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火电厂绿色电站重大技术路线和经济性研究总报告绿色火电厂课题组二○一○年六月火电厂绿色电站重大技术路线和经济性研究总报告目录一、概述1二、项目内容组成1三、项目组成员2四、各专题主要结论（一）大型燃煤机组参数选择3（二）主要辅机单列布置专题研究4（三）侧煤仓间布置专题研究10（四）排烟冷却塔专题研究11（五）电气ECMS设置原则专题研究13（六）节能、环保（1）直接空冷机组背压优化13（2）电除尘器采用高频电源技术14（3）双尺度低NOX燃烧技术复合SNCR烟气脱硝技术的技术经济性分析14五、集团公司绿色火电站重大技术路线建议16火电厂绿色电站重大技术路线和经济性研究总报告1一、概述近几年，为了满足我国国民经济和社会发展的需要，以燃煤火力发电为主的电力装机容量迅速增长，随着国家对火电节能减排要求的提高，新的火电环保排放标准已经出台，火电厂污染物排放总量受生态环境和政策的制约日益突出。同时，由于电力装机快速增长，发电设备利用小时呈总体下降趋势，发电企业经营形势严峻。环保和经营两个方面的压力，对火电建设提出了更新、更高的要求。为了适应这一形势，必须通过大力的优化设计和精细化管理，建设高效节能、资源节约、环保和谐、盈利创效、可持续发展的绿色电厂。根据集团公司“以大力发展新能源引领企业转型”的战略部署和“着力推广清洁燃煤发电技术，建设高效节能环保电厂”的总体要求，为了做好“技术先进、安全可靠、造价合理、资源节约、绿色和谐、循环经济”的绿色火电厂建设工作，根据集团公司的安排，本课题组负责对火电厂绿色电站建设中涉及到主机选型、厂房布置、系统配置、节能、环保等方面重大技术方案进行研究，分析其技术经济合理性，提出建议，指导集团公司火电项目规划、设计和建设工作。二、项目内容组成本报告主要有以下8个专题组成：1、大型燃煤机组参数选择2、辅机单系列专题研究火电厂绿色电站重大技术路线和经济性研究总报告23、侧煤仓间布置专题研究4、排烟冷却塔专题研究5、电气ECMS设置原则专题研究6、节能、环保（1）直接空冷机组背压优化（2）电除尘器采用高频电源技术（3）双尺度低NOX燃烧技术复合SNCR烟气脱硝技术的技术经济性分析三、课题组成员（一）课题负责人：贾彦兵（二）课题组成员名单：工程建设部：杨勤、曹震岐、钟儒耀、石峰、韩臻安全生产部：胡文森、杨希刚科技与综合产业部：胡道成能源研究院：张志文、付志奎、王忠会、欧阳海瑛米剑锋国电科学技术研究院：李永生国电电力：武俊、肖红兵、张福生、刘文斌华北公司：张广宇、李胜官东北公司：吴景文、周晓波、池永华东分公司：丁怡若、张进科环集团：王公林、杨东、苗雨旺火电厂绿色电站重大技术路线和经济性研究总报告3参与的项目单位包括：布连、长治等参与的设计院包括：华北院、东北院、江苏院、河北院、山西院等四、各专题主要结论（一）大型燃煤机组参数选择本专题由能源院研究完成，主要结论如下：1、2×300MW等级机组由于目前300MW等级机组主要用于供热工程，除了采用适用于循环流化床的劣质煤以外，在目前的设备价格和煤价条件下，在满足供热要求的条件下，宜优先选用35万千瓦超临界机组。（1）造价由于国产化率的提高，超临界机组与亚临界机组造价差缩小，根据目前的市场情况，2×350MW超临界机组投资比2×330MW亚临界机组高约1亿多元，但由于容量增加40MW，单位造价比2×330MW亚临界机组的单位千瓦造价略低。（2）煤耗从设备厂的性能保证以及投运项目的实际煤耗看，2×350MW超临界机组供电煤耗比2×330MW亚临界机低约8～9克/kWh左右。2、2×660MW机组根据目前的煤价情况，综合考虑经济效益、环境效益、社会效益和国家产业政策，建议坑口电站以外的600MW等级火电厂绿色电站重大技术路线和经济性研究总报告4燃煤火电机组均选用超超临界参数，坑口电站机组选择超参数或超超临界参数根据技术经济比较结果确定。由于超超临界机组主汽和再热汽温度提高至600度，高温管道的蒸汽侧氧化皮剥落及由此引起的汽轮机叶片固体颗粒侵蚀（SPE），对机组安全和经济运行都会产生严重威胁，机组安装、检修以及启停都要采取相应的防范措施。（1）造价根据目前的市场情况，2×660MW超超临界机组投资比2×660MW超临界机组高约3亿元，单位造价比超临界机组的单位千瓦造价高约218元/千瓦。（2）煤耗从设备厂的性能保证以及投运项目的实际煤耗看，2×660MW超超临界机组供电煤耗比2×660MW超临界机低约5克/kWh左右。在2009年火电机组造价水平及机组年利用小时数为5000小时等测算条件下，60万千瓦级机组选择超临界机组或超超临界机组的临界标煤价格为576元/吨。（二）主要辅机单列布置专题研究本专题由国电电力、河北省电力设计院完成，主要结论如下：1、300MW等级机组（1）锅炉辅机双列配置除初投资及运行费用略高以外，其它方面较单列配置均有优势，尤其在保证供热的安全可靠，避免造成不火电厂绿色电站重大技术路线和经济性研究总报告5良社会影响方面优势明显。因此，在目前热网没有备用热源的情况下，建议300MW等级供热机组锅炉三大风机、空预器、除尘器宜采用双列配置。建议先安排在一台机组停运，其余机组能满足60%～75%区域热负荷的工程进行锅炉辅机单列配置的试点工程，在总结试点工程成功经验的基础上，再行推广。a.初投资2台300MW等级机组锅炉单列配置空预器、除尘器、三大风机合计降低造价1230万元左右，加上烟道、挡板、设备基础共计降低造价1330万元左右。b.运行经济性锅炉辅机单列配置方案简化了烟风系统，取消了联络风道和风机进出口风门，减少了检修维护工作量，且不存在两台风机在低负荷时发生“抢风”现象，也避免了2台风机并列操作带来的风险。根据测算，年运行费用节省75.3万元。c.运行可靠性根据目前设备的可靠性，双列设备等效可靠度系数为99.7%，单列等效可靠度系数为85.1%，双列设备比单列设备有1.17倍储备系数或安全系数。从供热可靠性来看，双列设备比单列设备可靠性要高出很多。（2）给水泵300MW等级机组的100%汽动给水泵的容量与600MW机组的50%容量汽动给水泵基本相当。目前国内该容量的给水泵火电厂绿色电站重大技术路线和经济性研究总报告6和小汽机的运行台数已有上百台，给水泵及汽轮机的可靠性和大修间隔基本能做到与主机相同或更长，其可靠性不亚于主机。从国内外的设备生产和运行的统计来看，国内300MW等级机组1×100%容量汽动给水泵方案基本可以达到与2×50%容量汽动给水泵的可靠性水平。结合300MW等级民用采暖供热机组的实际情况，兼顾泵组配置、运行的灵活性、可靠性及经济性，采用1×100%容量汽动给水泵+1×50%容量启动/备用电动给水泵方案优于2×50%容量汽动给水泵+30%容量启动电动给水泵方案。a.初投资1×100%容量汽动给水泵的价格比2×50%容量汽动给水泵低240万元左右，价格优势比较明显。但如同时配置50%容量的启动/备用调速电动给水泵时，价格基本相当。b.运行经济性100%小汽轮机汽耗较50%小汽轮机约低1%。300MW等级机组采用1×100%容量汽动给水泵组配置后，所需要的设备和元件比2×50%容量汽动给水泵组减少一半，系统简化，控制简单，运行维护方便，年运行费用低。c.运行可靠性根据目前实际运行情况，300/600MW机组的汽泵可用系数93.96%以上，且非计划停运率仅0.28%以下;汽泵计划停运系数5.9%以下，非计划停运系数0.15%以下，因此，给水泵故障造成机组强迫停机的几率很小，仅为机组计划停运的火电厂绿色电站重大技术路线和经济性研究总报告72%，对机组的寿命影响很小。从各电厂反馈的信息来看，汽动给水泵的可靠性很高，因给水泵或小汽机的原因而发生的导致整个机组强迫停机的事故很少，对机组的运行影响不大。目前国内外投产的600MW级机组，给水泵的运行情况良好，给水泵的备用功能投入的极少。2、600MW等级机组（1）锅炉辅机锅炉辅机单列配置工程在国内尚未实际投运，目前业内对锅炉辅机单列配置的可靠性问题以及对机组造成的影响普遍比较关注，诸如：辅机故障造成的“非停”次数有可能会增加、机组启停次数增加会影响机组寿命、辅机检修只能在停机时进行、电网调度部门可能会开出高额罚单等等。因此，建议在现阶段应重点加强试点工程实施过程的跟踪、分析、总结等管理工作，取得成功经验后再考虑推广。a.初投资2台600MW等级机组锅炉采用单列配置空预器、三大风机合计降低设备造价1800万元左右。随着国内设备加工制造能力的提高，在初期投资上，采用单列配置比双列配置的优势将越来越明显。b.运行经济性从机组运行的经济性方面讲，锅炉辅机单列配置方案空火电厂绿色电站重大技术路线和经济性研究总报告8预器、一次风机的漏风率和效率优于双列配置方案；单列配置送风机和引风机的效率与双列配置风机基本相当。值得说明的是当机组在低于50%的额定负荷运行时，双列配置方案风机单侧运行也不能达到节约用电的目的，这一点可以通过外高桥二期、东胜热电厂、大同电厂三期的单侧运行实验结果得到验证，究其原因是单侧运行时风机流量大压头小，运行工况严重偏离风机高效区，效率下降非常明显。此外单列风机没有两台风机抢风、运行不均衡而带来的风机实际效率下降的问题。因此单列风机配置方案在各运行工况下，其经济性都优于双列配置方案。锅炉辅机单列配置方案简化了烟风系统，取消了联络风道和风机进出口风门，减少了检修维护工作量，且不存在两台风机在低负荷时发生“抢风”现象，也避免了2台风机并列操作带来的风险。c.运行可靠性对于不同的负荷分配方式，单、双列设备其可靠度组合是不同的，因而产生的故障对机组损失的影响有较大差异。在辅机可靠度93.63%的条件下，即使机组带基本负荷，利用小时数按5500h计算，单列设备的故障损失仍大于双列设备，总的趋势是随着机组调峰能力的增加，单列设备的故障损失在增加。在辅机可靠度94.7%的条件下情况发生了改变，可靠度越高，单列设备的故障损失越少。当可靠度达到96.3%时，对于参与调峰的机组，单双列布置故障损失的盈亏达到火电厂绿色电站重大技术路线和经济性研究总报告9平衡。设备的可靠性还与设备本身状况、检修水平、运行条件等多方面因素相关，随着单列辅机设备可靠度及机组负荷率的提高，辅机单列配置较双列配置的机组故障损失趋于减小。（2）给水泵600MW等级机组采用1×100%汽动给水泵组或2×50%汽动给水泵组方案均可行。就目前国内生产能力以及市场价格情况而言，对于高煤价地区，采用1×100%方案是经济的，但应特别关注设备的可靠性，在汽动给水泵组的选型、设计、制造、安装、调试、运行和维护方面应与主机等同对待。a.初投资由于目前国内尚不能提供600MW等级机组100%容量汽动给水泵，所以100%容量汽动给水泵按进口产品考虑，2台机组1×100%容量汽动给水泵方案和2×50%容量汽动给水泵方案相比，设备初投资增加1550万元左右。b.运行经济性对于给水泵，进口1×100%给水泵的效率比国产2×50%给水泵高3%左右。对于给水泵汽轮机，1×100%容量给水泵汽轮机内效率稍高于2×50%容量的内效率，在低负荷运行时效率优势更加明显。其中在THA工况下高0.1%；在75%负荷工况下高1.3%；火电厂绿色电站重大技术路线和经济性研究总报告10在50%负荷工况下高2%。1×100%汽动给水泵效率较2×50%汽动给水泵效率高3.1%，节电618kW，按机组年利用小时数5500小时计算，两台机组节约标煤1900吨/年。1×100%容量的汽动给水泵的系统简单，需要控制的设备和元件比2×50%的汽泵的系统减少一半，维护检修费用低。根据上述投资和年运行费用计算，盈亏平衡标煤价为673元/吨。c.运行可靠性从2008年中电联发布的可靠性数据来看，600-660MW机组的汽泵可用系数94.08%，非计划停运率仅0.21%。1×100%容量的汽动给水泵采用进口设备，其可靠性高于国产600-660MW机组的50%汽泵。若按照相同的可用系数计算，双泵和单泵的可用系数相