设计优化方案与工程应用

设计优化方案与工程应用集团公司技经中心2016年5月25日一、火电项目新技术应用与设计优化二、火电项目超低排放技术路线三、小结及建议一、火电项目新技术应用与设计优化（一）指导思想及总体原则遵循“安全优质、高效环保、指标先进、竞争力强”火电建设方针，贯彻集团公司火电“三同领先”建设工作思路及国家节能减排、集团公司火力发电工程设计导则及超低排放新要求，在主机方案优化、工艺系统设计优化、技术创新和新技术应用等方面瞄准先进、对标管理、充分论证、严格把关、积极慎重推动。火电项目新技术应用及设计优化（二）主机优化及新技术应用1.1000MW超超临界二次再热＋620℃再热汽温燃煤机组根据目前国内620℃再热汽温、二次再热机组等新技术的应用情况，结合项目特点进行充分技术经济研究和论证后，经集团公司科技委决策莱州二期、句容二期项目1000MW机组采用620℃再热汽温+二次再热技术。火电项目新技术应用及设计优化（1）句容二期项目汽轮机为上海汽轮机有限公司生产，额定功率（TRL）为1000MW，额定初参数为31MPa(a)/600℃/620℃/620℃，额定进汽流量为2692.3t/h，额定背压为4.8kPa(a)、机组保证热耗（THA工况）7069kJ/kWh；锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的塔式炉，最大连续蒸发量(BMCR)为2773t/h，额定蒸汽参数为33.6MPa(g)/605℃/623℃/623℃，锅炉保证效率95.06%；该工程初步设计的发电标煤耗为253.80g/kWh，供电煤耗为262.20g/kWh；厂用电率为3.21%；全厂热效率48.46%。能耗指标优于《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》的要求（即供电煤耗远低于282g/kWh），处于国内领先水平。火电项目新技术应用及设计优化（2）莱州二期项目汽轮机为上海汽轮机有限公司生产，额定功率（TRL）为1000MW，额定初参数为31MPa(a)/600℃/620℃/620℃，额定进汽流量为2637.6t/h，额定背压为3.8kPa(a)（为海水直流冷却系统）、机组保证热耗（THA工况）7038kJ/kWh；锅炉为上海锅炉厂有限责任公司生产的塔式炉，最大连续蒸发量(BMCR)为2716.73t/h，额定蒸汽参数为33.44MPa(a)/605℃/623℃/623℃，锅炉保证效率94.90%；该工程初步设计的发电标煤耗为254.39g/kWh，供电煤耗为261.90g/kWh；厂用电率为3.48%；全厂热效率48.35%。能耗指标优于“行动计划”的要求，处于国内领先水平。火电项目新技术应用及设计优化对照目前国内同类型的国电泰州二期、华能莱芜、国华北海等二次再热超超临界机组，技术数据对比如下表：表1国内二次再热超超临界机组技术数据对比表序号项目名称装机容量MW汽机保证热耗kJ/kWh锅炉效率（%）额定背压kPa(a)发电厂用电率（%）发电标准煤耗g/kWh供电标准煤耗g/kWh全厂热效率（%）备注1句容二期2×1000706995.064.83.21253.8262.248.46初设送审2莱州二期2×1000703894.903.733.48254.39263.5648.35初设收口3华能莱芜1×1000718094.654.83.97256.16266.7548初设收口4国华北海2×10007061955.023.56256.526647.95初设送审5国电泰州二期2×1000707294.654.53.70256.3268.647.92初设收口火电项目新技术应用及设计优化2.采用大容量高效超超临界一次再热机组按照国家产业政策，根据集团公司设计导则并结合项目特点，芜湖二期、可门三期项目选择100万千瓦高效超超临界一次再热机组，永利一期、江陵一期、邵武三期、新疆西黑山、襄垣一期、安康一期等一批项目选择60万千瓦级高效超超临界一次再热机组；芜湖二期及可门三期采用620℃再热汽温技术，其它项目均采用610℃再热汽温技术。预测可降低机组发电设计标煤耗约1.1～2.9g/kWh。火电项目新技术应用及设计优化3.选用相对成熟的国产主机招标前按要求开展主机选型调研、针对项目条件编制《机组选型专题报告》和主机招标技术规范书，提出具体性能指标和质量目标，经审查修改后，通过招标竞争选择相对成熟的优化改进型主机，提高设备可靠性与性价比。在2015年审查的10个主机技术规范书中，项目公司均按要求开展了主机选型调研工作并提交《机组选型专题报告》。莱州二期在主机规范书审定后又提出进行汽机低背压方案可行性研究工作，针对单轴六缸六排汽和五缸四排汽配置1400mm/1500mm末级长叶片方案组织了业内专家评审。鉴于国产超长末级叶片目前尚处于研发阶段，必须考虑研发及运行过程中的未知风险，其投标热耗保证值存在不确定性；六缸六排汽机组国内无业绩，且2台机组需增加约5200多万元投资等多方面因素，经反复论证比选，最终仍然确定选用相对成熟的国产超超临界参数、二次中间再热、单轴、五缸四排汽、凝汽式汽轮机。采用成熟的1146mm末级叶片。火电项目新技术应用及设计优化4.高效超超临界机组慎重选择燃用高硫煤为减少采用高效超超临界参数锅炉燃烧高硫煤的技术风险，并降低防治高温腐蚀与低温腐蚀的成本，经反复论证，建议襄垣一期、永利一期、红墩界等拟燃用较高硫份燃煤的项目合理选取并严格控制设计煤质与校核煤质的含硫量，以保证机组的长期运行安全。襄垣一期项目因此重新调整校核煤质含硫量Sar至1.5%以下；红墩界项目因煤源条件限制，拟降低机组参数以规避风险。火电项目新技术应用及设计优化5.推进高硫分、低热值无烟煤锅炉新技术应用针对贵州华电蔡官电厂（2×660MW）新建项目拟燃用高硫分、低热值、低挥发分无烟煤的特点，重点对锅炉选型在煤质适应性、运行可靠性、投资及运行经济性、排放指标等方面组织专题评审。经统筹考虑国家政策、技术研发成果及已投运示范项目设备现状等因素，同意现阶段按照建设2台660MW超临界循环流化床锅炉机组开展前期工作，为集团公司无烟煤燃烧新技术应用总结经验。火电项目新技术应用及设计优化6.合理确定主机铭牌出力按照《大中型火力发电厂设计规范》推荐意见，要求湿冷机组以《固定式发电用汽轮机规范》GB/T5578标准的额定功率（即TRL工况）作为机组的铭牌功率；空冷机组以《汽轮机规范》IEC60045-1标准的最大连续功率（即TMCR工况）作为机组的铭牌功率。以减少主辅系统设计裕量，提高运行经济性。在2015年审查的11个火电项目中，各湿冷机组与空冷机组的昌吉英格玛、永利一期项目均按照以上要求确定主机铭牌出力。火电项目新技术应用及设计优化7．减少主辅机设计裕度，提高机组热效率。要求汽轮机调节阀门全开工况（VWO）时的进汽量控制在汽轮机最大连续功率时进汽量的103%。句容二期、莱州二期、江陵一期、安康一期、芜湖二期、昌吉英格玛、锦兴兴县项目均按照以上要求确定主机设计裕度。8．科学合理选择锅炉高温管材针对部分项目锅炉技术规范书对耐高温管材选择提出的要求过于随意、缺少依据、超出材料适用特性等问题，提出应合理确定安全裕度、控制设备造价的意见。个别项目高温管材安全裕度设置不合理，较大量的采用了Super304H/HR3C高等级材料，锅炉价格大大高于同类项目。火电项目新技术应用及设计优化（四）设计方案优化1．减少锅炉三大风机的设计裕度煤源、煤质基本稳定或所处区域水电比重大、年利用小时数较低的工程，三大风机基本风量可按BRL工况选取；设备阻力按BMCR工况最大值选取，不再考虑裕量。2．超（超）临界机组采用九级/八级（空冷机组）抽汽回热系统，并增设外置式蒸汽冷却器，充分利用抽汽的过热度提高高加出口给水温度，从而提高机组回热循环效率。火电项目新技术应用及设计优化3．1000MW级二次再热超超临界机组首次示范应用单列蛇形管高压加热器句容二期工程初设阶段对1000MW级二次再热超超临界机组高压加热器的选型及单列高加和双列高加方案进行了专题分析和技术经济比较。在业内专家评审意见的基础上，初设审查原则同意每台机组设置4台100%容量的蛇形管立式高压加热器，高压加热器采用单列布置大旁路系统的创新方案。莱州二期工程采用了与句容二期相同的高压加热器配置方案。火电项目新技术应用及设计优化4．给水系统采用1×100%容量的汽动给水泵组，前置泵采用同轴驱动减少厂用电率，扩建工程不设电动启动给水泵。小汽机单独设置凝汽器，减少机组热耗的同时方便机组启动。莱州二期工程、句容二期工程均采用此方案（句容二期为国产化示范项目，采用2×50%容量国产汽动给水泵组）。5．超超临界直接空冷机组给水泵汽轮机排汽直接排至主机排汽装置根据集团公司《山西襄垣一期煤电项目推进会会议纪要》（中国华电集团公司办公厅第50期专题会议纪要），襄垣项目采用1×100%容量汽动给水泵，给水泵汽轮机排汽进入主机排汽装置的方案。火电项目新技术应用及设计优化6．示范应用烟气余热梯级利用方案（1）句容二期在电除尘器入口烟道设置一级低温省煤器，通过闭式热媒水将空预器入口的冷二次风加热；空预器进风温度提高后置换出来的烟气进入空气预热器旁路烟道，旁路烟道系统内设置高、低压两级省煤器，分别加热高压给水和凝结水。该方案系统复杂，调节控制难度较大，投资较高，但具有一定的节能效果。以句容二期设计数据为例，设置烟气余热梯级利用系统，额定工况发电标煤耗可降低约2.41g/kWh（理论计算），每台机组脱硫用水可望减少约29.7t/h；单台机组增加初投资约3400万元，设备投资静态回收期约5年。火电项目新技术应用及设计优化（2）莱州二期在除尘器入口设置第一级低温省煤器，脱硫塔之前设置第二级低温省煤器。除尘器前第一级低温省煤器加热凝结水，提高机组经济性，降低热耗。脱硫塔前第二级低温省煤器加热送风机出口冷二次风，提高空预器入口冷二次风温。莱州二期采用此方案THA工况可降低发电煤耗约1.56g/kWh，脱硫用水每台机组降低53t/h；75%THA工况可降低发电煤耗约1.15g/kWh，脱硫用水每台机组降低20t/h。火电项目新技术应用及设计优化7．示范应用高位收水冷却塔句容二期工程对采用高位收水冷却塔和常规冷却塔方案进行了比选论证。与常规冷却塔相比，高位收水冷却塔具有节能、噪音低等优点，但投资相对较高，静态投资回收期较长。根据计算结果，高位收水冷却塔方案比常规冷却塔方案增加投资约5370万元，配合冷端优化，降低厂用电约0.29%，2台机组年节省水泵电耗2398.8kWh/a，电费约为863.6万元（按利用小时数5500h、电价采用不含税上网电价0.36元/kWh），静态投资回收期约6.2年；若按利用小时数5000h、成本电价0.26元/kwh进行调整计算后，静态投资回收期约为9.5年。从综合投资和运行费用角度考虑，采用高位收水冷却塔和常规冷却塔方案的经济性差别不大。从节能、环保角度考虑，审查认为可采用高位收水冷却塔方案（作为示范）。火电项目新技术应用及设计优化8．煤电一体化项目利用煤矿工业广场煤场储煤，电厂不设储煤场按照集团公司设计导则B版有关意见，考虑煤矿工业广场煤场距离电厂较近且容量足够，皮带输煤系统的运行可靠性有保障，锦兴兴县、十二连城煤电一体化项目电厂不设储煤场。9．脱硫废水处理系统示范应用“高压反渗透浓缩+蒸汽压缩四效蒸发结晶处理”方案根据环评要求，经技术经济比较论证，句容二期、安康一期项目脱硫废水处理系统示范采用“高压反渗透浓缩+蒸汽压缩四效蒸发结晶处理”方案。火电项目新技术应用及设计优化（五）主机选型与设计方案优化需要关注的问题1.机组型式及容量（裕度）选择（1）三大主机的性能、质量与经济性是实现“三同领先”建设目标的重要基本条件。目前各制造厂在陆续研发改进主机型式（采用无调节级全周进汽方式/全周进汽滑压运行+补汽调节，高压内缸为筒形缸+红套环技术，降低中低压分缸压力等），应注重选用相对成熟的机型，以防范技术风险、提高运行可靠性与经济性。（2）汽轮机调节阀门全开工况(VWO)时的进汽量宜控制在汽轮机最大连