火電廠綠色電站重大技術路線和經濟性研究100930.doc

火電廠建設綠色電站重大技術路線和經濟性研究總報告綠色火電廠課題組二一年六月目 錄一、概述 1二、項目內容組成 2三、課題組成員 3四、各專題主要結論 （一）大型燃煤機組參數(shù)選擇 4（二）主要輔機單列布置專題研究 6（三）側煤倉間布置專題研究 12（四） 排煙冷卻塔專題研究 13（五）電氣ECMS設置原則專題研究 14（六）節(jié)能 、環(huán)保 （1）直接空冷機組背壓優(yōu)化 15（2）電除塵器采用高頻電源技術 15（3） 雙尺度低NOX燃燒技術復合SNCR煙氣脫硝技術的技術經濟性分析 16 五、集團公司綠色火電站重大技術路線建議 17一、概述近幾年，為了滿足我國國民經濟和社會發(fā)展的需要，以燃煤火力發(fā)電為主的電力裝機容量迅速增長，隨著國家對火電節(jié)能減排要求的提高，新的火電環(huán)保排放標準已經出臺，火電廠污染物排放總量受生態(tài)環(huán)境和政策的制約日益突出。同時，由于電力裝機快速增長，發(fā)電設備利用小時呈總體下降趨勢，發(fā)電企業(yè)經營形勢嚴峻。環(huán)保和經營兩個方面的壓力，對火電建設提出了更新、更高的要求。為了適應這一形勢，必須通過大力的優(yōu)化設計和精細化管理，建設高效節(jié)能、資源節(jié)約、環(huán)保和諧、盈利創(chuàng)效、可持續(xù)發(fā)展的綠色電廠。2008年11月開始，按照朱總、喬書記的要求，集團公司基建系統(tǒng)開展了“學外三、學巢湖”活動，同時在在建和新建工程中全面開展了設計優(yōu)化工作。2009年4月基建工作會后，明確提出了把集團公司所有火電廠建設成為最高效、最環(huán)保、投資最省的綠色電廠的要求，提出了“技術先進、安全可靠、造價合理、資源節(jié)約、綠色和諧、循環(huán)經濟”的建設目標，并安排了火電廠建設綠色電站重大技術路線和經濟性研究課題。為了全面系統(tǒng)地做好建設綠色電站的各項工作，2009年6月以來，高總多次主持會議，對建設綠色火電站各項工作提出了明確的要求。工程建設部在集團公司各相關部門、分（子）公司、研究單位、項目公司以及系統(tǒng)外多個設計院的大力支持和通力合作下，伴隨著綠色火電站建設工作開展的同時，課題研究工作順利開展。各子課題研究過程中都結合了工程實際應用，是在邊研究、邊討論、邊修改、邊應用過程中完成的。子課題經過牽頭分（子）公司、研究單位組織專家多次討論和修改，成熟的建議直接應用到了具體工程中。最終總報告形成后，對其中的主要依據(jù)和建議，集團公司組織廣泛聽取了專家意見，并吸取專家意見對報告進行了完善。目前，課題的主要結論和建議已經納入中國國電集團綠色火電站建設指導意見和300MW（供熱）、600MW等級綠色燃煤電站典型設計原則中，并且已經在當前集團公司機組選型、設計方案優(yōu)化、工程建設管理工作中付諸實施。二、課題內容組成課題一共包括了八個專題，組成如下：1、大型燃煤機組參數(shù)選擇專題研究由技術經濟咨詢中心完成；2、火力發(fā)電廠主要輔機單列配置專題研究報告國電電力依托布連電廠委托河北省電力勘測設計院完成；3、側煤倉間布置專題研究報告委托江蘇省電力設計院完成；4、排煙冷卻塔專題研究報告委托北京國電華北電力工程有限公司完成；5、電氣ECMS設置原則專題研究由東北公司委托東北電力設計院完成；6、節(jié)能、環(huán)保（1）直接空冷機組背壓優(yōu)化專題研究由華北公司依托長治電廠委托山西省電力勘測設計院完成；（2）靜電除塵器采用高頻電源專題報告委托國電科學技術研究院完成；（3）雙尺度低NOX燃燒技術復合SNCR煙氣脫硝技術的技術經濟性分析委托煙臺龍源電力技術有限公司完成。三、課題組成員（一）課題負責人：賈彥兵（二）課題組成員名單：工程建設部：楊勤、曹震岐、鐘儒耀、石峰、韓臻安全生產部：胡文森、楊希剛科技與綜合產業(yè)部：胡道成能源研究院：張志文、付志奎、王忠會、歐陽海瑛 米劍鋒國電科學技術研究院：李永生國電電力：武俊、肖紅兵、張福生、劉文斌華北公司：張廣宇、李勝官東北公司：吳景文、周曉波、池永華東分公司：丁怡若、張進科環(huán)集團：王公林、楊東、苗雨旺參與的項目單位包括：布連、長治等參與的設計院包括：華北院、東北院、江蘇院、河北院、山西院等四、各專題主要結論（一）大型燃煤機組參數(shù)選擇本專題由能源院研究完成，主要結論如下：1、2300MW等級機組由于目前300MW等級機組主要用于供熱工程，除了采用適用于循環(huán)流化床的劣質煤以外，在目前的設備價格和煤價條件下，在滿足供熱要求的條件下，宜優(yōu)先選用35萬千瓦超臨界機組。（1）造價由于國產化率的提高，超臨界機組與亞臨界機組造價差縮小，根據(jù)目前的市場情況，2350MW超臨界機組投資比2330MW亞臨界機組高約1億多元，但由于容量增加40MW，單位造價比2330MW亞臨界機組的單位千瓦造價略低。（2）煤耗從設備廠的性能保證以及投運項目的實際煤耗看，2350MW超臨界機組供電煤耗比2330MW亞臨界機低約89克/kWh左右。2、2660MW機組根據(jù)目前的煤價情況，綜合考慮經濟效益、環(huán)境效益、社會效益和國家產業(yè)政策，建議坑口電站以外的600MW等級燃煤火電機組均選用超超臨界參數(shù)，坑口電站機組選擇超參數(shù)或超超臨界參數(shù)根據(jù)技術經濟比較結果確定。由于超超臨界機組主汽和再熱汽溫度提高至600度，高溫管道的蒸汽側氧化皮剝落及由此引起的汽輪機葉片固體顆粒侵蝕（SPE），對機組安全和經濟運行都會產生嚴重威脅，機組安裝、檢修以及啟停都要采取相應的防范措施。主汽和再熱汽溫度提高到600度后，煙氣含硫量上升到一定程度后（燃煤含硫量1.5%以上），對Super304和HR3C材料的高溫腐蝕急劇上升，需要在運行中關注燃煤的含硫量，防止高含硫煤種對鍋爐受熱面的高溫腐蝕。（1）造價根據(jù)目前的市場情況，2660MW超超臨界機組投資比2660MW超臨界機組高約3億元，單位造價比超臨界機組的單位千瓦造價高約218元/千瓦。（2）煤耗從設備廠的性能保證以及投運項目的實際煤耗看，2660MW超超臨界機組供電煤耗比2660MW超臨界機低約5克/kWh左右。在2009年火電機組造價水平及機組年利用小時數(shù)為5000小時等測算條件下，60萬千瓦級機組選擇超臨界機組或超超臨界機組的臨界標煤價格為576元/噸。（二）主要輔機單列布置專題研究本專題由國電電力、河北省電力設計院完成，主要結論如下：1、300MW等級機組（1）鍋爐輔機雙列配置除初投資及運行費用略高以外，其它方面較單列配置均有優(yōu)勢，尤其在保證供熱的安全可靠，避免造成不良社會影響方面優(yōu)勢明顯。因此，在目前熱網沒有備用熱源的情況下，建議300MW 等級供熱機組鍋爐三大風機、空預器、除塵器宜采用雙列配置。建議先安排在一臺機組停運，其余機組能滿足60%75%區(qū)域熱負荷的工程進行鍋爐輔機單列配置的試點工程，在總結試點工程成功經驗的基礎上，再行推廣。a.初投資2臺300MW等級機組鍋爐單列配置空預器、除塵器、三大風機合計降低造價1230萬元左右，加上煙道、擋板、設備基礎共計降低造價1330萬元左右。b.運行經濟性鍋爐輔機單列配置方案簡化了煙風系統(tǒng)，取消了聯(lián)絡風道和風機進出口風門，減少了檢修維護工作量，且不存在兩臺風機在低負荷時發(fā)生“搶風”現(xiàn)象，也避免了2臺風機并列操作帶來的風險。根據(jù)測算，年費用節(jié)省75.3萬元。c.運行可靠性根據(jù)目前設備的可靠性，雙列設備等效可靠度系數(shù)為99.7%，單列等效可靠度系數(shù)為85.1%，雙列設備比單列設備有1.17倍儲備系數(shù)或安全系數(shù)。從供熱可靠性來看，雙列設備比單列設備可靠性要高出很多。（2）給水泵300MW等級機組的100%汽動給水泵的容量與600MW機組的50%容量汽動給水泵基本相當。目前國內該容量的給水泵和小汽機的運行臺數(shù)已有上百臺，給水泵及汽輪機的可靠性和大修間隔基本能做到與主機相同或更長，其可靠性不亞于主機。從國內外的設備生產和運行的統(tǒng)計來看，國內300MW等級機組1100%容量汽動給水泵方案基本可以達到與250%容量汽動給水泵的可靠性水平。結合300MW等級民用采暖供熱機組的實際情況，兼顧泵組配置、運行的靈活性、可靠性及經濟性，采用1100%容量汽動給水泵+150%容量啟動/備用電動給水泵方案優(yōu)于250%容量汽動給水泵+30%容量啟動電動給水泵方案。a.初投資1100%容量汽動給水泵的價格比250%容量汽動給水泵低240萬元左右，價格優(yōu)勢比較明顯。但如同時配置50%容量的啟動/備用調速電動給水泵時，價格基本相當。b.運行經濟性100%小汽輪機汽耗較50%小汽輪機約低1%。300MW等級機組采用1100%容量汽動給水泵組配置后，所需要的設備和元件比250%容量汽動給水泵組減少一半，系統(tǒng)簡化，控制簡單，運行維護方便，年運行費用低。c.運行可靠性根據(jù)目前實際運行情況，300/600MW機組的汽泵可用系數(shù)93.96%以上，且非計劃停運率僅0.28 %以下;汽泵計劃停運系數(shù)5.9%以下，非計劃停運系數(shù)0.15%以下，因此，給水泵故障造成機組強迫停機的幾率很小，僅為機組計劃停運的2%，對機組的壽命影響很小。從各電廠反饋的信息來看，汽動給水泵的可靠性很高，因給水泵或小汽機的原因而發(fā)生的導致整個機組強迫停機的事故很少，對機組的運行影響不大。目前國內外投產的600MW級機組，給水泵的運行情況良好，給水泵的備用功能投入的極少。2、600MW等級機組（1）鍋爐輔機鍋爐輔機單列配置工程在國內尚未實際投運，目前業(yè)內對鍋爐輔機單列配置的可靠性問題以及對機組造成的影響普遍比較關注，諸如：輔機故障造成的“非?！贝螖?shù)有可能會增加、機組啟停次數(shù)增加會影響機組壽命、輔機檢修只能在停機時進行、電網調度部門可能會開出高額罰單等等。因此，建議在現(xiàn)階段應重點加強試點工程實施過程的跟蹤、分析、總結等管理工作，取得成功經驗后再考慮推廣。a.初投資2臺600MW等級機組鍋爐采用單列配置空預器、三大風機合計降低設備造價1800萬元左右。隨著國內設備加工制造能力的提高，在初期投資上，采用單列配置比雙列配置的優(yōu)勢將越來越明顯。b.運行經濟性從機組運行的經濟性方面講，鍋爐輔機單列配置方案空預器、一次風機的漏風率和效率優(yōu)于雙列配置方案；單列配置送風機和引風機的效率與雙列配置風機基本相當。值得說明的是當機組在低于50%的額定負荷運行時，雙列配置方案風機單側運行也不能達到節(jié)約用電的目的，這一點可以通過外高橋二期、東勝熱電廠、大同電廠三期的單側運行實驗結果得到驗證，究其原因是單側運行時風機流量大壓頭小，運行工況嚴重偏離風機高效區(qū)，效率下降非常明顯。此外單列風機沒有兩臺風機搶風、運行不均衡而帶來的風機實際效率下降的問題。因此單列風機配置方案在各運行工況下，其經濟性都優(yōu)于雙列配置方案。鍋爐輔機單列配置方案簡化了煙風系統(tǒng)，取消了聯(lián)絡風道和風機進出口風門，減少了檢修維護工作量，且不存在兩臺風機在低負荷時發(fā)生“搶風”現(xiàn)象，也避免了2臺風機并列操作帶來的風險。根據(jù)測算，年費用可以節(jié)省94.8萬元。c.運行可靠性對于不同的負荷分配方式，單、雙列設備其可靠度組合是不同的，因而產生的故障對機組損失的影響有較大差異。在輔機可靠度93.63%的條件下，即使機組帶基本負荷，利用小時數(shù)按5500h計算，單列設備的故障損失仍大于雙列設備，總的趨勢是隨著機組調峰能力的增加，單列設備的故障損失在增加。在輔機可靠度94.7%的條件下情況發(fā)生了改變，可靠度越高，單列設備的故障損失越少。當可靠度達到96.3%時，對于參與調峰的機組，單雙列布置故障損失的盈虧達到平衡。設備的可靠性還與設備本身狀況、檢修水平、運行條件等多方面因素相關，隨著單列輔機設備可靠度及機組負荷率的提高，輔機單列配置較雙列配置的機組故障損失趨于減小。（2）給水泵600MW等級機組采用1100%汽動給水泵組或250%汽動給水泵組方案均可行。就目前國內生產能力以及市場價格情況而言，對于高煤價地區(qū)，采用1100%方案是經濟的，但應特別關注設備的可靠性，在汽動給水泵組的選型、設計、制造、安裝、調試、運行和維護方面應與主機等同對待。a.初投資由于目前國內尚不能提供600MW等級機組100%容量汽動給水泵，所以100%容量汽動給水泵按進口產品考慮，2臺機組1100%容量汽動給水泵方案和250%容量汽動給水泵方案相比，設備初投資增加1550萬元左右。b.運行經濟性對于給水泵，進口1100%給水泵的效率比國產250%給水泵高3%左右。對于給水泵汽輪機，1100%容量給水泵汽輪機內效率稍高于250%容量的內效率，在低負荷運行時效率優(yōu)勢更加明顯。其中在THA工況下高0.1%；在75%負荷工況下高1.3%；在50%負荷工況下高2%。1100%汽動給水泵效率較250%汽動給水泵效率高3.1%，節(jié)電618kW，按機組年利用小時數(shù)5500小時計算，兩臺機組節(jié)約標煤1900噸/年。1100%容量的汽動給水泵的系統(tǒng)簡單，需要控制的設備和元件比250%的汽泵的系統(tǒng)減少一半，維護檢修費用低。根據(jù)上述投資和年運行費用計算，盈虧平衡標煤價為673元/噸。c.運行可靠性從2008年中電聯(lián)發(fā)布的可靠性數(shù)據(jù)來看，600-660MW機組的汽泵可用系數(shù)94.08%，非計劃停運率僅0.21 %。1100%容量的汽動給水泵采用進口設備，其可靠性高于國產600-660MW機組的50%汽泵。若按照相同的可用系數(shù)計算，雙泵和單泵的可用系數(shù)相差不超過5%。由于汽泵的可靠性很高，統(tǒng)計非計劃停運率很低，因此因采用1100%容量的汽動給水泵而造成機組非計劃停運的可能性非常低。（三）側煤倉間布置專題研究本專題由江蘇省電力設計院完成，主要結論如下：煤倉間的形式應結合總平面布置與主廠房的布置方案來進行選擇。采用側煤倉的主廠房布置方案較傳統(tǒng)前煤倉方案具有主廠房功能區(qū)間明確、設備布置緊湊、工藝管道短捷，建筑體積小，電氣熱控設備布置高度分散，工程造價低的優(yōu)勢。但在緊湊布置時應充分考慮到設備檢修的空間，特別是管道閥門比較集中區(qū)域的檢修空間。300MW等級機組采用四角噴燃鍋爐時應充分考慮送粉管道阻力均勻性問題，采用側煤倉方案時應采取必要的措施。投資上兩臺300MW機組采用側煤倉間布置后，工程總投資可節(jié)省13501500萬元左右，兩臺600MW機組采用側煤倉間布置后，工程總投資可節(jié)省3000萬元左右。下列情況不適宜采用側煤倉布置方案：1、從煤倉間布置看，300MW級以下機組，兩臺鍋爐之間縱向長度或鍋爐橫向長度往往小于側煤倉布置要求，不建議采用。600MW及以上機組，鍋爐若采用塔式爐，此時兩臺鍋爐之間縱向長度遠大于側煤倉布置要求，而橫向長度又偏小，不建議采用。采用“W”火焰鍋爐工程，由于鍋爐寬度比較寬，不建議采用側煤倉布置。2、300MW等級機組采用四角切圓燃燒鍋爐時，若送粉管道阻力均勻性問題難以解決時，不建議使用。3 、對于擴建機組，預留輸煤棧橋與側煤倉的上煤不匹配，應通過經濟分析確定，如增加的費用較高，不建議采用。4、當采用側煤倉布置方案引起整個電廠總平面布置不合理時，不建議采用。（四）排煙冷卻塔專題研究本報告由北京國電華北電力工程有限公司完成，主要結論如下：利用冷卻塔排放煙氣是一種技術先進的方法。從解決濕煙囪防腐問題、電廠長期安全運行等方面具有一定的優(yōu)勢。1、經濟性與裝設GGH加熱器的煙囪排煙方案相比，2300MW機組煙氣通過冷卻塔排放初投資減少約1700萬元，2600MW機組煙氣通過冷卻塔排放初投資減少約2800萬元。與不裝設GGH加熱器的煙囪排煙方案相比，采用冷卻塔排煙方案初投資略高。2、環(huán)保從環(huán)保角度分析，排煙冷卻塔方案在在小風天氣情況下，冷卻塔的排放效果都能夠比同等煙囪好，利于環(huán)保；在風速較大的天氣時，存在煙氣下洗的情況，煙氣抬升高度不及煙囪。但大風有利于區(qū)域中其它污染源污染物的擴散，同時，大風天煙氣下洗的范圍基本發(fā)生在電廠近距離范圍內，通常情況下煙氣落地濃度能滿足環(huán)保要求。3、工程適應性在大風天出現(xiàn)頻率不高的地區(qū)，排煙冷卻塔方案具有優(yōu)勢，在大風天出現(xiàn)頻率高的地區(qū)，應結合其它建廠條件綜合確定。對于建設在城市附近的電廠（特別是熱電廠），考慮到城市發(fā)展規(guī)劃和城市景觀以及煙囪對城市空間的制約（尤其是航空領域）等諸多因素，排煙冷卻塔應當是首選方案。（五）電氣ECMS設置原則專題研究本報告由東北公司、東北電力設計院完成。在現(xiàn)場總線控制技術水平和應用范圍不斷提高的情況下，ECMS系統(tǒng)作為一種全計算機、全數(shù)字、雙向通信的新型控制系統(tǒng)，采用現(xiàn)場級設備的數(shù)字化、網絡化，實現(xiàn)控制裝置與現(xiàn)場裝置的雙向通信，消除電廠生產過程監(jiān)控的信息“盲點”，提升電廠設備管理水平，將產生重要作用。專題報告結合工程實例提出了三種典型方案：按照工藝流程組網的全通訊方式的ECMS系統(tǒng)典型方案；按照電氣分段組網的保留部分硬接線的ECMS系統(tǒng)典型方案；電氣系統(tǒng)相對獨立的ECMS典型方案?？梢灾笇Ъ瘓F公司項目根據(jù)工程實際情況確定ECMS設計方案，也為集團公司制定ECMS系統(tǒng)設計原則打下了基礎。（六）節(jié)能、環(huán)保1、直接空冷機組背壓優(yōu)化專題本報告由華北公司、山西電力設計院完成，主要結論如下:由于空冷設備目前已經國產化，價格已有大幅度的下降，而各地的煤價不斷提高，根據(jù)目前的設備價格，按照年費用最低的方法計算，得出如下結論：標煤價格超過400元噸的地區(qū)，設計背壓宜選用12至13kPa。 標煤價格低于300元噸的地區(qū)，設計背壓宜選用14至15kPa。2、電除塵器采用高頻電源技術本報告由國電科學技術研究院完成，主要結論如下：電除塵采用高頻電源可提高除塵效率，與常規(guī)工頻電源相比節(jié)電明顯，增加投資有限（一臺600MW機組使用高頻電源與工頻電源相比投資增加了約180萬元），建議推廣采用。 （1）采用高頻電源與工頻電源相比，可大幅提高除塵效率，在同等條件下可提高除塵效率達40%70%；（2）高頻電源高效節(jié)能，由于其提供了獨特的節(jié)能控制模式，在保證除塵效率不變的情況下，與工頻電源相比節(jié)能幅度高達90%以上；（3）高頻電源的一體化設計，體積小、重量輕，總重量只有工頻電源的1/4；（4）高頻電源直接安裝在靜電除塵器頂部，節(jié)省了配電室空間，節(jié)省了大部分信號電纜和控制電纜，減少了安裝費用。3、雙尺度低NOX燃燒技術復合SNCR煙氣脫硝技術的技術經濟性分析本報告由煙臺龍源電力技術有限公司完成，主要結論如下：采用高效低氮的雙尺度低氮燃燒系統(tǒng)，使鍋爐省煤器出口NOx的濃度達到200mg/Nm3以下,可滿足國家最新的NOx排放標準，為了預防煤質變化和負荷工況變化引起的氮氧化物升高，復合一套脫硝率為40%的SNCR煙氣脫硝裝置，鍋爐NOx最終排放達120mg/Nm3以下。（1）經濟性采用雙尺度低氮燃燒配合SNCR煙氣脫硝裝置初投資比常規(guī)SCR系統(tǒng)投資費用可降低約40%左右，氨用量也可以大幅度降低，脫除綜合成本詳見下表：經濟性對比表序號內容單位原燃燒器+SCR(催化劑2+1)雙尺度燃燒系統(tǒng)+SCR(催化劑1+2)雙尺度燃燒系統(tǒng)+SNCR1排放NOX濃度mg/Nm31601401202脫硝率%6030403總投資萬元3600288012004年運行總成本萬元11127236054.1變動成本 萬元788458477其中氨 萬元18090尿 素萬元375催化劑變更 萬元480240電 耗 萬元848424蒸 汽 萬元232378工業(yè)水 萬元21214.2固定成本 萬元324265128其中設備維修 萬元544318折舊費用 萬元24019280人 工萬元3030305每kW的投資成本元12096406減排1kgNOX運行成本元6.185.093.98（2）需要解決的問題目前采用雙尺度低氮燃燒技術脫硝達到的環(huán)保效果需要得到環(huán)保部門的認可，建議盡快對示范項目進行鑒定。五、集團公司綠色火電站重大技術路線建議結合各報告的研究結論，對于集團公司綠色火電站的機組選型、設計、設備配置等提出以下建議：1、主機選型（1）300MW等級燃煤火電機組，除了燃用劣質煤，采用循環(huán)流化床鍋爐以外，應優(yōu)先選用35萬千瓦超臨界機組。（2）600MW等級燃煤火電機組，除了燃用無煙煤和含硫量特別高（高溫腐蝕嚴重）的煤種以外，標煤價高于600元/噸的項目都應選用超超臨界參數(shù)。采用超超臨界設備的項目在設計、安裝、檢修以及啟停方案中應采取相應的防范高溫管道的蒸汽側氧化皮剝落及由此引起的汽輪機葉片固體顆粒侵蝕（SPE）措施。2、主要輔機配置（1）300MW等級常規(guī)煤粉鍋爐風機、空預器單列布置建議先安排在一臺機組停運，其余機組能滿足60%75%區(qū)域采暖熱負荷的擴建工程進行試點，在總結成功經驗的基礎上，再行考慮。對于供穩(wěn)定工業(yè)熱負荷的項目不宜采用鍋爐主要輔機單列布置方案。（2）300MW等級給水泵單列布置建議濕冷、間接空冷或能夠解決給水泵汽輪機排汽冷卻條件的新建采暖供熱項目（循環(huán)流化床鍋爐項目除外）采用1100%容量汽動給水泵+150%容量啟動/備用電動給水泵方案。由于須配置備用電動泵，在方案選擇時還應同時結合短路電流計算，充分考慮可能引起電氣設備短路電流變化造成投資增加的因素。第三臺機組及以上擴建時，可以采用1100