国电汉川电厂三期扩建工程冷端优化_发电厂冷端优化

2020-02-28 其他范文下载本文

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国电汉川电厂三期扩建工程冷端优化

摘要:降低机组的标煤耗率，提高机组的热经济性，拟对国电汉川电厂三期扩建工程进行冷端优化，本文对两种优化方案进行了技术经济比较和分析。

关键词:冷端优化;技术经济比较

中图分类号：TK264.1 文献标识码：A文章编号：概述

国电湖北汉川电厂一、二期装机4×300MW，三期扩建2×1000MW超超临界燃煤发电机组，同步配套建设烟气脱硫、烟气脱硝设施。

近年来，随着我国经济的快速发展，对能源的需求不断增加，有效地提高发电厂热效率、降低煤耗至关重要。冷端优化方案

2.1 主机型式及参数

本工程三大主机型式及参数如下：

(1)锅炉：采用东方锅炉厂生产的超超临界参数变压直流炉，主蒸汽出口压力为27.56MPa(a)，温度为605℃，最大蒸发量为2991.3t/h，锅炉BMCR工况保证效率为93.6%。

(2)汽机：采用上海汽轮机有限公司汽轮机，超超临界，主蒸汽进口压力为26.25MPa(a)，温度为600℃，THA工况主蒸汽流量为2708.7 t/h，THA工况下保证热耗为7347kJ/kW.h。

(3)发电机：采用上海汽轮发电机有限公司发电机，水-氢-氢冷却，无刷励磁。

(4)循环冷却水系统：采用自然通风冷却塔二次循环供水系统，补给水取自二期工程循环水泵前流道。

2.2 电厂水源

电厂目前的装机容量为4×300MW，取水水源为汉江。取水比值a=100/156=0.64，取水比较困难，加上电厂直流排水中携带有大量的废热，增加对环境的不利影响。

2.3 优化方案

本期工程5号机组凝汽器采用双背压、双壳体、对分单流程表面式凝汽器，通过循环水系统优化和冷端优化后，冷却水进口设计温度为22.6℃,确定凝汽器设计平均背压为5.3kPa(a)，凝汽器换热面积为58000m2，循环冷却水量为28m3/s（100800t/h）。

为了降低6号机组的标煤耗率，拟对6号机组循环水系统和凝汽器进行技术经济比较，并对以下方案进行技术经济比较。

方案一：凝汽器换热面积保持58000m2，换热管内冷却水流速提高至2.43m/s，凝汽器设计平均背压可降至5.11kPa(a)，循环冷却水量需增加3.06m3/s（11000t/h）,凝汽器水阻增加18kPa。每台循环水泵的设计流量需提高至10.82m3/s，设计扬程需提高至27.6mH2O，电机额定功率为3800kW。

方案二：凝汽器换热面积增大至60000m2，换热管内冷却水流速为2.35m/s，凝汽器设计平均背压可降至5.08kPa(a)，循环冷却水量需增加2.78m3/s（10000t/h）,即冷却水量达到30.78m3/s（110800t/h），凝汽器水阻增加10kPa。每台循环水泵的设计流量提高至10.82m3/s，设计扬程提高至26.9mH2O，电机额定功率为3800kW。

对上述二种方案，由于循环冷却水量加大，凝汽器平均背压降低，供水冷却塔面积需要由13000m2增加至15000m2，增加初投资约1000万元。

2.4 机组热经济性影响

通过冷端优化后，机组设计平均背压每降低0.1kPa，机组热耗值将减少约4 kJ/kW.h。优化方案一设计平均背压降低了0.19kPa，THA工况下机组热耗值将减少约7.6kJ/kW.h，机组热耗值约为7328.4 kJ/kW.h。优化方案二设计平均背压降低了0.22kPa，THA工况下机组热耗值将减少约8.8kJ/kW.h，机组热耗值约为7327.2 kJ/kW.h。

凝汽器循环水量和凝汽器水阻的增加，方案一3台循环水泵共增加功率1541kW，厂用电率约增加0.154%，方案二3台循环水泵共增加功率1220kW，厂用电率约增加0.122%。技术经济比较

3.1 电厂初投资比较

对于上述方案，设备初投资增加的费用列表如下：

3.2 热经济性比较

6号机组经过冷端优化后，可有效降低机组热耗，但由于循环水泵耗功增加引起厂用电率有所增加。现将这二种方案的机组热经济性与5号机组进行比较：

说明：每吨标煤价按1000元计算。技术经济分析

通过上述技术经济比较可见，二种方案的技术经济指标比较接近，虽然方案二电厂初投资增加较多，但其技术经济指标更优，年节省燃料费用约160万元，与方案一相比年节省燃料费用约20万元。

4.1 机组经济性分析

按照机组运行年限20年，贷款年利率为7.02％，根据费用现值比较法进行综合经济比较，结果如下：

方案一：

按年值法进行比较，则该优化方案比5号机组每年可节省费用:

2）方案二：