外三重大技术创新和项目优化(共6页).doc

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1、精选优质文档-倾情为你奉上外高桥第三发电厂21000MW超超临界机组技术创新和项目优化摘要外高桥电厂三期 21000MW超超临界机组工程在其建设过程中实施了多项重大技术创新和设备/设计/工艺优化。其内容涉及:FCB技术和防 S.P.E技术,主辅设备选型、主系统设计和安装运行工艺的优化,节能技术,锅炉冲管、启动准则和运行模式的更新等一系列领域。在取得优化效益的同时，还对一些传统的设计理念和运行模式有所实破。关键词 FCB；S.P.E；设备/设计/工艺优化；直流锅炉蒸汽加热启动法；空气预热器密封技术引言上海外高桥三期 21000MW超超临界机组工程 (以下简称 “外三”工程)的 2台机组已先后于

2、2007年 12月 17日及 2008年 4月 28日并网发电,并于 2008年 3月 26日及 2008年 6月 7日顺利完成 168h连续满负荷试运行,以及在此前所进行的 75%和 100%负荷 FCB试验。第 1台机组从吊装锅炉第 1根钢柱到并网发电共用了 24.5个月;第 2台机组的进度紧随其后,2台机组投入商业运行的时间仅相差不到 3个月,这在国内百万千瓦机组建设速度中位居前列。 “外三”工程的突出亮点是在建设过程中由业主牵头组织实施了多项重大技术创新和设备/设计优化。在业主的创意、策划和统一组织领导下,各参建单位都积极参与了这些创新和优化项目设计部分的具体实施或论证确认工作。从设计

3、监理角度而论, “外三”工程建设中所实现的多项重大技术创新和设计优化是具有推广或参考价值的,同时也对现行火电厂设计标准、设计规范、传统的以及其他流派的设计理念提出了新的挑战。本文介绍该工程建设中所实现的重大技术创新和设备/设计优化。 1主设备选型 1.1在充分吸取“外二”工程 2900MW超临界机组成功实践经验的基础上 ,采用了塔式锅炉、 SIEMENS单轴反动式四缸四排汽的机型、100%容量/带安全功能的高压旁路和具备 FCB功能的保护系统等,构成一整套符合先进引进技术规范的主设备和主系统配置方式。 1.2在机型、机组蒸汽初参数和运行方式选择上,对中标机型进行了全面优化1。1.2.1基本机型

4、的优选。对采用预节流调频(“外二”工程 900MW机型)和带补汽阀调频(玉环 1000MW机型)这 2种无调节级的滑压运行机型进行了比选,为兼顾一次调频与滑压运行经济性,选用了开启点参数优化后的补汽阀调频-滑压运行机型。 1.2.2基本参数选择的优化。在玉环 1000MW机组选型及参数选择工作的基础上,结合当地全年平均冷端温度运行图进行分析,将补汽阀开启点选定为 TMCR工况 (相当于夏季最高冷却水温时对应的额定功率),以保证在全年的 1000MW及以下工况可不开补汽阀。而为了使在其他较低冷却水温度运行工况下,与额定功率对应的汽轮机运行初压又不致于过低而影响到循环效率。将本工程主蒸汽的初压定为

5、 27MPa,比国内其他几个百万千瓦机组的参数高。 1.2.3滑压与定压(开补汽阀)分界的优化。优化后的分界点不按功率分,而采用压力准则,此时与平均冷却水温相对应的最高滑压功率可达 1043MW,且冷却水温愈低最高滑压功率愈高。当汽机主汽门前压力不大于 27MPa时,采用纯滑压运行,与负荷及冷却水温无关。 1.2.4再热蒸汽系统压降的优化。通过对再热蒸汽管道的设计优化,将再热蒸汽系统的压降从国内现行设计规范中的 10%高压缸排汽压力降到大约 7%,机组热耗可下降 18kJ/(kWh)。 1.2.5冷端温度及背压的优化。根据全年冷却水温运行图,将本期冷却水温选定为 19,与此对应的汽机设计背压从

6、 4.19kPa/5.26kPa下降为 3.86kPa/ 4.88kPa,热耗可下降 19kJ/(kWh)。 1.3最终选定的机组蒸汽参数为:锅炉出口 27.9 MPa(g),605/603;汽机入口 27MPa(a),600/600;蒸汽流量为 2955t/h(最大)。在机组的热经济性上 ,机组优化前的设计热耗率为 7 320 kJ/(kWh)(THA保证值),按考核点的汽机热耗率与玉环 7 316 kJ/(kWh)处于同一水平上。据测算,优化后的机组额定热耗率将下降 37kJ/(kWh)以上,而由上述优化分析可以预计,实际运行热耗将进一步降低 2431kJ/(kWh)。 1.4机炉出力匹配

7、基准的优化:按全年实际冷端温度运行图优化了机组额定工况 TRL与设计工况 THA、TMCR、BMCR之间的容量匹配。其结果与国内大型火电机组通常采用的准则相比有所不同,见表 1。 2.技术原则拟定和论证澄清 2.1 FCB功能的必要性着眼于高参数超超临界机组特点,从前瞻性角度分析大机组实现 FCB功能的必要性2。 2.1.1对于高参数的超超临界机组来说,高温蒸汽氧化和固体颗粒侵蚀(S.P.E)是一个危及锅炉和汽轮机安全经济运行的关键技术问题,使机组具备 FCB功能则可最大限度地达到减少锅炉启停次数,是防治 S.P.E的有效手段。相对于亚临界机组来说,超超临界机组对 FCB功能的利用率将要高得多

8、。 2.1.2对于以煤电为主、缺乏水电支撑的电网,若有部分大型火电机组具备 FCB功能,在电网故障时机组可维持小网或作为黑启动电源快速恢复电网运行,这对于电网和电厂的安全运行来说都有很大实际价值。从国内有的电厂在高负荷工况下多次成功实现 FCB的实例表明,FCB不但有其实用价值,而且对减少机组误停,减缓温差应力,降低能耗都有贡献,可以认为 FCB功能的价值体现于“功在电网,利在电厂”3。 2.2 FCB功能的可行性立足于“外二 ”工程实践经验 ,分析 1000MW机组实现 FCB功能的可行性。根据“外二”工程 900 MW机组上成功实施事先无人工干预的 FCB实践经验,确认在采用 100%高压

9、旁路及大容量低压旁路这一前提条件下,通过合理设计,在技术上是完全能够实现 FCB功能的。应该指出,与常规的带调节级汽轮机相比,SIEMENS设计的无调节级汽轮机也为实现 FCB的可行性创造了更有利的条件。 2.3通过可行性论证工作澄清的问题 2.3.1以庞大的旁路系统容量为代价来实现停机不停炉功能是否值得的问题。在设备招投标阶段对全容量高压旁路和 40%高压旁路加过热器安全阀这 2个方案进行了技术经济比较,发现这两者在投资上是基本相当的,而从可能实现的功能来说,全容量高压旁路方案具有无可比拟的明显优势 (当对全容量高压旁路配置调节型再热器安全阀时,其投资稍有增加)。 2.3.2为实现停机不停炉

10、功能需要在发电机出口装设断路器而增加投资问题。“外三”工程发电机出口装设了断路器 GCB,主要是为了使机组从启动到并网发电,可直接从主变倒送取得启动电源,无须进行厂用电源的切换,大大提高了机组运行的安全可靠性,并简化了备用电源的容量和接线。而且由于发电机断路器是三相机械连动,减少了主变高压侧断路器非全相操作造成的危害,同时也给停机不停炉创造了方便条件。 2.3.3高压热源引入除氧器的安全风险问题。以往在超临界机组上有过因高压热源引入除氧器而发生设备部件损伤或潜在安全隐患的报导。但通过调研得知这些案例都发生在锅炉启动凝结水高压回路上,且属于接口设计配合中存在的问题。而 FCB工况下除氧器紧急汽源

11、系统是按照 SIEMENS设计准则来设计的,所配置的调压阀是符合欧盟标准的所谓“负安全阀”,在结构上具有安全功能,阀门若能被打开,同时也就具备了安全功能。万一在正常运行时误开该阀,只要除氧器压力升高阀门即能可靠自动闭锁,这与上述锅炉启动凝结水高压回路上所配置减压阀本身不带安全功能的设计是完全不同的,故可认为并不存在安全隐患。 2.3.4为机组实现 FCB功能而要求给水泵容量选择超大火规标准问题。对于已配置 100%容量带安全功能高压旁路的机组来说 ,即使不考虑机组 FCB功能,给水泵容量的选择也应满足“电力工业锅炉压力容器监察规程”中的有关规定。对装有 100%高压旁路并为安全-旁路三用阀的直

12、流锅炉来说,给水泵设计容量的选择是基于安全要求,而并非基于 FCB的要求,否则,不仅在汽轮机甩负荷工况下要停机停炉,而且因其他原因引起高旁阀超压起跳时也要启动停炉停机程序,实际上是大大降低了采用 100%容量高压旁路的价值。 2.4 全面落实与机组实现停机不停炉及带厂用电运行相关的一些设计技术原则 2.4.1机组连锁保护的设计。在以往火电机组工程设计中多采用炉、机、电相互连锁跳闸的横向大连锁保护方式,这种连锁方式中,机、炉、电中任何一处跳闸即导致机组连锁停机,这与 FCB要求之间是不相兼容的。本期设计中参照欧洲流派的设计理念,采用了单向大连锁方式,即(1)停线(路)不停电,即 FCB; (2)

13、停电(发电机)不停机,即甩负荷;(3)停机不停炉。这种连锁保护方式在“外二”工程 900MW机组已经积累了成功实践经验。 2.4.2配置调节型再热器安全阀。考虑到高负荷工况下 FCB时若配置常规再热器安全阀只能全开,这将导致大量蒸汽被排至大气,加剧了工质不平衡及噪声污染,为此采用可控的调节式安全阀,当开启时按不超压原则控制其排量。 2.4.3厂用电切换方式。由于在发电机出口配有出口开关,为机组实现 FCB提供了方便,厂用电切换与否可视情况而定,只有在主变或高厂变本身故障时,才需要进行厂用电切换,其他情况下(如发电机故障或线路故障)均不需要进行厂用电切换。2.4.4汽动给水泵汽源快速切换。采用具

14、有特殊内切换功能的专用小汽轮机,当 FCB工况时,再热蒸汽这路汽源的调门可自动开大并维持给水泵的正常运行,确保了汽源切换期间(1)锅炉煤水比的不平衡仍在允许范围内,即汽温不超标;(2)锅炉水动力的稳定,即水冷壁出口温度控制在允许值内。 2.4.5除氧器水箱容量问题。针对直流锅炉没有汽包这一特点,除氧水箱作为汽水循环中主要的蓄水和缓冲环节,其容量配置标准应高于汽包锅炉。根据 “外二”实践经验,本期设计中将除氧器水箱容量调高至 6min的锅炉蒸发量。 3设计优化 3.1高度重视超超临界机组在长期运行中所存在的高温蒸汽氧化和固体颗粒侵蚀 S.P.E这一突出的技术难点,除了从机组选型、旁路容量、机组甩

15、负荷工况保护系统的设计进行优化外,还在主蒸汽管路终端增设了 20%BMCR附加旁路的完善化设计措施。 3.2采用了“直流锅炉蒸汽加热启动法”这种全新理念的锅炉启动方式。机组冷态启动时的给水温度从传统的 90100 提高到 215240 ,为此设计了专用的锅炉加热系统及新的机组启动操作程序 (图 1)。 3.3给水系统中采用了(1)取消电动给水泵;(2)设置单台 100%容量的汽动给水泵;(3)设置 100%容量的单列高压加热器等新的优化配置方式,使之达到既简化系统,节省投资,又降低热耗的目标。 3.4电气系统设计中进行了下列优化:(1)厂用电启动/备用电源接线的简化。在业主建议下, “外三”

16、设计中利用二期 10kV及 3kV备用电源下设的公用段上的富裕容量引接三期的安全停机备用电源,不考虑专设高压备用变压器。(2)厂高变选型的优化。业主牵头组织设计单位经过反复计算,根据 500 kV系统电压变化范围考虑到各种运行工况及发电机 AVR的控制方式,最后确定厂高变不必采用带负荷调压,采用一般无载调压的变压器即可满足各种运行工况下电压偏移的要求,既节省了近 30%的变压器投资,又提高了变压器运行的安全性、可靠性。工程投产后经过多次启动、并网发电及 FCB试验等,电压波动平稳,实践证明是可行的。(3)对电缆工程设计的优化。在业主的倡议及组织下,设计院对 “外三”电缆工程的设计优化进行了论证

17、,计算表明:对 10kV、3kV电缆大于 120 mm2的回路和 400V大于 95mm2的回路来说,采用单芯比采用三芯电缆更经济;对低压动力电缆由 PVC改为 XLPE电缆,由于允许的工作温度提高,同样截面的电缆载流量得以提高。在敷设条件上,尽量因地制宜地考虑减少各种降低容量的敷设系数,在施工及订货过程中要求逐根丈量准确长度,从而实现了整个电缆工程设计的优化。 3.5在主厂房布置设计中进行了下列优化:(1)“除氧器-给水泵”布置标高的优化:将给水泵的布置标高从传统的汽机房运转层(+17m)降到+8.6m层;将除氧器标高从 46.5m层降到 40.5m层。优化方案不但降低了主厂房的土建造价,也

18、为给水泵小汽轮机排汽配置独立凝汽器系统创造了有利条件。(2)高压加热器布置顺序的优化。国内以往工程设计中,按布置标高层大多采取:A6高加 (+25m层)A7、A8高加+8.6m层和运转层这种方式,此时给水管道和高加疏水管道上下往返窜插,布置与工艺流程不相适应。本工程改为在除氧间+25m层布置 A6高加,运转层上布置 A7、A8高加,这一布置方案减少了管道投资费用,且更加符合与工艺流程配合顺畅合理的要求。 3.6四大管道设计中进行了设计参数、流速取值、管件选择、与主机接口受力配合、疏水和暖管系统、保温设计标准等多方面的优化,使管系压降、应力、造价适应机组变工况运行性能等指标都能控制在一个稳妥而先

19、进的水平上。 3.7设置了脱硫增压风机的烟气旁路,以便在低负荷工况下有可能采取停用增压风机而不停脱硫吸收塔的运行方式(实际运行中,当机组负荷在 530MW以下时,可实现增压风机旁路运行方式,此时只投 1台引风机)。 3.8为实现低污染排放发电,设计中除配置高效率湿法脱硫装置外,对降低烟气氮氧化物排放则采取了:(1)锅炉配置低 NOx同轴燃烧系统(LNTFSTM);(2)制粉系统按 “细煤粉燃烧技术 ”要求 ,煤粉细度达到 200目筛通过率不小于 85%(R9010%);(3)对 2台 1000MW锅炉按 1台预留 1台同步建设的方式配置 SCR烟气脱硝系统;(4)根据本工程燃用“高钙煤”的特点

20、,择优选用高性能催化剂等多种技术措施,使 NOx排放浓度设计值达到国际上的先进水平。 3.9烟气脱硫流工程中取消了 GGH,与此同时在烟道布置及增压风机选型中均预留了在脱硫吸收塔前安装全容量低温省煤器的方案。论证分析表明,若低温省煤器选型得当,采用这一系统可能获得2g/(kWh)节能和 63t/h节水的效益。 4施工安装 “外三”工程 1000MW塔式锅炉安装中参考了德国的经验而又有所改进。对主钢架吊装加大了吊机的配置,主吊机采用引进 1台 M1280D塔吊,其最大额定起重能力为 140t,布置在锅炉中间为主吊机,锅炉主钢架吊装完成后直接进行受热面吊装。与 “外二”工程相比,锅炉从主钢架吊装到

21、受热面吊装之间的工期缩短了 5个月,对整个工程施工进度的加快起了至关重要的推动作用。 5冲管启动并网 5.1利用外来蒸汽加热锅炉,形成热水、热风、热炉膛这一新颖启动方式在冲管阶段得到十分成功的应用。7号炉整个冲管阶段的 8次稳压冲管过程中,点火燃油耗量为 185t,而 8号炉仅为 60t,仅为 600 MW机组冲管耗油量指标 3500t的 1.7%5.3%。与其他节油方式相比,本工程为实现节油目标而增加的投资最少且运行安全性更好。 5.2利用静压实现了不用启动给水泵的无动力向锅炉上水及进行热态清洗的方式,不但节约了能耗,而且其清洗效果远优于传统的清洗方法。 5.3大型汽动给水泵实现低速启动及全

22、程调速运行方式:根据制造厂原设计,为避开临界转速区所采用的给水泵组最低运行转速应为 2700r/min。简化给水系统的控制方式,降低启动阶段的能耗,业主方研究提出了低速启动和运行理论,通过与供货外商沟通协调,得到了外方支持。从机组启动调试至今的每次启动中都成功地实施了全程调速这一新的运行方式。5.4对冲管操作参数的优化问题进行了专题性试验探讨,发现冲管温度,尤其是水冷壁出口温度的改变对冲管效果有着极为明显的影响。通过试验可以解释为什么有些机组通过冲管后,启动期间仍出现锅炉受热面因杂物堵塞导致频繁爆管的原因,这表明了传统冲管理念的不足。并可推论,对于超超临界机组的冲管理念应当加以更新,除了符合动

23、量准则外还应制订相应的温度准则。 6带负荷调试和 168h阶段 6.1邻汽加热启动技术的成功实践 “外三”工程在试运行阶段中对直流锅炉加热启动法和稳燃方法这种专利技术进行了成功的实践,并取得了下列成果: (1)试验期间锅炉启动质量流量从传统的 30% BMCR降为 15%BMCR。(2)由于启动期间锅炉水动力工况的改善及水冷壁启动流量大幅度降低等原因,启动期间未使用炉水循环泵,电厂已决定取消此泵,这也为简化和优化直流锅炉的启动系统开拓了一条新途径。 (3)由于锅炉在点火时炉膛已被均匀加热至相当的温度,使通常的冷态启动变为热态和热风启动。因锅炉点火稳燃和烟风系统运行条件大大改善而产生了下列效益:

24、启动阶段的厂用电率大幅下降,只有“外二”机组的约 1/5;最低断油稳燃负荷大幅降低,7号炉达到 19.1%BMCR,8号炉达到 8.3%9%BMCR;点火油枪燃烧工况明显改善,可以提前投入电除尘器,使启动过程更加符合环保要求;启动期间空气预热器工作温度上升,热变形增加到接近正常工况,使启动工况下的冷端漏风率大大降低;避开了通常启动工况所存在的低温时段,大大降低了空气预热器低温腐蚀和堵灰的危险。SCR不必担心启动阶段因低温烟气造成催化剂中毒失效的危险。 (4)燃油消耗量大幅度降低,2台机组调试过程中总耗油仅约 1000t,远低于现行规定中对同类型机组的油耗定额指标(26700t)。 6.2锅炉空

25、气预热器密封系统采用创新技术 “外三”工程在试运行期间还对锅炉空气预热器进行了技术改造,采用了国内首创的全向柔性密封技术。改造后的空预器漏风率降到了不大于 3% 4%,且保持稳定。由于烟气系统漏风率较大幅度地降低,带来了机组在全负荷工况下三大风机电耗远低于额定值的实际效益。 7结语 “外三”工程 21000MW超超临界机组在建设中所采用的上述技术创新和设备/设计/工艺优化项目,除低温省煤器这项技术尚处于单项建设过程中而外,基本上都已经受了 168h试运的考验,并取得了实际效益的验证。据性能试验初步结果,机组热耗水平显著低于设计值,已超越了预计的优化目标。尤其是实际运行指标的先进性更为突出 ,机组最高出力达到 1112MW;第 1台机组在 2008年 45月份平均负荷率为 80.8%时的实际供电煤耗为 287 g/(kWh);带脱硫厂用电率为 4.15%;均超越了同类型机组的实际运行水平。8 参考文献1 冯伟忠.1 000 MW超超临界机组的综合优化和技术创新外高桥电厂三期工程的节能减排之路J.上海电力, 2007.(5).2 冯伟忠. 大机组实现FCB 的现实性及技术分析J. 中国电力,2005.(2).专心-专注-专业