火电厂绿色电站重大技术路线和经济性研究100820

1、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

2、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

3、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3、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

4、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

5、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89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

6、站以外的600MW等级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

7、15;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%

8、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。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。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。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

9、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

10、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。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。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。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

11、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2%，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

12、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。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。从机组运行的经济性方面讲，锅炉辅机单列配置方案空预器、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

13、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。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

14、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

15、，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。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。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

16、明显。其中在THA工况下高0.1%；在75%负荷工况下高1.3%；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。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

17、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差不超过5%。由于汽泵的可靠性很高，统计非计划停运率很低，因此因采用1×100%容量的汽动给水泵而造成机组非计划停运的可能性非常低。（三）侧煤仓间布置专题研究本专题由江苏省电力设计院完成，主要结论如下：煤仓间的形式应结合总平面布置与主厂房的布置方案来进行选择。采用侧煤仓的主厂房布置方案较传统前煤仓方案具有主厂房功能区间明确、设备布置紧凑、工艺管道短捷，建筑体积小，电气热控设备布置高度分散，工程造价低的优势。但在紧凑布置时应充分考虑到设备检修的空间，特别是管道阀门比较

18、集中区域的检修空间。300MW等级机组采用四角喷燃锅炉时应充分考虑送粉管道阻力均匀性问题，采用侧煤仓方案时应采取必要的措施。投资上两台300MW机组采用侧煤仓间布置后，工程总投资可节省13501500万元左右，两台600MW机组采用侧煤仓间布置后，工程总投资可节省3000万元左右。下列情况不适宜采用侧煤仓布置方案：1、从煤仓间布置看，300MW级以下机组，两台锅炉之间纵向长度或锅炉横向长度往往小于侧煤仓布置要求，不建议采用。600MW及以上机组，锅炉若采用塔式炉，此时两台锅炉之间纵向长度远大于侧煤仓布置要求，而横向长度又偏小，不建议采用。采用“W”火焰锅炉工程，由于锅炉宽度比较宽，不建议采用侧

19、煤仓布置。2、300MW等级机组采用四角切圆燃烧锅炉时，若送粉管道阻力均匀性问题难以解决时，不建议使用。3 、对于扩建机组，预留输煤栈桥与侧煤仓的上煤不匹配，应通过经济分析确定，如增加的费用较高，不建议采用。4、当采用侧煤仓布置方案引起整个电厂总平面布置不合理时，不建议采用。（四）排烟冷却塔专题研究本报告由北京国电华北电力工程有限公司完成，主要结论如下：利用冷却塔排放烟气是一种技术先进的方法。从解决湿烟囱防腐问题、电厂长期安全运行等方面具有一定的优势。1、经济性与装设GGH加热器的烟囱排烟方案相比，2×300MW机组烟气通过冷却塔排放初投资减少约1700万元，2×600MW

20、机组烟气通过冷却塔排放初投资减少约2800万元。与不装设GGH加热器的烟囱排烟方案相比，采用冷却塔排烟方案初投资略高。2、环保从环保角度分析，排烟冷却塔方案在在小风天气情况下，冷却塔的排放效果都能够比同等烟囱好，利于环保；在风速较大的天气时，存在烟气下洗的情况，烟气抬升高度不及烟囱。但大风有利于区域中其它污染源污染物的扩散，同时，大风天烟气下洗的范围基本发生在电厂近距离范围内，通常情况下烟气落地浓度能满足环保要求。3、工程适应性在大风天出现频率不高的地区，排烟冷却塔方案具有优势，在大风天出现频率高的地区，应结合其它建厂条件综合确定。对于建设在城市附近的电厂（特别是热电厂），考虑到城市发展规划和

21、城市景观以及烟囱对城市空间的制约（尤其是航空领域）等诸多因素，排烟冷却塔应当是首选方案。（五）电气ECMS设置原则专题研究本报告由东北公司、东北电力设计院完成。在现场总线控制技术水平和应用范围不断提高的情况下，ECMS系统作为一种全计算机、全数字、双向通信的新型控制系统，采用现场级设备的数字化、网络化，实现控制装置与现场装置的双向通信，消除电厂生产过程监控的信息“盲点”，提升电厂设备管理水平，将产生重要作用。专题报告结合工程实例提出了三种典型方案：按照工艺流程组网的全通讯方式的ECMS系统典型方案；按照电气分段组网的保留部分硬接线的ECMS系统典型方案；电气系统相对独立的ECMS典型方案。可以

22、指导集团公司项目根据工程实际情况确定ECMS设计方案，也为集团公司制定ECMS系统设计原则打下了基础。（六）节能、环保1、直接空冷机组背压优化专题本报告由华北公司、山西电力设计院完成，主要结论如下:由于空冷设备目前已经国产化，价格已有大幅度的下降，而各地的煤价不断提高，根据目前的设备价格，按照年费用最低的方法计算，得出如下结论：标煤价格超过400元吨的地区，设计背压宜选用12至13kPa。 标煤价格低于300元吨的地区，设计背压宜选用14至15kPa。2、电除尘器采用高频电源技术本报告由国电科学技术研究院完成，主要结论如下：电除尘采用高频电源可提高除尘效率，与常规工频电源相比节电明显，增加投资

23、有限（一台600MW机组使用高频电源与工频电源相比投资增加了约180万元），建议推广采用。 （1）采用高频电源与工频电源相比，可大幅提高除尘效率，在同等条件下可提高除尘效率达40%70%；（2）高频电源高效节能，由于其提供了独特的节能控制模式，在保证除尘效率不变的情况下，与工频电源相比节能幅度高达90%以上；（3）高频电源的一体化设计，体积小、重量轻，总重量只有工频电源的1/4；（4）高频电源直接安装在静电除尘器顶部，节省了配电室空间，节省了大部分信号电缆和控制电缆，减少了安装费用。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本报告由烟台龙源电力技术有限公司完成，主要结论

24、如下：采用高效低氮的双尺度低氮燃烧系统，使锅炉省煤器出口NOx的浓度达到200mg/Nm3以下,可满足国家最新的NOx排放标准，为了预防煤质变化和负荷工况变化引起的氮氧化物升高，复合一套脱硝率为40%的SNCR烟气脱硝装置，锅炉NOx最终排放达120mg/Nm3以下。（1）经济性采用双尺度低氮燃烧配合SNCR烟气脱硝装置初投资比常规SCR系统投资费用可降低约40%左右，氨用量也可以大幅度降低，脱除综合成本详见下表：经济性对比表序号内容单位原燃烧器+SCR(催化剂2+1)双尺度燃烧系统+SCR(催化剂1+2)双尺度燃烧系统+SNCR1排放NOX浓度mg/Nm31601401202脱硝率%6030

25、403总投资万元3600288012004年运行总成本万元1112723605变动成本 万元788458477其中氨 万元18090尿 素万元375催化剂变更 万元480240电 耗 万元848424蒸 汽 万元232378工业水 万元2121固定成本 万元324265128其中设备维修 万元544318折旧费用 万元24019280人 工万元3030305每kW的投资成本元12096406减排1kgNOX运行成本元（2）需要解决的问题目前采用双尺度低氮燃烧技术脱硝达到的环保效果需要得到环保部门的认可，建议尽快对示范项目进行鉴定。五、集团公司绿色火电站重大技术路线建议结合各报告的研究结论，对于

26、集团公司绿色火电站的机组选型、设计、设备配置等提出以下建议：1、主机选型（1）300MW等级燃煤火电机组，除了燃用劣质煤，采用循环流化床锅炉以外，应优先选用35万千瓦超临界机组。（2）600MW等级燃煤火电机组，除了燃用无烟煤和含硫量特别高（高温腐蚀严重）的煤种以外，标煤价高于600元/吨的项目都应选用超超临界参数。采用超超临界设备的项目在设计、安装、检修以及启停方案中应采取相应的防范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）措施。2、主要辅机配置（1）300MW等级常规煤粉锅炉风机、空预器单列布置建议先安排在一台机组停运，其余机组能满足60%75%区域采暖热负荷的

27、扩建工程进行试点，在总结成功经验的基础上，再行考虑。对于供稳定工业热负荷的项目不宜采用锅炉主要辅机单列布置方案。（2）300MW等级给水泵单列布置建议湿冷、间接空冷或能够解决给水泵汽轮机排汽冷却条件的新建采暖供热项目（循环流化床锅炉项目除外）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。由于须配置备用电动泵，在方案选择时还应同时结合短路电流计算，充分考虑可能引起电气设备短路电流变化造成投资增加的因素。第三台机组及以上扩建时，可以采用1×100%容量汽动给水泵不设电泵方案。（3）600MW等级锅炉风机、空预器单列布置建议根据项目特点、机组在区域电网中的作用和地位并结合