1、设计优化方案与工程应用 集团公司技经中心 2016年5月25日,一、火电项目新技术应用与设计优化,二、火电项目超低排放技术路线,三、小结及建议,一、火电项目新技术应用与设计优化 （一）指导思想及总体原则 遵循“安全优质、高效环保、指标先进、竞争力强”火电建设方针，贯彻集团公司火电“三同领先”建设工作思路及国家节能减排、集团公司火力发电工程设计导则及超低排放新要求，在主机方案优化、工艺系统设计优化、技术创新和新技术应用等方面瞄准先进、对标管理、充分论证、严格把关、积极慎重推动。,火电项目新技术应用及设计优化,（二）主机优化及新技术应用 1.1000MW超超临界二次再热620再热汽温燃煤机组 根据
2、目前国内620再热汽温、二次再热机组等新技术的应用情况，结合项目特点进行充分技术经济研究和论证后，经集团公司科技委决策莱州二期、句容二期项目1000MW机组采用620再热汽温+二次再热技术。,火电项目新技术应用及设计优化,（1）句容二期项目汽轮机为上海汽轮机有限公司生产，额定功率（TRL）为1000MW，额定初参数为31MPa(a)/600/620/620，额定进汽流量为2692.3t/h，额定背压为4.8kPa(a)、机组保证热耗（THA工况）7069kJ/kWh；锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司生产的塔式炉，最大连续蒸发量(BMCR)为2773t/h，额定蒸汽参数为33.6MPa(g)/60
3、5/623/623，锅炉保证效率95.06%；该工程初步设计的发电标煤耗为253.80g/kWh，供电煤耗为262.20g/kWh；厂用电率为3.21%；全厂热效率48.46%。能耗指标优于煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）的要求（即供电煤耗远低于282g/kWh），处于国内领先水平。,火电项目新技术应用及设计优化,（2）莱州二期项目汽轮机为上海汽轮机有限公司生产，额定功率（TRL）为1000MW，额定初参数为31MPa(a)/600/620/620，额定进汽流量为2637.6t/h，额定背压为3.8kPa(a)（为海水直流冷却系统）、机组保证热耗（THA工况）7038kJ
4、/kWh；锅炉为上海锅炉厂有限责任公司生产的塔式炉，最大连续蒸发量(BMCR)为2716.73t/h，额定蒸汽参数为33.44MPa(a)/605/623/623，锅炉保证效率94.90%；该工程初步设计的发电标煤耗为254.39g/kWh，供电煤耗为261.90g/kWh；厂用电率为3.48%；全厂热效率48.35%。能耗指标优于“行动计划”的要求，处于国内领先水平。,火电项目新技术应用及设计优化,对照目前国内同类型的国电泰州二期、华能莱芜、国华北海等二次再热超超临界机组，技术数据对比如下表：,表1 国内二次再热超超临界机组技术数据对比表,火电项目新技术应用及设计优化,2. 采用大容量高效超
5、超临界一次再热机组 按照国家产业政策，根据集团公司设计导则并结合项目特点，芜湖二期、可门三期项目选择100万千瓦高效超超临界一次再热机组，永利一期、江陵一期、邵武三期、新疆西黑山、襄垣一期、安康一期等一批项目选择60万千瓦级高效超超临界一次再热机组；芜湖二期及可门三期采用620再热汽温技术，其它项目均采用610再热汽温技术。预测可降低机组发电设计标煤耗约1.12.9g/kWh。,火电项目新技术应用及设计优化,3. 选用相对成熟的国产主机 招标前按要求开展主机选型调研、针对项目条件编制机组选型专题报告和主机招标技术规范书，提出具体性能指标和质量目标，经审查修改后，通过招标竞争选择相对成熟的优化改
6、进型主机，提高设备可靠性与性价比。 在2015年审查的10个主机技术规范书中，项目公司均按要求开展了主机选型调研工作并提交机组选型专题报告。 莱州二期在主机规范书审定后又提出进行汽机低背压方案可行性研究工作，针对单轴六缸六排汽和五缸四排汽配置1400mm/1500mm末级长叶片方案组织了业内专家评审。鉴于国产超长末级叶片目前尚处于研发阶段，必须考虑研发及运行过程中的未知风险，其投标热耗保证值存在不确定性；六缸六排汽机组国内无业绩，且2台机组需增加约5200多万元投资等多方面因素，经反复论证比选，最终仍然确定选用相对成熟的国产超超临界参数、二次中间再热、单轴、五缸四排汽、凝汽式汽轮机。采用成熟的
7、1146mm末级叶片。,火电项目新技术应用及设计优化,4. 高效超超临界机组慎重选择燃用高硫煤 为减少采用高效超超临界参数锅炉燃烧高硫煤的技术风险，并降低防治高温腐蚀与低温腐蚀的成本，经反复论证，建议襄垣一期、永利一期、红墩界等拟燃用较高硫份燃煤的项目合理选取并严格控制设计煤质与校核煤质的含硫量，以保证机组的长期运行安全。 襄垣一期项目因此重新调整校核煤质含硫量Sar至1.5%以下；红墩界项目因煤源条件限制，拟降低机组参数以规避风险。,火电项目新技术应用及设计优化,5. 推进高硫分、低热值无烟煤锅炉新技术应用 针对贵州华电蔡官电厂（2660MW）新建项目拟燃用高硫分、低热值、低挥发分无烟煤的特
8、点，重点对锅炉选型在煤质适应性、运行可靠性、投资及运行经济性、排放指标等方面组织专题评审。 经统筹考虑国家政策、技术研发成果及已投运示范项目设备现状等因素，同意现阶段按照建设2台660MW超临界循环流化床锅炉机组开展前期工作，为集团公司无烟煤燃烧新技术应用总结经验。,火电项目新技术应用及设计优化,6. 合理确定主机铭牌出力 按照大中型火力发电厂设计规范推荐意见，要求湿冷机组以固定式发电用汽轮机规范GB/T5578标准的额定功率（即TRL工况）作为机组的铭牌功率；空冷机组以汽轮机规范IEC60045-1标准的最大连续功率（即TMCR工况）作为机组的铭牌功率。以减少主辅系统设计裕量，提高运行经济性
9、。 在2015年审查的11个火电项目中，各湿冷机组与空冷机组的昌吉英格玛、永利一期项目均按照以上要求确定主机铭牌出力。,火电项目新技术应用及设计优化,7减少主辅机设计裕度，提高机组热效率。 要求汽轮机调节阀门全开工况（VWO）时的进汽量控制在汽轮机最大连续功率时进汽量的103%。 句容二期、莱州二期、江陵一期、安康一期、芜湖二期、昌吉英格玛、锦兴兴县项目均按照以上要求确定主机设计裕度。 8科学合理选择锅炉高温管材 针对部分项目锅炉技术规范书对耐高温管材选择提出的要求过于随意、缺少依据、超出材料适用特性等问题，提出应合理确定安全裕度、控制设备造价的意见。个别项目高温管材安全裕度设置不合理，较大量
10、的采用了Super304H/HR3C高等级材料，锅炉价格大大高于同类项目。,火电项目新技术应用及设计优化,（四）设计方案优化 1减少锅炉三大风机的设计裕度 煤源、煤质基本稳定或所处区域水电比重大、年利用小时数较低的工程，三大风机基本风量可按BRL工况选取；设备阻力按BMCR工况最大值选取，不再考虑裕量。 2超（超）临界机组采用九级/八级（空冷机组）抽汽回热系统，并增设外置式蒸汽冷却器，充分利用抽汽的过热度提高高加出口给水温度，从而提高机组回热循环效率。,火电项目新技术应用及设计优化,31000MW级二次再热超超临界机组首次示范应用单列蛇形管高压加热器 句容二期工程初设阶段对1000MW级二次再
11、热超超临界机组高压加热器的选型及单列高加和双列高加方案进行了专题分析和技术经济比较。在业内专家评审意见的基础上，初设审查原则同意每台机组设置4台100%容量的蛇形管立式高压加热器，高压加热器采用单列布置大旁路系统的创新方案。 莱州二期工程采用了与句容二期相同的高压加热器配置方案。,火电项目新技术应用及设计优化,4给水系统采用1100%容量的汽动给水泵组，前置泵采用同轴驱动减少厂用电率，扩建工程不设电动启动给水泵。小汽机单独设置凝汽器，减少机组热耗的同时方便机组启动。 莱州二期工程、句容二期工程均采用此方案（句容二期为国产化示范项目，采用250%容量国产汽动给水泵组）。 5超超临界直接空冷机组给
12、水泵汽轮机排汽直接排至主机排汽装置 根据集团公司山西襄垣一期煤电项目推进会会议纪要（中国华电集团公司办公厅第50期专题会议纪要），襄垣项目采用1100%容量汽动给水泵，给水泵汽轮机排汽进入主机排汽装置的方案。,火电项目新技术应用及设计优化,6示范应用烟气余热梯级利用方案 （1）句容二期在电除尘器入口烟道设置一级低温省煤器，通过闭式热媒水将空预器入口的冷二次风加热；空预器进风温度提高后置换出来的烟气进入空气预热器旁路烟道，旁路烟道系统内设置高、低压两级省煤器，分别加热高压给水和凝结水。该方案系统复杂，调节控制难度较大，投资较高，但具有一定的节能效果。 以句容二期设计数据为例，设置烟气余热梯级利用
13、系统，额定工况发电标煤耗可降低约2.41g/kWh（理论计算），每台机组脱硫用水可望减少约29.7t/h；单台机组增加初投资约3400万元，设备投资静态回收期约5年。,火电项目新技术应用及设计优化,（2）莱州二期在除尘器入口设置第一级低温省煤器，脱硫塔之前设置第二级低温省煤器。除尘器前第一级低温省煤器加热凝结水，提高机组经济性，降低热耗。脱硫塔前第二级低温省煤器加热送风机出口冷二次风，提高空预器入口冷二次风温。 莱州二期采用此方案THA工况可降低发电煤耗约1.56g/kWh，脱硫用水每台机组降低53t/h；75%THA工况可降低发电煤耗约1.15g/kWh，脱硫用水每台机组降低20t/h。,火
14、电项目新技术应用及设计优化,7示范应用高位收水冷却塔 句容二期工程对采用高位收水冷却塔和常规冷却塔方案进行了比选论证。与常规冷却塔相比，高位收水冷却塔具有节能、噪音低等优点，但投资相对较高，静态投资回收期较长。根据计算结果，高位收水冷却塔方案比常规冷却塔方案增加投资约5370万元，配合冷端优化，降低厂用电约0.29%，2台机组年节省水泵电耗2398.8kWh/a，电费约为863.6万元（按利用小时数5500h、电价采用不含税上网电价0.36元/kWh），静态投资回收期约6.2年；若按利用小时数5000h、成本电价0.26元/kwh进行调整计算后，静态投资回收期约为9.5年。从综合投资和运行费用
15、角度考虑，采用高位收水冷却塔和常规冷却塔方案的经济性差别不大。从节能、环保角度考虑，审查认为可采用高位收水冷却塔方案（作为示范）。,火电项目新技术应用及设计优化,8煤电一体化项目利用煤矿工业广场煤场储煤，电厂不设储煤场 按照集团公司设计导则B版有关意见，考虑煤矿工业广场煤场距离电厂较近且容量足够，皮带输煤系统的运行可靠性有保障，锦兴兴县、十二连城煤电一体化项目电厂不设储煤场。 9脱硫废水处理系统示范应用“高压反渗透浓缩+蒸汽压缩四效蒸发结晶处理”方案 根据环评要求，经技术经济比较论证，句容二期、安康一期项目脱硫废水处理系统示范采用“高压反渗透浓缩+蒸汽压缩四效蒸发结晶处理”方案。,火电项目新技
16、术应用及设计优化,（五）主机选型与设计方案优化需要关注的问题 1. 机组型式及容量（裕度）选择 （1）三大主机的性能、质量与经济性是实现“三同领先”建设目标的重要基本条件。目前各制造厂在陆续研发改进主机型式（采用无调节级全周进汽方式/全周进汽滑压运行+补汽调节，高压内缸为筒形缸+红套环技术，降低中低压分缸压力等），应注重选用相对成熟的机型，以防范技术风险、提高运行可靠性与经济性。 （2）汽轮机调节阀门全开工况(VWO)时的进汽量宜控制在汽轮机最大连续功率时进汽量的103%，作为机组运行老化、设计制造误差及调节能力的裕量。 （3）应考虑主机厂制造能力和机型特点、设计基本条件、材料特性裕度等，结合
17、项目需求合理提出优化设计要求,火电项目新技术应用及设计优化,2. 空冷机组额定出力工况的选择 空冷机组应以汽轮机规范IEC60045-1标准的最大连续功率（即TMCR工况）作为机组的铭牌功率。以减少主辅系统设计裕量，提高运行经济性。,火电项目新技术应用及设计优化,3. 高效超超临界机组燃用高硫煤 为减少采用高效超超临界参数锅炉燃烧高硫煤具有的技术风险，并降低防治高温腐蚀与低温腐蚀的成本，应严格控制燃煤含硫量St.ar不大于1.5%，并宜选择适当降低主蒸汽压力与再热器出口蒸汽温度，以降低高温硫腐蚀速率，保证机组长期运行安全。 锅炉厂建议煤粉锅炉控制燃煤含硫量如下表： 注：SzsSar4182/Q
18、net.ar Sar 收到基硫分 Qnet.ar 低位发热量 kJ/kg,火电项目新技术应用及设计优化,4. 高效超超临界机组（620）抽汽供热 鉴于从低温再热器中间联箱抽汽供热将减少再热器流量，使冷却条件恶化，对于再热汽温620（610）机组存在更大技术风险；目前高效超超临界机组抽汽供热方案的可行性有待进一步研究论证。因此，暂不考虑对外供热的方案。 5. 对于设置1套高、低压串联汽轮机旁路系统，高压旁路系统容量为100%，既作为主汽压力调节阀，同时具有压力跟踪溢流和超压保护功能，取代过热器安全阀的方案。应要求锅炉厂复核、调整其供货范围内冷一次再热管道及低温过热器材质，以满足取消过热器安全阀的
19、设计条件，保证系统安全。,火电项目新技术应用及设计优化,6. 设置0号高加需关注的问题 （1）号高加基准工况的选择或者级抽汽压力的选择对机组部分负荷运行时经济性的收益有明显影响。如果级抽汽压力/抽汽参数选择过高，各级高加的温升分布会很不合理，将对经济性产生负面影响；如果选择过低，则不但保持额定给水温度运行的区间小，而且也达不到较高的回热温度，同时各级高加的温升也不合理。因此，应研究选择最佳的级抽汽压力，使得在较大的负荷区间内均具有最好的经济性收益。 （2）0号高加抽汽拟来自汽轮机补汽阀或单独自高压缸引出，该压力的选择还受制于汽轮机高压内缸结构、红套环位置的限制等。需要结合汽机结构与制造厂经验选
20、择成熟方案。,火电项目新技术应用及设计优化,（3）机组在部分负荷区间内，需通过级抽汽压力调节阀控制给水温度在合理范围以内（即必须保证省煤器入口给水有足够的欠焓并有足够的安全偏差裕量），否则将影响省煤器与蒸发受热面安全；并使锅炉排烟温度升高、排烟损失增加，导致锅炉效率降低。 （4）应深入研究号高加的投运方式，避免因反复投切而产生的交变热应力对其使用寿命的影响，这对于号高加的长期安全运行至关重要。,二、火电项目超低排放技术路线 （一）超低排放项目实施情况 集团公司2015年新开工及在建火电机组烟气治理均按超低排放标准开展工作，同步推进环保实时监管系统建设。 2015年底，集团公司首个超低排放新建项
21、目陕西杨凌机组投产，采用高效除尘脱硫吸收塔、超净电袋复合除尘、锅炉低氮燃烧及SCR脱硝装置，1号机组烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放浓度分别为3.1、29、45mg/Nm3。 华能玉环电厂、华能金陵电厂和长兴电厂等采用了高效除尘脱硫吸收塔技术，其中华能玉环电厂3号机组高效除尘脱硫吸收塔自2015年2月投运以来设备运行稳定，浙江省电科院性能测试结果吸收塔出口烟尘浓度平均值为2.93mg/Nm3。万州电厂1号机组、神皖安庆电厂二期工程等采用管束式除尘除雾技术，其中万州电厂1号机组于2015年2月投运，国电科学技术研究院性能测试结果吸收塔出口烟尘浓度小于5mg/Nm3。,火电项目超低排放技术路线,表3
22、超低排放项目实施情况对比表,火电项目超低排放技术路线,（二）指导思想及总体原则 执行国家节能减排和超低排放政策及集团公司管理制度。本着“环保三同时”的要求在火电基建项目上同步实施。技术路线按锅炉尾部脱硝、除尘（含降温提效等设施）、脱硫等环保设施“协同处理”，脱硫装置后（湿式电除尘前）烟尘排放浓度达到5或10mg/Nm3。在投资增加有限的前提下，技术方案可适当考虑提效空间，有条件时适度考虑下阶段可能开展的碳、汞、SO3及废水（脱硫）等治理的建设条件和技术储备。,火电项目超低排放技术路线,（三）技术路线应用情况 脱硝方案：煤粉炉均采用炉内低氮燃烧控制（LNB）和炉外（SCR）烟气脱硝工艺；循环流化
23、床锅炉均采用SNCR+SCR联合脱硝工艺；燃机项目均采用SCR工艺，催化剂层数暂按1层设计，不设备用层。 脱硫方案：煤粉炉均采用高效脱硫除尘一体化技术，脱硫均为石灰石石膏湿法脱硫工艺；循环流化床锅炉广东南雄项目采用炉内喷钙脱硫和炉外石灰石-石膏湿法脱硫，并装设MGGH，山西锦兴项目石灰石-石膏湿法双塔双循环脱硫工艺。 除尘方案：句容二期、芜湖二期、江陵一期、永利一期均采用低低温干式静电除尘器，莱州二期、新疆昌吉英格玛采用高效电源+低温干式静电除尘器，襄垣和信采用电袋除尘器+湿式电除尘的综合除尘技术，大方二期、广东南雄及山西锦兴采用电袋除尘器。 具体见附件2015年火电项目初设环保方案统计表。,
24、火电项目超低排放技术路线,（四）超低排放工艺方案需要关注的问题 1. 脱硝：重点关注SO2/SO3转化率、氨逃逸率、全负荷脱硝等问题，通过采用CFD数模、物模等优化流场设计，尽可能提高流场分布均匀性。 （1）脱硝装置应能在锅炉最低稳燃负荷和BMCR之间的任何工况持续、安全稳定运行；在锅炉设备招标技术规范书中应重点关注低负荷NOx浓度保证值。 （2）烟气脱硝装置入口NOx浓度设计值可在锅炉低氮燃烧技术性能保证值的基础上留有50mg/m3100mg/m3的裕量，烟煤/褐煤取下限，贫煤/无烟煤取上限。低氮燃烧技术应达到或接近下表要求。,火电项目超低排放技术路线,表4 不同煤质/炉型低氮燃烧排放推荐值
25、,火电项目超低排放技术路线,（3）W火焰锅炉由于其低氮燃烧生成NOx浓度较高（一般700mg/m3），SCR脱硝效率需达到94%以上，暂无相关应用案例。当前东锅公司的W火焰炉低氮燃烧后NOx控制水平相对较低，一般可控制在700mg/m3左右，个别可控制在600mg/m3以内，此时如通过增大SCR催化剂体积量则有可能实现NOx排放浓度小于50mg/m3。 （4）循环流化床锅炉SNCR法脱硝效率一般不超过60%，基建项目如仅采用SNCR，则应考虑预留烟道型SCR布置空间。,火电项目超低排放技术路线,2. 除尘：烟尘的控制是实现超低排放的难点，仅依靠干式除尘器的提效措施已无法解决，必须统筹考虑炉后环
26、保岛的各个环节。优先采用不加湿式电除尘器技术路线，如环评有要求设置湿式电除尘可按预留的原则编制初步设计，收口时审定。 （1）除尘器入口烟气温度较高且燃煤硫份适宜时，应考虑低低温静电除尘系统，其应用核心是解决好低温省煤器的腐蚀和堵塞。当排烟温度高于130，硫份低于1.2%时，可考虑低低温除尘方案；当燃煤硫份大于2.5%时，慎重选用降温提效技术。当排烟温度高于150，硫份介于1.2%至2.5%时，可考虑低温除尘方案。,火电项目超低排放技术路线,（2）电袋复合除尘器近年来持续发展，超细纤维材质滤袋和覆膜过滤等技术对过滤精度和使用性能都有显著提升，已经能够达到10mg甚至5mg以下烟尘超低排放标准。但
27、应关注投运后差压随时间逐渐上升、布袋寿命、维护费用等问题。高湿区域、高硫煤（硫份2.5%）或高排烟温度（温度160）机组应慎用电袋复合除尘技术/袋式除尘技术。 （3）电除尘高效电源技术具有成本低及附带的节能效果，成为普遍使用的一种辅助除尘增效方式。集团公司所属的裕华2号机、东华1号机和可门2号等采用高效电源改造案例均已实现粉尘浓度控制在40mg/Nm3以下的成功业绩。,火电项目超低排放技术路线,3. 脱硫：重点是烟气协同治理新技术应用，尤其是在脱硫系统集成粉尘治理的方面，典型代表如托盘塔加装高效除雾器系统、管束式除雾除尘装置等系统优化结合的一体化设备。 （1）烟气脱硫装置入口SO2浓度（设计值
28、）应经调研，根据集团批复煤质，综合考虑煤质变化的可能性，及锅炉安全运行（高温受热面腐蚀）等因素合理选择入口浓度设计值，不应过分增大裕量。 （2）单塔高效脱硫技术或双塔脱硫技术，满足脱硫装置出口SO2浓度35mg/Nm3，入口SO2浓度小于3000mg/Nm3时，宜采用单塔；入口SO2浓度大于4000mg/Nm3时，宜采用双回路脱硫技术（含双塔双循环等）或其他高效单回路脱硫技术。,火电项目超低排放技术路线,（3）关于吸收塔的形式，集团公司在运机组大多采用喷淋空塔，近期提效改造增加1层托盘，喷淋层下设聚气环，以提高脱硫及洗尘效果；旋汇耦合塔在改造中也有应用，因其业内投运时间较短，低负荷运行经验不足
29、，处在试用阶段。关于除雾器的形式，目前采用塔内屋脊式除雾器较多，特别是原装进口的蒙特斯品牌第五代屋脊式除雾器运行效果较好，雾滴含量可以控制在20mg/m3以下甚至更低；塔内管束式除尘除雾装置在改造中也有应用，因其业内投运时间较短，低负荷运行经验不足，处在试用阶段；烟道式除雾器因受布置条件限制、运行中易造成石膏堆积，集团公司内应用案例不多。喷淋层一般要求单层喷淋覆盖率不低于300%，喷嘴采用高效优质喷嘴。,火电项目超低排放技术路线,（4）循环流化床炉内喷钙和炉外半干法烟气脱硫由于脱硫效率较低，同时考虑半干法烟气脱硫实际性能受运行条件和吸收剂品质的影响较大，实施超低排放的风险较大，宜慎重考虑应用。
30、现阶段循环流化床可采用炉内联合炉外脱硫方式，考虑到炉内喷钙对锅炉效率、粉煤灰综合利用、氮氧化物生成方面的影响，经技术经济比较后，也可直接应用湿法烟气脱硫工艺。,三、小结及建议 设计优化及新技术应用是实现集团公司火电工程建设“三同领先”机组的基础及重要手段，2015年集团公司火电项目设计工作总体按工程计划稳步推进，但受外部国家核准权利下放及核准前置条件的变化以及内部设计管控不到位等因素影响，也普遍存在开展相关设计工作的条件不落实、设计文件深度及完整性不够、专题报告针对性不强，技术经济比选的数据与结论缺少客观性、科学性、缺少实现“三同领先”的具体要求与措施等问题。,小结及建议,为严肃集团公司内控技术标准执行，贯彻落实设计优化及技术创新理念，围绕集团公司火电工程“三同领先”工作指导意见的总体要求，技经中心将配合相关单位超前策划并精心组织火电项目初设原则及主机技术规范书编制及审查工作，为火电项目基建技术管理当好参谋，做好技术支持及把关，为集团公司2016年重点火电项目提供及时到位的技术服务。,43,
