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1000MW超超临界机组经济性指标和节能降耗措施分析发布时间：2022-07-28T08:50:46.995Z 来源：《福光技术》2022年16期作者：张永泉[导读] 随着我国的科技发展水平不断提高，人们对1000MW超超临界机组运行安全性和经济性的要求越来越高。
国能浙能宁东发电有限公司宁夏银川市 751400 摘要：近几年来，由于我国的1000MW超超临界机组的应用和发展越来越广泛，环境污染现象也越来越严重，我国有关部门开始积极推行在保障机组经济性的前提下对机组实行节能降耗的可持续发展战略，因此，对衡量1000MW超超临界机组经济性的指标以及提高机组环保性的措施进行详细的探讨，具有重要的研究价值。
本文旨在对1000MW超超临界机组的经济性指标和节能降耗措施进行探究和分析。
关键字：超超临界机组；经济性指标；节能降耗引言：我国目前仍然以煤炭供电为主要电力来源。
为了能够高效的利用煤炭能源，我国推出了1000MW超超临界机组，这在一定程度上改变了低效率、低能耗的传统的煤炭发电模式，但是伴随着新时期对于环境保护的要求以及对电力的需求的不断提高，人们对于高效率、低能耗的重视程度逐渐上升，因此，1000MW超超临界机组需要迫切的与节能降耗技术进行充分融合，从而实现机组的有效优化，使之与我国的绿色健康可持续发展的战略方向相符合。
1 1000MW 超超临界机组经济性指标随着我国的科技发展水平不断提高，人们对1000MW超超临界机组运行安全性和经济性的要求越来越高。
如表1，以某电厂的1000MW 超超临界锅炉为例。
表1 某电厂的1000MW超超临界锅炉经济设计指标表通过对表1进行分析，能够知晓用来衡量1000MW超超临界机组经济性的运行参数指标主要有汽机热耗率、管道效率、锅炉效率、供电效率、发电煤耗、供电煤耗等，通过对这些运行参数进行全面的精确的统计和分析，能够实现对1000MW超超临界机组的经济性的评估。
下面将对其中比较主要的经济性指标进行简单陈述。
行滑压运行优化，按获得的最优滑压运行曲线计算，供电煤耗平均可以降低0.83g/（kW ·h ），取得了很好的节能效果。
1机组简介宁海电厂5号和6号机组采用上海汽轮机厂生产的1000MW 一次中间再热超超临界双背压凝汽式汽轮机，锅炉为上海锅炉厂有限公司引进Alstom -Power 公司技术生产的1000MW 超超临界一次再热、单炉膛单切圆燃烧直流炉。
在运行参数和热力系统运行状态基本不变的情况下，机组负荷与主蒸汽流量成正比例关系，主蒸汽流量与主蒸汽压力和汽轮机高压调节汽门开度成正比例关系。
因此，相同负荷工况下，主蒸汽压力和高压调节汽门开度基本成反比例关系。
机组正常运行时采用滑压方式运行（即变负荷运行时高压调节汽门开度不变，由主蒸汽压力控制机组负荷），在汽轮机高压调节汽门开度减小，调节汽门节流损失增大，由主蒸汽门前参数和高压缸排汽参数计算的高压缸效率下降[2]。
同时，进汽压力提高使得蒸汽比热上升，高压缸排汽温度下降，循环吸热量增加，循环热效率下降，并且因给水泵功耗上升使小汽轮机耗汽量增加，汽轮机做功量减少。
调节汽门节流损失增大、高压缸排汽温度下降和小汽轮机耗汽量增加等因素均将对机组运行经济性造成不利影响。
因此，本项优化研究旨在确定各负荷工况下较合适的主蒸汽压力，即滑压曲线，在确保机组安全性和可控性前提下使得运行经济性最佳。
2系统滑压曲线介绍及存在问题宁海电厂滑压设定是根据机组负荷变化而变化的，负荷小于200MW 时压力设定值保持在8.5MPa 不变；当负荷大于200MW 时，机组为滑压１０００ＭＷ超超临界机组协调控制系统节能优化试验研究宫广正（神华国华太仓发电有限公司，江苏太仓215433）收稿日期：2015-07-07，高级工程师，从事电厂生产管理工作。
E-mail:476465680@第10期运行状态，压力设定根据厂家给定的机组压力负荷曲线得出，压力设定值是机组的目标负荷的折线函数，压力设定曲线如图1所示。
1000MW超超临界机组节能降耗浅析随着我国经济的飞速发展，能源消耗成为了一个亟需解决的大问题。
而电力行业作为国民经济的支柱产业，其节能降耗工作显得尤为重要。
1000MW超超临界机组是当前燃煤电厂的主力机组，其节能降耗工作更是备受关注。
本文将对1000MW超超临界机组的节能降耗进行浅析。
1000MW超超临界机组是指在燃煤发电领域中，装机容量达到1000兆瓦以上、锅炉参数超过临界压力和温度的一类超临界机组。
其具有效率高、环保、安全性好等优势。
但在实际运行中，仍然存在一些节能降耗问题。
1. 锅炉效率不高：虽然超超临界机组的锅炉参数高，但在实际运行中，受到燃煤质量、水质、运行管理等因素的影响，锅炉的热效率并不高，存在一定的降耗潜力。
2. 冷却系统损耗大：1000MW超超临界机组的冷却系统十分庞大，其正常运行需要消耗大量的能源，而系统本身的损耗也比较大。
3. 输配电系统损耗大：输配电系统是电力传输的关键环节，但由于线路距离远、电压损失大等原因，存在一定的能量损耗。
二、节能降耗的关键技术为了解决1000MW超超临界机组存在的节能降耗问题，需要采用一些关键的技术手段，包括：提高锅炉效率、优化冷却系统、提高输配电系统效率等。
1. 提高锅炉效率（1）改良燃煤质量：优化煤种、改良煤质，确保燃煤的充分燃烧，提高燃煤的利用率。
（2）优化水质处理：合理调整水质参数，加强水质管理，减少水垢和锈蚀，提高锅炉的传热效率。
（3）改善运行管理：优化锅炉运行参数，合理调节燃烧控制系统，降低燃烧损失，提高燃煤利用率。
2. 优化冷却系统（1）采用高效冷却技术：采用新型高效冷却塔、增加冷却水循环次数、提高冷却效率，降低冷却系统损耗。
（2）加强冷却水处理：加强冷却水质管理，减少水垢和生物污染，保障冷却系统的正常运行。
3. 提高输配电系统效率（1）采用高压输电技术：提高输电线路的电压等级，减少电阻损耗，提高输电效率。
（2）合理规划输电线路：优化输电线路的布局，缩短线路长度，减少输电损耗。
1000MW超超临界机组节能降耗技术探讨1000MW超超临界机组是目前国内发电行业的主力机组之一，它的节能降耗技术一直备受关注。
在国家提倡节能减排的大环境下，不断探讨和推广超超临界机组的节能降耗技术，已成为我国发电行业的一项紧迫任务。
本文将从机组效率提升、燃煤热值提高、燃煤质量控制、余热利用等多个方面，探讨1000MW超超临界机组的节能降耗技术。
一、提高机组效率超超临界机组的效率对节能降耗有着至关重要的作用。
提高机组效率的途径多种多样，例如通过提高燃烧效率、提高汽轮机运行效率、减小机组的自用电等。
提高煤燃烧效率是一个必须重点关注的方向。
在煤燃烧过程中，热效率会受到影响，而燃煤热值的提高可以有效地提高煤燃烧效率。
机组效率的提高需要从燃煤热值的提高入手。
二、燃煤热值提高提高煤的热值，是提高超超临界机组效率的一项关键技术。
通过煤炭深加工技术，可以有效地提高燃煤的热值。
例如采用煤水浆技术，将煤炭粉碎成微细颗粒后与水混合，再制成煤水浆，通过喷嘴喷入燃烧室，以提高燃煤的利用率和热功率，并减少对环境的污染。
还可以通过煤炭预处理技术，提高煤的含碳量和热值，使燃煤更加高效。
三、燃煤质量控制保障燃煤的质量，是机组节能降耗的重要环节。
煤炭的质量直接影响燃烧效率和机组的运行稳定性。
通过优化煤炭的选矿与清洗技术，保障燃煤质量的稳定性，可以有效地提高机组的效率，达到节能降耗的目的。
对煤炭的属性和成分进行检测分析，及时调整燃煤供应，也是确保机组稳定运行的关键。
四、余热利用在机组运行过程中，会产生大量的余热，如何有效地利用这些余热，也是实现节能降耗的一个重要方面。
目前，国内外都在积极研究和推广余热利用技术，其中最具代表性的是采用余热发电技术。
通过将余热转化为电能，不仅可以减小机组的自用电，还可以实现与外网的能量交互。
还可以通过余热对燃煤进行预处理，提高煤的热值和利用率，最大限度地实现节能降耗的效果。
通过提高机组效率、提高燃煤热值、燃煤质量控制和余热利用等多个方面的技术手段，可以有效地实现1000MW超超临界机组的节能降耗。
1000MW超超临界冲动式汽轮机通流改造浅析摘要：汽轮机通流部分改造可以有效地改善和提高机组运行时的能量利用率，降低燃料消耗量，减少对当地环境的影响。
本文简要介绍了哈汽某现役1000MW超超临界凝汽式汽轮机通流改造项目，总结经验，为今后同类型汽轮机通流改造提供一定的指导意义。
关键词：火电厂；汽轮机；通流改造一、前言当前国内正在服役的火电机组中，却有大部分循环效率偏低、热耗值较高，不符合国家节能减排的要求，因此提高机组效率，降低机组热耗已成为火电主要工作目标。
汽轮机通流部分是影响汽轮机效率的主要因素，通流损失也是汽轮机运行损失的最大原因，因此，汽轮机通流部分的节能效果对汽轮机的性能有着很大的影响。
汽轮机通过通流部分技术改造，实现能量的梯级利用，提升机组的功能适应性，这不仅对汽轮机运行的效果的提升具有积极的作用，同时在很大程度上降低了电厂发电成本，是火力发电需要重点研究和探索的内容［1］。
1.原汽轮机概况1、设备简介原汽轮机为哈尔滨汽轮机厂制造的超超临界凝汽式汽轮机，汽轮机型号“CCLN1000-25/600/600”，一次中间再热、单轴、四缸、四排汽、48 级（高压II+9 级、中压2×7 级、低压4×6 级）、八段抽汽结构。
汽轮机磨机叶片长度为1219.2 mm，设计运行背压为4.9 kPa。
热力系统采用常规的8段抽汽回热系统，高压加热器为双列布置。
2、原汽轮机存在的问题：（1）、冲动式大焓降叶片通流设计理念，影响级效率；（2）、双列调节级，效率低；（3）、中压隔板变形、裂纹，影响机组安全；（4）、高、中压部套接配面过多，机组存在不同程度内漏；（5）、高、中压进、排汽损失偏大，影响缸效；（6）、中低压缸分缸压力偏高，影响低压缸密封；（7）、汽封间隙质量控制不佳，影响漏汽损失；（8）、低压内缸存在变形和漏汽，5、6抽超温；（9）、叶型落后，通流效率低；（10）、汽缸进汽通道支撑件较多，影响流动效率；（11）、焊接隔板易产生变形，不利于通流尺寸精确控制；（12）、汽封间隙质量控制不佳，漏汽损失偏大。
电力技术Electric power technology
■ 杨小东1余保忠1陈雅琼2
1000MW超超临界机组节能降耗措施研究
摘要：综合目前国内外火力发电厂最新的节能减排技术，在比较当前典型的机组设置基础上做出分析，从热效率经济性上提出辅助系统设置方案，并进行相关技术分析。
关键词：1000MW超超临界机组；节能降耗；热耗率
1引言
中国是世界第二大能源生产和消费国。
2006年一次能源消费总量为15.5亿吨油当量，约占世界消费总量的14.7％，低于第一位的美国，但是远远高于排在第三位的日本。
同时中国也是全球最大的煤炭生产国和消费国，占世界总产量的三分之一还多；在我国的电力工业结构中，燃煤机组占了75％左右，发电量占80％以上[1]。
优质能源短缺和环境污染问题正对中国经济增长的威胁日益增大，制约着经济的可持续发展，因此节能减排势在必行。
所以如何想方设法降低机组发电煤耗是各个电厂坚持不懈追求的目标。
2主机的汽轮机进汽参数
对于汽轮发电机机组而言，在其它条件相同的情况下，机组初参数越高效率越高。
如主汽进汽参数由25MPa提高至27MPa，可相应使机组的热耗下降约25kJ/kWh(约合煤耗0.95g/kWh)，主蒸汽进汽每提高1MPa，汽轮机热耗率将会降低0.15%，目前国内超超临界机组主蒸汽进汽压力大都选在27MPa。
主蒸汽温度每提高10℃，机组热耗率约可相对降低0.25%～0.30%；再热蒸汽温度从每提高10℃，汽轮机热耗率改善0.2%，从600℃提高至610，可使机组降低热耗12kJ/kWh(约合煤耗0.4g/kWh)。
但参数的提高意味着对材料要求更加严格，同时锅炉、热力系统等的投资也相应提高。
目前国内三大汽轮机厂比较成熟的设备，汽轮机的进汽参数为25～27MPa(a)/600/610℃。
3布置低温烟气换热器装置
排烟损失是锅炉运行中最重要的一项热损失，我国火力发电厂的很多锅炉排烟温度都大大的超过设计值，国内近年来投运的多台1000MW等级机组也存在类似的问题。
一般情况下排烟温度每增加10℃，排烟热损失增加0．6％---1．0％，相应多耗煤1．2％～2．4％[10]。
为了减少排烟热损失，降低排烟温度，节约燃料，提高电厂的热经济性，锅炉烟气系统可以考虑设置低温省煤器。
通过引入汽轮机热力系统中的凝结水在低温省煤器内吸收锅炉尾部的烟气热量，降低排烟温度，凝结水自身被加热、温度升高后再返回汽轮机低压加热器系统，减少了低压加热器系统的抽气量，代替部分低压加热器的作用，低温省煤器成为了汽轮机热力系统的一个组成部分。
在汽轮机进汽量不变的情况下，节省的抽汽返回汽轮机内继续膨胀做功，因此，在相同的燃料量的情况下，可发出更多的电量，提高了电厂热经济性。
目前，低温省煤器的设计布置方案主要有三种，方案一：低温烟气换热器布置在电器除尘器的进口；方案二：低温烟气换热器分级布置在电除尘器和脱硫吸收塔的进口；方案三：低温烟气换热器布置在脱硫吸收塔的进口。
低温省煤器实际上起到管式GGH加热器中烟气冷却的作用。
烟气离开吸收塔时温度约为45℃，塔内进行了防腐处理，这种布置方式只要考虑对低温省煤器的低温段材料和低温省煤器与吸收塔之间的烟道进行防腐。
兼顾环保效率、机组的安全运行和节能，低温省煤器的布置方案，本文推荐方案三。
4设置邻炉蒸汽加热系统
由辅气系统提供汽源至本机除氧器，加热除氧器给水到110℃，然后开启由邻炉来冷再热蒸汽至本机2号高加，继续加热给水到200℃，满足锅炉热态冲洗要求，同时间接加热了锅炉受热面，对锅炉进行倒暖，使锅炉形成较暖的氛围，将锅炉从原来的冷炉启动环境改变成热炉启动环境，改善锅炉的点火条件，减少燃料消耗，缩短机组启动时间，同时采用等离子点火稳燃技术，实现电厂锅炉在启停、调试、点火及稳燃节约燃料油的效果。
不设邻炉加热系统时，由于受系统容量的限制，除氧器无法将给水加热到热态清洗的温度要求，锅炉热态清洗时需要本炉点火启动，当水冷壁温度达到规定温度时，通过控制燃料量，维持给水温度在一定欠焓条件下，边进水边排放，造成工质极大的浪费。
通过设邻炉加热系统,将给水加热到锅炉热态清洗温度的要求，锅炉热态清洗时不需要本炉点火启动，通过邻炉供汽加热启动系统。
某1000MW机组启动热态清洗时，初期3小时左右加热蒸汽耗量约195t/h；后期约4小时左右加热蒸汽流量70t/h，热态清洗期间加热蒸汽消耗总量为～710吨,折算为供热量约为2687320MJ。
设计煤种低位发热量为21.22MJ/kg，折合为原煤为：126.6吨，按原煤价格820元/吨算，则按发热量相等的原则所需的原煤费用为10.4万元。
通过上面的分析，邻炉加热系统节能效果明显，投资低，简单易行且安全性高。
5设置外置式蒸汽冷却器
对于再热机组，由于再热后抽汽过热度增大，影响到最佳分配，故将分配加以经验修正。
以某电厂的热平衡图为例，其第3级抽汽参数为2.5MPa,496.7℃，抽汽过热度很大，对应的回热加热器换热温差增大，温差换热引起的不可逆损失增大。
本文推荐在3级抽汽管路上设置外置蒸汽冷却器，充分利用蒸汽过热度，减少不可逆换热损失，同时在各种负荷工况下都能一定程度提高给水温度，降低热耗。
通过实践计算，各负荷下给水温度约提高3～4℃，汽机热耗减少约14kJ/kW.h，节能效果显著。
6优化循环水泵、闭式水泵运行方式
依据环境温度及机组负荷变化，适时调整循环水泵运行台数和及时切换循泵低速运行工作；除定期切换工作外，根据环境温度尽量将机组闭式水泵切换为低速运行。
通过调整可使循泵全年低速运行约7个月，降低厂用电率约0.14个百分点,年节电约1000万kWh。
闭式泵全年低速运行约9个月，降低厂用电率约0.036个百分点，年节电约260万kWh。
通过对循环水泵和闭式泵进行双速改造后，使其尽可能的在低速运行，节省了厂用电，提高了机组效率。
7结束语
电厂中可通过技术改造等措施来提高机组的效率，降低1000MW超超临界机组的热耗率。
本文中所提到的各项措施，大部分已在1000MW机组上得到了验证。
然而，是否改造设置上述系统则需综合计算在设备寿命期内各方面的投入和产出。
（作者单位：1安徽淮南平圩发电有限责任公司；2安徽淮南市环保局）
作者简介：杨小东，男，2009年毕业于东南大学热能与动力工程专业，助理工程师，研究方向为火力发电厂集控运行和汽轮机调速检修方面的研究工作。
参考文献
[1]冯俊凯，沈幼庭，杨瑞昌，等．锅炉原理及计算(第三版)[M]．北京：科学出版社，2003．
[2]闰顺林，李永华，周兰欣．电站锅炉排烟温度升高原因的归类分析[J]．中国电力，2000，33(6)：20-22．
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