
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