国华舟山电厂4号+1×350MW燃煤机组节能减排优化设计实践

1、国华舟山电厂国华舟山电厂4 4号号 1350MW燃煤机组燃煤机组高效清洁优化设计实践高效清洁优化设计实践2015.06.05 杭州四、主要成果一、工程概况 三、烟气“近零排放”处理系统二、高效节能设计优化p定海北面约16kmp舟山本岛北岸p北临黄大洋p东侧为舟山保税区一、工程概况地理位置舟山是中国两个以群岛建立的地级市之一，有“中国海鲜之都海洋经济强市、海洋文化名城、海上花园城市、中国优秀旅游城市、国家级卫生城市”之称。 国华舟山电厂位于舟山本岛北部。一、工程概况电厂规划 舟山电厂4号机组扩建工程是浙江省重点建设项目。工程建设1台350MW超临界机组，同步配套建设烟气脱硝、海水脱硫、高效除尘等

2、多个先进环保设施和日产淡水万吨级的海水淡化装置，具有良好的社会效益和经济效益，将大幅提升舟山地区的电力供应能力和电网稳定水平，推动促进舟山新区建设又好又快发展。 工程2012年11月28日开工建设，2014年6月25日投产运行。一、工程概况建设情况一、工程概况主要技术指标序号项 目单位初步设计阶段初步设计优化后1发电标煤耗g/kwh281.5279.762供电标煤耗g/kwh298.9294.233厂用电率%5.84.924锅炉效率（BRL工况）%94.194.15汽轮机热耗kJ/kWh7685.37650.16烟尘排放mg/Nm33057SO2排放浓度mg/Nm3100308NOx排放浓度m

3、g/Nm36050一、工程概况指标比较项 目华能瑞金华能东方浙能兰溪国华黄骅舟山4号机机组参数350MW超临界350MW超临界600MW超临界660MW超临界350MW超临界投运时间2008.122009.62009.122006.42006.82009.32009.112014.06主机厂哈汽、哈锅哈汽、哈锅东汽、巴威哈电、上锅上汽、上锅发电标煤耗（g/kWh）287.88287.02281286279.95供电标煤耗（g/kWh）304.5302.8298.6305294.1厂用电率（%）5.216.095.96.374.818舟山4号机组与国内同类型机组指标对比情况四、主要成果一、工程概

4、况 三、烟气“近零排放”处理系统二、高效节能设计优化二、高效节能设计优化-设备选型1、主机选型优化 本工程锅炉采用上海锅炉厂生产的350MW机组超临界变压直流炉，对锅炉的性能和材料进行了优化，主要有以下几个方面: 锅炉热效率提高至94.1%（设计值：东方电厂93.18%、瑞金电厂92.76）。 对末级过热器高温段和末级再热器受热面进行了特殊约定：管屏不使用T23材料，仅选用两种管材（T91、TP347HFG）；对蒸汽温度在570以上或管壁温度在595以上时不采用T91；末过热段及末再管屏下弯头均采用TP347HFG管材，管屏下U型内管圈弯管半径进行合理调整，不小于3.4D。 对上锅厂提出的锅炉

5、容积热负荷进行了修正。从91.9kW/m3下降至90.77 kW/m3，从而提高了炉膛容积，炉膛高度从50.2m提高至50.7m，降低了炉膛出口温度，增强了煤种适应性。 空预器采用新型密封控制，空预器漏风率保证值为5%（一般在6%）,空预器采用永磁耦合代替液力耦合器，消除液力耦合油泄漏问题。 本工程汽机为上汽厂159 机型（N350-24.2/566/566）。该机型在设计阶段对于本体结构对机组效率的影响进行了全方位的考虑，为提高机组整体经济性能采取了有效的措施和手段。 布莱登汽封在热态时的径向间隙较冷态时能有较大幅度的减小，能提高效率，因此本机型在漏汽量较大的平衡活塞汽封处采用了此种汽封，其

6、他汽封均为传统迷宫式汽封。 采用喷嘴调节的汽轮机的第一级喷嘴通常都根据调节阀的个数成组布置，这些成组布置的喷嘴称为喷嘴弧段，又称喷嘴组。本机型调节级喷嘴采用我公司 2193B 型线，并在喷嘴外壁采取子午面型线通道，有效地降低了调节级喷嘴损失。 该机型中低压连通管如图所示。中压缸向上的排汽口分别与低压连通管相连。在进汽口前后部位，连通管上有两个波纹管组件，用拉杆成组，形成压力平衡膨胀节。由波纹管组件来吸收热胀变形，而由拉杆来承受汽压产生的力。中低压连通管在每个斜接的弯管中装入一组导流叶片环使气流平稳地改变方向，从而在最小的压损之下将蒸汽从中压缸排汽口引入低压缸。二、高效节能设计优化-设备选型2、

7、采用1100%容量汽动给水泵组，不设启动电泵 采用1100%容量汽动给水泵组在成本上低于250%容量汽动主给水泵 133 万元；在效率上高于 250%容量 2.28%，热耗比 250%降低 10.5kJ/kWh，每台机组每年可比 250汽动泵方案节约费用 69.1 万元。 取消 30电动启动给水泵可为工程节省约 250 万初投资费用，并节省了布置空间。 单汽泵的可靠性保证虽然主泵和小汽轮机本体可靠性较高，但是给水系统涉及前置泵、小汽机油系统、小汽机蒸汽管道、给水管道滤网等较多的附属系统，需要我们从设计、安装、调试和运行等各环节采取措施，确定单确保能够安全、可靠的满足机组要求。A、前置泵进口双滤

8、网采用主、辅滤网型式，辅滤网仅在事故工况下使用，设计考虑减少主滤网管路流动阻力。B、主泵进口滤网考虑采用T型单滤网。C、小汽机油系统单独设置一套油净化装置D、取消原前置泵进口电动隔离阀和小汽机排汽蝶阀，简化系统。E、小机的MTSI配置一套独立的系统，与风机振动测量装置分开设置。二、高效节能设计优化-设备选型3、其他重要辅机选型 三大风机的风量及风压裕量的计算基准点为BRL工况；风机TB点阻力计算按照厂家提供的BMCR工况阻力计，不再考虑裕量，裕量按设计规范的下限取值，节约了投资和运行电耗。 锅炉采用微油点火装置，节约燃油消耗。 三大风机采用动叶可调轴流式，运行时可在比较宽的范围内保持高效率，节

9、约电能。 采用2100%容量国产凝结水泵，配一套高压变频装置的方案，年省运行费用31.7万元。 开式水系统不设循环泵，减少了设备投资，节约了厂用电。 选用带有永磁调速装置的闭式水泵，年节约厂用电约54万度。 主变、高厂变均选用S11节能型变压器，相对S9型变压器，改进结构，空载损耗平均降低约30%。 本工程底渣输送系统采用风冷式干排渣机直接上渣仓的方案，出渣系统采用风冷式干排渣，可节约大量淡水。 除尘器前烟道、热一次风道、调温风道采用圆形烟风道，与常规矩形管道方案相比降低钢材耗量16-25吨；减少局部阻力损失，降低电耗，经估算风机年运行费用可降低12.6-25.4万元。二、高效节能设计优化-设

10、备选型二、高效节能设计优化-热力系统 增加0号高加后， 50%THA省煤器入口给水温度：由236提高至242.7，增加6.7 ，省煤器出口烟气温度大约会增加45，可以满足50%负荷时锅炉SCR装置的投运需要。无0号高加有0号高加差值100%THA76857650-3575%THA7891.57844.9-46.650%THA8214.58161.9-52.6 回热系统增设外置式串联蒸汽冷却器，采用过热度最大的三级抽汽加热#1高加出口的给水，使给水温度提升5（THA工况），蒸汽冷却器换热面积约234m2，3号高加需增加换热面积约170m2，热耗降低可达9.92kJ/kW.h，每年节省总费用为43

11、.89万元与同类型机组相比，煤耗降低0.36 g/kWh。1、3号高加设置蒸汽冷却器作为0号高加二、高效节能设计优化-热力系统2、选用了带有蒸汽喷射器的真空泵组 蒸汽喷射器原理和大气喷射器类似，只是利用蒸汽作为工作气流，蒸汽和凝汽器抽吸来的引射气流混合后进入冷却器，对水蒸汽进行冷凝。 配置蒸汽喷射器后，真空泵入口背压升高同时干空气量不增加，将可以使真空泵电机功率下降20%以上。按照机组年运行300d，电机平均功率80kWh计算，节约用电大约11.52万kWh，电价按0.43元/kWh计算，年节约费用4.95万元。 冬季工况，因脱硫必须的循环水量进入凝汽器，可将凝汽器极限真空平均提高0.4KPa

12、以上，煤耗降低0.8g/kWh。按冬季运行75天、煤价800元/吨，负荷率75%计算，年节约费用30.24万元。 配置蒸汽喷射装置，增加的总投资预算为100万元，包括泵组设计、蒸汽喷射真空泵组、主辅材料费、调试费等费用。因此真空泵配置蒸汽喷射装置预计通过3年收回投资成本。二、高效节能设计优化-热力系统3、四大管道优化设计 通过优化计算管道规格、弯管替代热压弯头等措施，将主蒸汽管道压降由5%降低至4%，热耗降低约6.15kJ/kW.h，标煤耗减少0.21g/kW.h； 再热系统总压降由10%降低至8%，热耗降低约12.3kJ/kW.h，标煤耗减少0.46g/kW.h。 经过主蒸汽和再热蒸汽系统的

13、优化，综合上述结果，总共可节约标煤耗0.67g/kW.h，若按年利用小时数5500小时，标煤价800元/t计算，每年可以节约标煤约1290吨，折合运行成本约103万元，经济效益非常可观。 主蒸汽和再热蒸汽系统压降优化中由于流速的适当降低管道内径略有增大，初投资有所增加，但主蒸汽、再热蒸汽系统弯管替代热压弯头可节约初投资，综合管道投资可基本保持不变。二、高效节能设计优化-热力系统4、冷端优化 根据汽机特性、循环水温、海水脱硫需求、系统布置，选择最优的汽轮机背压、循环冷却倍率、凝汽器面积、循泵运行台数等方案组合。 循环水优化采用年费用最小法，将投资和运行成本结合，推荐最优冷端参数配置方案。 凝汽器

14、背压由4.9kPa优化到4.7kPa，热耗降低约8kJ/kWh。 根据循环水供水系统的优化结果，一机二泵双速泵方案最优方案为凝汽器面积21500m2，循环倍率62倍，年运行费用1612.91万元；一机二泵定速泵方案最优方案为凝汽器面积20500m2，循环倍率54倍，年运行费用1669.10万元；双速泵比定速泵成本仅增加80万元，而年运行费用低56.19万元，双速泵方案优势比较明显； 从提高机组运行的经济性、可靠性、降低工程投资等方面综合考虑，采用一机二泵双速泵方案，循环倍率62倍，汽机背压4.7kPa，凝汽器面积21500m2。二、高效节能设计优化其他1、优化保温设计主蒸汽、再热热段、再热冷段

15、、高压给水和一次热风道的保温外表面设计温度限值由50降至45，保温优化后的保温厚度和初投资虽有所增加，但全寿命期（按20年折现）总体收益增加较多，单台机组的主汽再热管道可增加收益共约11.39万。2、超前策划、加大噪声治理力度开展降噪专题研究,针对噪声源制定噪声防治措施。在设备招标时优先选择低噪声设备，对噪声较大的设备采取隔声、消声措施，并采用吸声材料、隔声窗、植树绿化等其他噪声防治方法。在采取一系列噪声防治措施后,厂界噪声能够较好的满足有关标准限值要求。汽机运转平台汽机低加区域至海淡蒸汽管道锅炉炉后区域二、高效节能设计优化其他3、淡化海水，节约大量宝贵的淡水资源 考虑到舟山本岛淡水资源供需矛

16、盾日益突出,舟山电厂拟建设初期规模10000吨级/天、远期规模为10万吨/天海水淡化装置，选用神华国华电力自主开发的单机产水量1.2万吨/天MED-TVC设备，除满足本厂#3、#4号机组的自用水量（3600吨/天）外，同时将剩余水量供给舟山本岛北部，为地方淡水需求做出贡献。 低温多效蒸馏海水淡化技术（LT-MED）是海盐水蒸发最高温度低于70的海水淡化技术，其特点是将一系列的蒸发器串联起来，输入一定量蒸汽，通过多次的蒸发和冷凝，得到多倍于加热蒸汽的蒸馏水。产品水纯度高，一般固体溶解物总量（TDS）低于5mg/l，优于国家生活饮用水标准200倍，可以满足居民生活用水和各类工业用水。四、主要成果一

17、、工程概况 三、烟气“近零排放”处理系统二、高效节能设计优化三、烟气“近零排放”处理系统 舟山4号机组作为国华公司 “近零排放”工程首个投产的项目，在环保方面深入推进优化设计，将“近零排放”的思想深入落实到每个设计环节中，从除尘、脱硫、脱硝等逐个系统进行了深化研究，采用了当前先进的环保技术，形成了一套比较成熟、高效的“近零排放” 系统。舟山电厂4号机组“近零排放”环保技术路线整体技术路线：低氮燃烧+SCR+电除尘（4个常规电极+1个旋转电极）+高频电源+湿式电除尘器+海水脱硫。“近零排放”目标燃煤机组大气污染物排放低于天然气机组限值排放标准，即粉尘5mg/Nm3，SO2 35mg/Nm3，NO

18、x 50 mg/Nm3。三、烟气“近零排放”处理系统三、烟气“近零排放”处理系统“近零排放”成本测算环保设施环保设施投资（万元）投资（万元）占工程动占工程动态投资态投资%1、脱硝装置系统3,273 2.31 2、静电除尘器2,797 1.97 其中：旋转电极除尘器559 0.39 3、 湿式除尘器2,063 1.45 4、 0#高加138 0.10 5、低氮燃烧器333 0.23 舟山电厂出资合计8,6036.06海水脱硫（特许经营）5,400 3.81 合 计14,003 9.87 近零排放增加近零排放增加投资（万元）投资（万元）旋转电极除尘器559 湿式除尘器2,063 低氮燃烧器333

19、脱硫增加投资500 合 计3,455 占工程动态投资的2.44%三、烟气“近零排放”处理系统项目项目单位单位金额金额说明说明一、增加成本项目万元824 财务成本万元181 按投资3455万元，按项目投资的80%贷款，年利率6.55%测算（基准利率）折旧万元168 按20年、残值3%测算运行成本万元389 （1）耗碱100万元；（2）耗电191万元：耗电868KW/h(湿法除尘设计235KW/h、引风机功耗增加270KW/h、脱硫增加363KW/h）*5500小时*电价467元/兆瓦时；（3）耗水58万元：用量11吨/小时，水价6元/吨（海水淡化）；（4）耗液氨40万元：每小时增加26千克，含税

20、价3280元/吨检修成本万元86 按年检修率2.5%二、减少成本项目万元60 排污费-NOX万元42 减排量：浓度(100-50)*烟气量1210千立方米/小时*运行小时数5500/1000000排污费-SO2万元13 减排量：浓度(50-35)*烟气量1210千立方米/小时*运行小时数5500/1000000排污费-粉尘万元5 减排量：浓度(20-5)*烟气量1210千立方米/小时*运行小时数5500/1000000三、合计（增加-减少）万元763 四、#4机组单位售电量增加成本元/兆瓦时4.2 三、烟气“近零排放”处理系统近零处理主要技术-旋转电极电除尘舟山电厂4号机采用4+1型旋转电极式

21、电除尘器，即前四电场为常规电场，末电场为旋转电极电极电场； 收尘机理与常规电除尘器完全相同 改传统的振打清灰为清灰刷清灰，可清除高比电阻粉尘、粘性粉尘；清灰刷置于非收尘区，最大限度地减少二次扬尘。 设计效率99.94%，出口烟尘浓度30mg/Nm3；实际运行测量值16.53 mg/Nm3旋转阳极驱动装置绝缘子室固定电极电场旋转电极电场旋转阳极板阳极清灰装置阴极振打放电极三、烟气“近零排放”处理系统 舟山电厂4号机充分利用海边电厂的有利条件，采用海水脱硫技术，成为首个获得国家环保部环评中心评审通过的脱硫效率不低于98%的海水脱硫项目，是电厂二氧化硫近零排放的重要举措。 海水脱硫工艺是利用火电厂原

22、有冷却用海水作为脱硫剂的一种脱硫工艺。主要由烟气系统、吸收塔系统、供排海水系统、海水恢复系统等部分组成。 经海水脱硫后SO2小于35mg/Nm，粉尘浓度小于16.5mg/Nm3（脱硫除尘效率按50%计）；实际运行值粉尘小于10.3mg/Nm3，SO2浓度为2.76mg/Nm。近零处理主要技术海水脱硫三、烟气“近零排放”处理系统 超低氮燃烧技术的应用 + SCR脱硝装置的配置，使得燃煤电厂氮氧化物的排放值低于燃机排放值。设计值实际测量值炉内低氮燃烧160mg/Nm3（75%-100%负荷）200mg/Nm3（50%-75%负荷）103 mg/Nm3SCR脱硝效率不小于80%80.14%机组NOX

23、排放浓度保证小于50mg/Nm319.8 mg/Nm3（浙江省环境监测中心站监测数据）近零处理主要技术Nox控制技术三、烟气“近零排放”处理系统与常规电除尘器的原理相同。湿式电除尘器采用液体冲刷集尘极表面来进行清灰。 该技术在美国、欧洲、日本较为成熟，已有近30年的成功应用历史。 国内已有多个电厂签订湿式电除尘器合同或确定采用此技术。浙能六横21000MW机组、宁波中华纸业250MW机组等已签订湿式电除尘器合同。嘉兴三期21000MW机组、浙能台州21000MW机组、温州发电厂2600MW机组等已确定采用此技术，烟尘排放要求均小于5mg/m3。 湿式电除尘器是舟山电厂4号机近零排放控制系统的最终精处理技术装备。 烟囱出口粉尘排放浓度