镇海联合发电9E燃机油改气工程可行性研究报告

镇海9E燃机油改气工程可行性争论报告镇海9E燃机油改气工程可行性争论报告101.1工程背景浙江浙能镇海联合发电〔“镇海联合发电公司”或1999年建成投产以来，始终以重油为燃料，发电本钱高，污染比较严峻〔尤其是S2和NX9E燃机油改气工程。可行性争论的范围和深度本可行性争论的争论范围和深度参照中华人民共和国电力行业标准DL/T5375-2023《火力发电厂可行性争论报告内容深度规定》进展。着重对与机组改烧自然气有关的主设备本体改造、自然气供给系统、自然气调压系统、掌握系统、消防系统和环境保护等进展争论，提出投资估算并进展财务分析。本可行性争论无业主另行托付特地争论的其它工程。工程概况电厂现状4.871×300MW燃气-蒸汽联2100MW级燃气轮发电机组、2台余热锅1100MWS209E“二拖一”方式。正常工况机组燃用重油，启动用轻油。淡水接自镇海发电厂，海水实行甬江岸边取排方式。二台燃机以及一台汽轮发电机各以发电机变压器组接线接入电厂220kV4回。3500小时，调峰运行。但由于油价高企，近年来实际年运行时间远远低于设计年利用小时2023年全年实际运行时间1822.141049.72小时。2023年全年实际运1246.68748.49小时。主要设计原则本工程为利用自然气对电厂的S209E机组进展油改气的争论，将机组燃料改为仅烧自然气，不考虑备用燃料。按业方法见，为掌握投资，余热锅炉受热面局部和汽轮发电机整体目前暂不考虑改造。本工程为老厂改造，因此应充分考虑利用现有电厂的设施，以利节约投资，降低工程造价。厂外自然气管道由浙江省自然气开发负责建设。元/Nm3。3500小时计。7度。机组名义容量为1×300MW级，经济评价计算中毛出力按343MW334.4MW为基准进展测算。主要技术经济指标工程静态投资(万元)13101发电气耗(NM3/kW.h)0.229平均电价〔含税〕(元/MW.h)667.21SO排放浓度20NO 排放浓度ppmvd@15%O 25X 2粉尘排放浓度 近0主要结论及问题和建议工程建设的必要性增加电力供给，增加电网调峰力量发电机组技术条件限制不能随供电负荷作无限、即时的变化，因此，为保证电力系统安全、稳定运行，电网中需要存在肯定的调峰电源以保持1×300MW燃气-蒸汽联合循环机组即为浙江电网调峰机组。改革开放以来，浙江省经济迅猛进展，供电负荷业随之快速增长，但随着产业构造的调整，第三产业用电和居民生活用电增加快速，浙江2023～2023年间浙江电网统调最高负荷1-1。1-12023～2023年浙江电网统调最高负荷和峰谷差状况年份2023202320232023统调最高负荷/万千瓦2575.63064.13403.63712.5统调负荷峰谷差/万千瓦915.61022.81157.01275.5截止至20233712.5万千瓦，同比增长约为9.08%，最大用电峰谷差为1275.5万千瓦，同比增长约为10.24%3600.783408.03万161.7531.0万千瓦。其中2023年统调最高负荷3712.5万k1275.5万而当年浙江电网统调水电装机容量仅161.75万kW，正常状况下，利用火电调峰后，可根本满足浙江省的调峰需求，丰水季节水电调峰力量降低，主要依靠火电调峰，调峰缺口117万kW左右。因此，在调峰力量尚不充分的浙江电网，保存这些调峰功能强的燃机机组，对缓解我省电网的峰谷差将起到格外乐观的作用。保护环境的需要承受自然气作为燃料的联合循环电厂承受先进的低氮燃烧技术，NOX排放低；由于自然气中不含可检出硫，可实现SO2的近零排放；所以，排放的烟气污染物中烟尘、二氧化硫和氮氧化物等均低于原燃用重油机组的排放水平，可以大大削减对四周环境的污染物排放；本工程不增污废水和噪声源。因此，从环保角度来说，本工程进展油改气具有“总量掌握”的要求。改造后对四周环境质量现状有明显的改善作用。提高能源利用率，实施节能减排和可持续进展战略本改造工程实施后，预期燃机出力能提高约4.5%以上，燃机热耗降低约0.3%。取消了重油和轻油燃料，机组正常运行和启停均承受自然气，节约了燃油的消耗。燃料自然气承受直接供气方式，不设置增压机，同时取消了燃油处理装置及前置泵组，节约了厂用电。所以，本工程完全符合国家节能减排和可持续进展战略要求。工程建设的可行性2023年气量根本平衡，2023年缺口又将扩大，但浙江浙能镇海联合发电已获得浙同。本工程属改造工程，原厂址内有足够的场地实施改造工程，并且交通运输条件格外便利，无重大设备需运至厂内。工程所在地的水文气象条件及地址条件均适合改造工程的实施。本改造工程实施后根本不增加淡水耗量。暂不改造，与燃机改烧自然气后进展联合循环运行，不存在重大的技术障碍。低，可以改善当地环境质量现状。本改造工程实施后，燃机机组出力能提高约4.5%以上，燃机热耗0.3%，符合国家节能减排和可持续进展战略要求。9F所以，本工程的建设是可行的。厂址条件厂址概况镇海发电厂位于浙江省宁波市镇海区虹桥村，厂区地处甬江北岸，7182公里，宁波至镇海的大路就在厂区北侧通过，电厂进厂道路与宁镇大路相接。镇海发电厂现有装机容量为1800MW2×125MW燃油机组，二、三期工程各为2×200MW燃煤机组，第四期工程即本工程为1×300MW燃气-蒸汽联合循环机组。其中，一期2×125MW燃油已改建2×350MW燃气-2023投产。9E1×300MW燃气-蒸汽联合循环机组〔四期工程〕进展油改气的方案论证。9E燃机电厂〔四期工程〕位于整个镇海发电厂厂区的西部，其建设规模为1×300MW燃气-1999年64.871%频率高潮位3.72米85国家高程系，下同1%频率最高内河水位2.62米，场地设计标3.122100MW级燃气轮发电机组、2台余热锅炉配1台100MW级蒸汽轮机。燃机机组露天布置在厂区的中部，汽机房布置在燃机的西北侧、前大河的南岸。关心生产设施主要布置在主厂泵房、净化油罐、轻油日用油罐、重油日用油罐等建构筑物。二台燃机以及一台汽轮发电机各以发电机变压器组接线向东接入电厂220kV升压站，送出4回。循环水实行甬江岸边取排方式，取水泵房位于一期循环水泵房的西侧。交通运输大路运输发电厂的西北侧与宁镇大路引接，大路交通格外便利。铁路运输镇海发电厂的厂区北侧约2公里处是从杭甬铁路接出至镇海港及镇海炼化的铁路专用线。水路运输镇海发电厂地处甬江北岸，距出海口约7公里，甬江能侯潮通航30006201公里处。综上所述，本工程的交通运输条件格外便利。因本工程为改造工程，无重大设备需运至厂内，因此本工程不考虑大件设备的运输。水文及工程气象水文条件电厂潮位特征电厂濒临甬江，潮汐属非正规半日潮，最高潮位通常秋季，由天文大潮患病台风增水和上游洪水所造成，最低潮位一般发生在冬季，受西北大风影响，导致水域减水形成。依据电厂四周的镇海潮位站历年实测资料统计分析，电厂特征潮位如下：实测最高潮位：3.35m 1997.08.18 (1985国家高程，下同)实测最低潮位：-2.07m 1952.01.26累年平均高潮位：1.12m累年平均低潮位：-0.69m累年平均潮位：0.30m最大潮差：3.96m 2023.08.31累年平均潮差：1.82m平均涨潮历时：6:21平均落潮历时：6:04百年一遇高潮位：3.72m五十年一遇高潮位：3.46m97%低潮位：-2.04m保证率99%低潮位：-2.10m潮流工程海疆潮流运动根本呈往复流形态，最大垂线平均涨潮流速在0.70m/s～1.16m/s之间，流向多偏向西南，测点最大涨潮流速1.30m/s；最大垂线平均落潮流速在0.94m/s～1.32m/s大涨潮流速1.66m/s。潮流速随潮汛大小的变化，表现为大潮大于中、小潮，落潮流速大于涨潮流速。泥沙工程四周甬江水域含沙量较大，大潮期间垂线平均含沙量涨潮在1.82kg/m3～3.02kg/m3之间落潮在1.12kg/m3～2.12kg/m3之间中潮期间垂线平均含沙量涨潮在1.45kg/m3～2.67kg/m3 之间，落潮在1.10kg/m3～1.57kg/m3 之间；小潮期间垂线平均含沙量涨潮在0.053kg/m3～1.17kg/m3之间，落潮在0.166kg/m3～0.906kg/m3之间，总0.2H层向底层渐渐增大，在底层含沙量最高，底层实测9.10kg/m3。内河水位特征电厂地处平原河网地区，区域河流众多，主要河流有中大河、江北大河、英雄河、西大河、前大河、浜子港等，河流纵横穿插，与沿江的排水闸一起组成区域的排水体系。厂址四周河流主要有中大河和前大河，前大河位于厂区西北侧，在厂区东北侧与中大河集合，通过张槛契闸注入甬江。依据电厂四周的骆驼桥水位站历年实测水位资料统计分0.85m2.41m2.50m，2.40m。气象条件四季清楚特征。依据电厂四周北仑气象站历年资料统计，各气象特征值如下：累年平均气压：1014.1hPa累年平均气温：16.5℃极端最高气温：38.5℃ (1988年7月20日)极端最低气温：-6.6℃ 月31日)累年平均相对湿度：79%极端最小相对湿度：10% 月19日)累年平均水汽压：16.7hPa累年平均降水量：1316.8mm最大日降水量：160.9mm (1981年9月23日)最大小时降水量：81.2mm 7月30日)最长连续降水天数：18d 年8月30日9月16日)相应过程降水量：251.1mm累年平均蒸发量：1499.5mm累年平均雾日数：26.7d累年平均雷暴日数：31.1d最大积雪深度：14cm 1月30日)土壤冻结最大深度：50mm累年平均风速：5.1m/s格外钟平均最大风速：34.3m/s (1988年08月08日E)瞬时最大风速：40m/s全年主导风向：ESE、NW(10%)夏季主导风向：ESE冬季主导风向：NW3-1。图3-1 北仑气象站全年风玫瑰图工程设想总平面布置规划2台100MW级燃气轮发电机组由燃油机组改造为燃气机组。本专业的具体工作内容为：1、建二套自然气前置模块。2、建二套燃机本体燃气模块。3、建自然气调压站和放散塔各一座。4、建自然气调压站、自然气前置模块、燃气模块之间的自然气管道。对应的处理对策：1、燃机四周原来布置有燃油选择加热模块，在油改气后，该燃油前置模块将撤除，其场地可用来布置自然气前置模块。4mx4.5m，需要靠近燃机布置〔3米。现场燃机四周只有进风道钢#7燃机的燃气模块布置在燃机的东侧，#8燃机的燃气模块布置在燃机的西侧。3、自然气调压站和放散塔需要的占地比较大，约18mx40m，自然气调压站和放散塔均为甲类建筑，对四周建筑均需保证足够的安全间距，这在四期燃机电厂的内部是无法布置的，因此，自然气调压站和放站的南侧。该场地目前为空地，无其它建筑，局部场地目前已敷设石渣回填，作为自然气公司末站南侧的简易路面使用。4、由调压站出来的自然气管〔2根管径DN200〕承受直埋方式沿220kV屋外配电装置之间沿现有进厂小桥西#8#7燃机的自然敷设。该改造方案的优点是：可充分利用现有场地及设施进展改造，无需增加工业用地。该改造方案的缺点是：调压站离燃机距离较远，需要选择适宜的调压器和供气管径以保证变负荷时压力波动不影响燃机运行。另外，因本工程改造工程不需要很大的施工场地，完全可以利用四周空地解决，因此，本工程不考虑租借施工场地。装机改造方案燃机系统原有状况PG9171E型，正常燃用重油，启停用轻油。其中#8燃机〔对应GE296882〕2023年作性能升级，可实现〔firingtemperature)#7〔GE296883〕不能实现最高点火温度。4-1。4-1燃机估算性能参数环境温度 ℃燃料-10重油15重油39.4重油发电机毛出力 MW130.580112.63094.190排烟流量 kg/sec453.3409.7364.3排烟温度 ℃505523541毛热耗率 KJ/KWh10709.811028.011630.9环境温度 ℃-101539.4燃料轻油轻油轻油发电机毛出力 MW138.640119.820100.510排烟流量 kg/sec453.5409.8364.4排烟温度 ℃524541560毛热耗率 KJ/KWh10563.310860.611430.04.2.1.2 改造内容及改造后性能本工程燃机的改造内容包括撤除与液态燃料系统和雾化空气系统相关的设施和管道，增加气体燃料模块、燃气速比/截止阀〔SR、燃料掌握阀〔GCV、燃气止回阀组、燃气管道及过滤器等，同时将燃料系统由烧轻重油燃料的标准燃烧器更换为仅烧自然气的DLN-1燃烧器，置。4-24-3。燃机性能及排气参数均为粗略估算值，假设燃机为全状态，未计入燃机老化等因素。表4-2 #7燃机性能参数环境温度℃-7.215.0037.2发电机毛出力MW137.348120.000101.983排烟流量kg/sec457.530418.301377.495排烟温度℃516.8532.2548.2毛热耗率KJ/KWh10498.410795.211308.3表4-3 #8燃机性能参数环境温度℃-7.215.0037.2发电机毛出力MW149.440131.250112.414排烟流量kg/sec457.577417.799376.692排烟温度℃522.6538.3554.8毛热耗率KJ/KWh10016.610263.810689.3余热锅炉系统原有状况镇海联合发电公司与燃机配套的余热锅炉由荷兰NEM公司设计，其中高压汽包、除氧器、各受压件模块由杭锅集团制造。锅炉〔管箱〕都通过8根吊杆悬挂在炉顶钢架上。锅炉运行时，本体受热面模块〔管箱〕向下膨胀。燃机燃重油时，锅炉的最大额定蒸发量为171.7t/h5076.9MPa，排烟温度为175171.7t/h，过热蒸5077.5MPa172℃。由于燃机设计燃料为重油，受热面积灰状况比较严峻，故锅炉配备了6层每层3182热面吸热后经出口转弯烟道进入二台锅炉合用的混凝土烟囱。改造内容燃机改燃自然气后，其排气量相应增加，排气温度也有所提高。经时，#7178t/h，#8燃机182t/h。燃机改燃自然气后，原有的吹灰器可以拆掉，这样可以提高炉子本体的密封性，并削减吹灰器的日常维护工件量。由于锅炉受热面没变，所以锅炉的钢构造、悬吊装置等根本均能满足安全、强度等方面的要求。结论锅炉通过简洁的改造，可以满足电厂改烧自然气的要求。具体的改造内容需要在锅炉厂进一步核算之后才能确定。蒸汽轮机系统本工程原有的蒸汽轮机为GEC-ALSTOM生产的单压进汽汽轮机。72.2bara503376t/h的112MW66bara，进汽340t/h103MW。ISO工况下汽轮机进汽流量增加约20t/h110MW。本工程暂不考虑改造汽轮机，以后如需改造，另作论证。改造后机组性能本工程改造后，ISO4-4。4-4ISO工况性能参数汇总表工程单位数值#7燃机毛出力MW120.000#7燃机毛热耗率KJ/KWh10795.2#7燃机排烟温度℃532.2#7燃机排烟流量kg/sec418.301#7燃机配套余热锅炉过热蒸汽压力Mpa6.9#7燃机配套余热锅炉过热蒸汽温度℃507#7燃机配套余热锅炉过热蒸汽流量t/h178#7燃机配套余热锅炉排烟温度℃175#8燃机毛出力MW131.250#8燃机毛热耗率KJ/KWh10263.8#8燃机排烟温度℃538.3#8燃机排烟流量kg/sec417.799#8燃机配套余热锅炉过热蒸汽压力Mpa6.9#8燃机配套余热锅炉过热蒸汽温度℃507#8燃机配套余热锅炉过热蒸汽流量t/h182#8燃机配套余热锅炉排烟温度℃171汽轮机进汽压力Mpa6.6汽轮机进汽温度℃505汽轮机进汽流量t/h360汽轮机排汽背压kPa5.1汽轮机毛出力MW110联合循环毛出力MW361联合循环毛效率%49.18联合循环毛热耗率kJ/kWh7320厂用电率%2.5联合循环净出力MW352联合循环净效率%47.95联合循环净热耗率联合循环净热耗率kJ/kWh7508由于燃机制造厂家GE供给的燃机性能及排气参数均为粗略估算值，假设燃机为全状态，未计入燃机老化等因素；同时，余热锅炉和汽轮机暂不考虑改造，制造厂家还需在下阶段进一步核算性能数据，因此上述性能参数均为估算值。考虑到影响燃气轮机性能的一些因素，如当地实际气象条件、燃气轮机随使用年限的增加性能降低、进气及排烟损失、机组频繁启停等，本工程在技术经济分