肖 野，劉 鋼，王九崇

(1.中國電力工程顧問集團(tuán)東北電力設(shè)計院有限公司，吉林 長春 130021；2.國華綏中發(fā)電有限責(zé)任公司，遼寧 綏中 125222)

800 MW機組節(jié)能減排優(yōu)化升級項目總體優(yōu)化設(shè)計

肖 野1，劉 鋼1，王九崇2

(1.中國電力工程顧問集團(tuán)東北電力設(shè)計院有限公司，吉林 長春 130021；2.國華綏中發(fā)電有限責(zé)任公司，遼寧 綏中 125222)

為了提高機組運行經(jīng)濟(jì)性、安全性、穩(wěn)定性和滿足國家環(huán)保要求，積極響應(yīng)國家鼓勵實施在役煤電機組綜合升級改造，綏中發(fā)電有限責(zé)任公司對一期2×800 MW俄制機組實施節(jié)能減排優(yōu)化升級改造。整體改造共包括13個子項目，總投資約12億元，機爐電熱全面覆蓋，機組安全、經(jīng)濟(jì)、環(huán)保達(dá)到了最優(yōu)組合。項目投產(chǎn)后，機組增容10%達(dá)到880 MW，供電煤耗下降近40 克/千瓦時，預(yù)計每年可節(jié)約標(biāo)煤32.8 萬噸，廠用電率下降超過2 個百分點，煙塵、二氧化硫、氮氧化物排放指標(biāo)均優(yōu)于天然氣發(fā)電排放標(biāo)準(zhǔn)限值，實現(xiàn)了灰渣綜合利用、控制系統(tǒng)達(dá)到百萬機組先進(jìn)水平等優(yōu)異指標(biāo)。

800 MW機組；節(jié)能；減排；優(yōu)化。

綏中發(fā)電有限責(zé)任公司一期安裝兩臺由前蘇聯(lián)引進(jìn)的800 MW超臨界燃煤機組，至2000年投產(chǎn)發(fā)電以來，由于存在設(shè)計技術(shù)落后及設(shè)備生產(chǎn)質(zhì)量水平低、控制水平低等先天性缺陷，機組運行的安全性、經(jīng)濟(jì)性和穩(wěn)定性不斷降低，其市場競爭力也日趨下降，機組節(jié)能升級改造迫在眉睫；另外，兩臺俄制800 MW火電機組煙氣排放不能達(dá)到國家環(huán)保和神華國華公司“綠色發(fā)電計劃”的要求，所以相關(guān)環(huán)保的改造項目也勢在必行。

為了徹底解決機組目前面臨的安全性、經(jīng)濟(jì)性和環(huán)保等問題，綏電公司決定對兩臺機組實施綜合技術(shù)升級改造。項目在2009年啟動可研工作，歷時5年完成前期論證，與2014年01月正式開工建設(shè)，2014年底全部投產(chǎn)。改造總投資約12億元，改造范圍包括13個子項目，涉及機爐電熱各專業(yè)。

本文根據(jù)工程具體項目，簡要介紹改造的設(shè)計方案、設(shè)計創(chuàng)新優(yōu)化、性能指標(biāo)等，以其為其他同類機組的設(shè)計提供參考。

1 工程概況

1.1 電廠概況

綏中發(fā)電廠位于遼寧省綏中縣境內(nèi)，廠址在前所鄉(xiāng)大趙屯之東南，渤海遼東灣海邊。一期工程裝設(shè)2臺俄羅斯800 MW超臨界燃煤汽輪發(fā)電機組，一期工程于2000年投產(chǎn)發(fā)電。二期工程安裝二臺國產(chǎn)1000 MW超超臨界發(fā)電機組，并于2010年投產(chǎn)發(fā)電。目前綏電公司總裝機容量達(dá)3600 MW，成為東北地區(qū)總裝機容量最大的火力發(fā)電廠。

綏電公司一期2臺俄羅斯800 MW超臨界燃煤汽輪發(fā)電機組，主要由俄方設(shè)計供貨建設(shè)，目前世界范圍共有17臺機組，中國僅有2臺機組。鍋爐采用塔干羅格鍋爐廠生產(chǎn)的Пп－2650－25－545кт型超臨界壓力具有一次中間再熱直流鍋爐。汽輪機是前蘇聯(lián)列寧格勒金屬工廠制造的K—800—240—5型超臨界、一次中間再熱、五缸六排汽凝汽沖動式汽輪機。發(fā)電機采用列寧格勒電力工廠生產(chǎn)的TBB－800－2Ey3型汽輪發(fā)電機，其冷卻方式為水－氫－氫。工作勵磁機由列寧格勒電力工廠生產(chǎn)的ВТ－6000－2уз型勵磁機。

一期工程設(shè)計煤種為70%神混煤＋30%準(zhǔn)格爾煤，校核煤種為70%神混煤＋30%褐煤。

1.2 設(shè)計內(nèi)容及目標(biāo)

設(shè)計內(nèi)容包括節(jié)能、減排、優(yōu)化升級和增容共計13項改造內(nèi)容。

本次改造設(shè)計目標(biāo)：確保機組安全性、經(jīng)濟(jì)性等指標(biāo)達(dá)到國內(nèi)超臨界機組較好水平，環(huán)保指標(biāo)滿足國家及國華公司相關(guān)要求。

設(shè)計總體目標(biāo)：

(1)節(jié)能目標(biāo)：供電煤耗降低30 g。

(2)發(fā)電機銘牌出力達(dá)到880 MW。

(3)廠用電率降低0.2%。

(4)環(huán)保目標(biāo)：NOx排放濃度不超過50 mg/Nm3；煙塵排放濃度不超過20 mg/Nm3；SO2濃度≤35 mg/Nm3。

(5)升級目標(biāo)：整體提高自動化水平、保證機組安全可靠運行。

詳細(xì)改造項目及分項設(shè)計目標(biāo)見表1。

表1 改造內(nèi)容及設(shè)計目標(biāo)

2 項目設(shè)計概況

2.1 汽機通流及供熱改造

汽輪機本體在保持現(xiàn)有熱力系統(tǒng)和熱力參數(shù)基本不變、各接口位置不變、基礎(chǔ)不變、原5個外缸不變、高壓缸反流結(jié)構(gòu)不變的情況下，采用先進(jìn)的熱力氣動技術(shù)對汽輪機通流部分進(jìn)行國產(chǎn)化改造，高壓缸實現(xiàn)節(jié)能降耗。通流部分各汽缸轉(zhuǎn)子、動葉片、內(nèi)缸、隔板、隔板套、動葉葉頂汽封等重新設(shè)計制造，并對原有部件進(jìn)行配套加工，在確保各部間隙匹配、運行安全的同時，使汽機額定出力達(dá)到880 MW能力，熱耗率下降410.5 kJ/kWh，降低煤耗16.9 g/kWh。改造后機組通流采用反動式設(shè)計，高壓缸改為為1調(diào)節(jié)級+17壓力級形式，中壓缸正反向改為2X12級反動式壓力級，低壓缸改為正反向3 X 2X5級反動式壓力級。

在通流改造時同步實施供熱改造，為遼寧東戴河新區(qū)供熱。項目對汽輪機中低壓連通管打孔抽汽，通過調(diào)節(jié)蝶閥將抽汽壓力調(diào)整在0.294 MPa左右，溫度216℃，兩臺機組同時供熱最大抽汽量1000 t/h，最大可供出熱負(fù)荷約618 MW。

2.2 #1、#2機組汽動給水泵組改造

汽動給水泵前置泵保持不變，給水泵整體更換為臥式雙殼體結(jié)構(gòu)，首級雙吸，額定轉(zhuǎn)速由4600 r/min提高到5266 r/min；驅(qū)動汽輪機外缸及軸承箱不變、改造后轉(zhuǎn)速提高到與汽動給水泵相匹配；給水泵減速機進(jìn)行整體更換；改造后給水泵效率提高8.7%，小汽機效率提高8.58%，耗汽量降低28 t/h，降低煤耗3.02 g/kWh。

2.3 真空系統(tǒng)改造

每臺機組設(shè)置三臺水環(huán)式真空泵(啟動時3臺運行，正常2運1備)替代現(xiàn)有三臺主射水抽氣器，用于主機凝汽器和小機凝汽器抽汽；設(shè)置一臺水室真空泵替代現(xiàn)有兩臺循環(huán)水系統(tǒng)抽氣器，用于循環(huán)水管道抽空氣；設(shè)置2臺軸封風(fēng)機(1運1備)維持軸封加熱器真空。真空系統(tǒng)性能提高后，預(yù)計凝汽器背壓降低0.3 kPa，煤耗降低0.5 g/kWh，改造后單臺機組真空系統(tǒng)耗功減少61.5 kW/h，煤耗降低約0.02 g/kWh。

2.4 廠用蒸汽系統(tǒng)改造

將原有系統(tǒng)改造為兩個輔汽聯(lián)箱：高壓輔汽聯(lián)箱，運行參數(shù)：壓力1.57 MPa/溫度400℃；低壓輔汽聯(lián)箱，運行參數(shù)：壓力0.6 MPa /溫度200℃。系統(tǒng)改造后減少熱再供汽流量87 t/h，降低煤耗0.49 g/kWh。熱備用管路自動疏水器減少泄漏量3 t/h，降低煤耗0.31 g/kWh。

2.5 鍋爐密封風(fēng)系統(tǒng)改造

將原20臺密封風(fēng)機拆除，更換為4臺單級離心式密封風(fēng)機，取風(fēng)口由就地吸風(fēng)改為從冷一次風(fēng)母管接引，系統(tǒng)相應(yīng)管路重新布置。與原系統(tǒng)相比，系統(tǒng)運行功率減小約1211 kW，降低供電煤耗約0.33 g/kWh。

2.6 爐墻保溫改造

鍋爐兩側(cè)墻燃燒器改造區(qū)域保溫全部更換，新保溫結(jié)構(gòu)為：100 mm硅酸鋁耐火纖維毯＋250 mm高溫玻璃棉板。標(biāo)高17～78 m其余部位在原保溫棉外加100 mm高溫玻璃棉。水冷壁出入口聯(lián)箱和導(dǎo)汽管等的保溫根據(jù)實際情況加厚或更換。改造后爐本體表面溫度可降低20℃以上，散熱損失減少降低煤耗0.26 g/kWh。

2.7 煙氣脫硝改造

采用選擇性催化還原脫硝工藝，以液氨作為還原劑，催化劑初裝2層，預(yù)留1層。配套氨區(qū)建設(shè)、引風(fēng)機增容節(jié)能改造、空預(yù)器更換蓄熱元件及密封件改造。

鍋爐原48只燃燒器更換為低氮燃燒器；為防止水冷壁結(jié)渣和高溫腐蝕，增設(shè)貼壁風(fēng)系統(tǒng)；最下層12只燃燒器實施微油點火改造；原煙氣再循環(huán)系統(tǒng)拆除。

本項目通過實施燃燒器改造，NOx排放濃度≤235 mg/Nm3，通過增設(shè)選擇性催化還原脫硝系統(tǒng)，NOx排放濃度小于50 mg/Nm3。

2.8 除灰除渣系統(tǒng)改造

拆除原有水力排灰螺旋撈渣機、碎渣機和水封渣斗系統(tǒng)，在原水封槽下安裝水浸式刮板撈渣機，撈渣機設(shè)三排口的渣井和液壓關(guān)斷門。安裝兩級刮板撈渣機，不設(shè)碎渣機，渣倉布置在鍋爐房內(nèi)。渣倉下設(shè)兩個排渣口。

除灰系統(tǒng)改造采用正壓氣力輸送系統(tǒng)，拆除氣化斜槽及原水力輸灰系統(tǒng)，建設(shè)正壓氣力除灰系統(tǒng)，將省煤器、空預(yù)器和除塵器中灰全部輸送至本期新建灰?guī)靸?nèi)，同步建設(shè)分選系統(tǒng)；新建灰?guī)煜虏捎闷囘\輸。

2.9 電除塵改造

部分出入口煙道改造，使入口煙氣趨于均布。重新設(shè)置進(jìn)口、出口喇叭及氣流分布板的結(jié)構(gòu)尺寸，使電除塵器電場內(nèi)的氣流均布。上層電除塵器掏空，由9 m加高到15.5 m，上層電場重新布置，一、二電場更新為高頻電源，三、四、五、六電場全部采用新型智能控制器的高低壓一體柜，高壓整流變壓器全部增容更新，電纜全部更換。下層電除塵器恢復(fù)性改造。所有陰極芒刺線更換，振打裝置改造。電控改造后電耗下降影響煤耗降低0.3g/kWh。

2.10 脫硫提效改造

現(xiàn)脫硫系統(tǒng)出口SO2濃度小于200 mg/Nm3，符合現(xiàn)行國家標(biāo)準(zhǔn)。為進(jìn)一步降低排放，對吸收塔及輔助系統(tǒng)進(jìn)行改造，吸收塔入口煙道向下移動4 m，吸收塔改造在原吸收塔內(nèi)增加兩層噴淋層，增加2臺循環(huán)泵；同時改造現(xiàn)有GGH、降低現(xiàn)有GGH運行漏風(fēng)。改造后脫硫系統(tǒng)出口SO2濃度可小于35 mg/Nm3。

2.11 DCS系統(tǒng)改造

兩臺機組DCS系統(tǒng)進(jìn)行全部更換。將機組廠用電的電氣設(shè)備納入DCS控制，新增DCS控制子系統(tǒng)(ECS)；1、2號機公用電氣設(shè)備納入DCS控制，新增公用DCS控制系統(tǒng)；電子間改造保留現(xiàn)有DCS中間繼電器柜和中間端子柜；單元控制室重新裝修布置。

2.12 輔助車間監(jiān)控網(wǎng)改造

通過核心交換機組建一期輔控網(wǎng)，將化學(xué)水處理系統(tǒng)、生產(chǎn)廢水處理系統(tǒng)、一期除灰渣系統(tǒng)、一期電除塵系統(tǒng)、生活廢水系統(tǒng)等滿足入網(wǎng)條件的輔助車間控制系統(tǒng)納入該網(wǎng)絡(luò)中；輔控網(wǎng)交換機預(yù)留備用通道，以備將來系統(tǒng)擴(kuò)充；通過光纜把一期輔控網(wǎng)的核心交換機和二期輔控網(wǎng)的核心交 換機連接，從而形成一個覆蓋綏電公司一、二期機組輔助車間的大型輔控網(wǎng)。

2.13 發(fā)電機增容電氣設(shè)備配套改造

根據(jù)#1，#2發(fā)電機增容到880 MW要求，對1、2號機組電氣系統(tǒng)的短路電流、全廠的電氣設(shè)備(除#1，#2發(fā)電機)進(jìn)行校驗，不滿足增容后要求的設(shè)備進(jìn)行改造。

經(jīng)過系統(tǒng)校驗，對以下設(shè)備進(jìn)行更換改造：

(1)發(fā)電機勵磁控制系統(tǒng)更換

(2)直流勵磁母線更換。

(3)發(fā)電機出現(xiàn)箱改造。

3 項目設(shè)計創(chuàng)新及優(yōu)化

3.1 機組汽機通流改造

汽輪機改造軸系59.5 m，世界最長；汽輪機由沖動式改為反動式；高中壓通流各增加6個壓力級；自行設(shè)計當(dāng)今世界最大調(diào)節(jié)級葉片等重大技術(shù)改造，實現(xiàn)世界最長汽輪機軸系改造國產(chǎn)化。

3.2 汽輪機通流改造同時進(jìn)行供熱改造

汽輪機通流改造同時考慮向遼寧東戴河供熱，采用在左右兩側(cè)聯(lián)通管開孔，在兩側(cè)中低壓聯(lián)通管上增設(shè)供熱蝶閥(包括液動驅(qū)動機構(gòu)、油源等)和供熱支管的改造方案，改造后能滿足1200萬平米供熱需要。

供熱改造中進(jìn)行設(shè)計優(yōu)化：(1)利用原有廠房內(nèi)通風(fēng)機平臺作為供熱首站；(2)利用原有啟動鍋爐房軟化水系統(tǒng)；(3)利用原有廠區(qū)管架及化學(xué)水酸洗管道等。

經(jīng)過設(shè)計優(yōu)化，供熱管道布置路徑更加合理，減少新建熱網(wǎng)首站、供熱軟化水系統(tǒng)、供熱管架等占地，節(jié)省投資投資超過700余萬元。

3.3 巧妙化解煙氣脫硝系統(tǒng)改造場地狹小難題，并采用俄羅斯標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行設(shè)計優(yōu)化

新增SCR煙氣脫硝系統(tǒng)體積大、荷載重，很長時間找不出合適的布置方案，經(jīng)現(xiàn)場反復(fù)踏勘與研討，創(chuàng)造性提出了揭開爐后風(fēng)機房屋面，脫硝反應(yīng)器布置于鍋爐尾部二次風(fēng)空氣預(yù)熱器上方的改造方案。項目設(shè)計中，認(rèn)真研究原有鍋爐鋼架和基礎(chǔ)圖紙，采取俄羅斯標(biāo)準(zhǔn)對機組基礎(chǔ)和框架荷載進(jìn)行了重新核算，最大限度利用了原有鍋爐鋼架和基礎(chǔ)，大大減少了改造工作量，可節(jié)省投資500萬元、節(jié)省工期2個月。

3.4 世界首次采用加高方案提高電除塵器效率

經(jīng)過對布袋除塵器改造方案、電袋除塵器改造方案以及電除塵改造方案論證，最終采用將原有靜電除塵器上層增高6.5 m，煙道氣流均布改造方案，并采用俄羅斯標(biāo)準(zhǔn)對機組基礎(chǔ)和框架荷載進(jìn)行了重新核算。此優(yōu)化方案設(shè)計難度大，尚屬世界首例，但施工改造難度最小，費用最低。

3.5 脫硫提效改造采用最小改動方案達(dá)到最優(yōu)效果

認(rèn)真研究綏中一期近年燃燒煤質(zhì)，采用降低吸收塔入口煙道和增加2層噴淋層，對原有GGH進(jìn)行改造，減少煙氣泄漏，實現(xiàn)最小投資達(dá)到SO2近零排放的效果。

3.6 DCS改造全部更換為國產(chǎn)設(shè)備。

DCS改造全部更換為國產(chǎn)和利時設(shè)備，首次采用新型P－P網(wǎng)絡(luò)結(jié)構(gòu)，為國內(nèi)百萬級DCS改造首創(chuàng)，并大大降低工程投資。

4 項目改造后效果

本次改造工程2臺機組在2014年9月30日和2015年02月20日相繼投產(chǎn)發(fā)電，項目啟動順利，其中#2號機實現(xiàn)了鍋爐點火、汽輪機沖轉(zhuǎn)、發(fā)電機并網(wǎng)3個一次成功，實現(xiàn)了零次動平衡啟動。繼電保護(hù)投入率、熱工主保投入率、保護(hù)正確動作率3個100%。

4.1 節(jié)能指標(biāo)

目前2臺機組運行平穩(wěn)，機組滿足880 MW負(fù)荷出力能力，改造后節(jié)能效果明顯，供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗降低39.68 g/kWh，達(dá)到國內(nèi)超臨界機組較好水平，兩臺機組改造后可節(jié)約標(biāo)煤量32.8萬t/a，節(jié)約燃油920 t/a。根據(jù)國家能源局和財政部《關(guān)于開展燃煤機組綜合升級改造工作的通知》(國能電力〔2012〕25號)文規(guī)定，可獲得985 MW獎勵容量和7880萬元的資金獎勵，見表2。

表2 機組改造前后主要能耗指標(biāo)

4.2 環(huán)保指標(biāo)

項目改造后污染物排放達(dá)到燃機排放標(biāo)準(zhǔn)，各項指標(biāo)全面達(dá)到或超過設(shè)計指標(biāo)，每年可削減NOx排放量約25157 t/a，削減煙塵排放量約3400 t/a，削減SO2排放量約1949 t/a，同時由于燃煤量減少，每年可減排CO2約54.08萬t，見表3。

表3 機組改造前后主要污染物排放

4.3 投資回收分析

項目總投資可研批準(zhǔn)概算11.70億元(靜態(tài)投資)，工程初設(shè)概算11.69億元(靜態(tài)投資)，比批準(zhǔn)概算低0.01億元，工程造價控制水平較好，項目回收期為5年，效益明顯。

5 結(jié)語

綏中發(fā)電有限責(zé)任公司俄制800 MW機組節(jié)能減排優(yōu)化升級改造項目是目前國內(nèi)最大容量、最大范圍的整體升級改造項目。經(jīng)過前期細(xì)致的方案論證、大膽的技術(shù)創(chuàng)新、精心的優(yōu)化設(shè)計，為項目建設(shè)取得圓滿成功奠定了基礎(chǔ)。

本改造項目投產(chǎn)后，實現(xiàn)了機組增容10%、供電煤耗降低約40 g/kWh、廠用電率降低2%、煙氣排放達(dá)到燃機排放水平、實現(xiàn)了灰渣綜合利用、控制系統(tǒng)達(dá)到百萬機組先進(jìn)水平等優(yōu)異指標(biāo)，工程投資控制合理，值得今后類似工程建設(shè)中借鑒。

[1] 趙洪生．綏中發(fā)電有限責(zé)任公司俄制800 MW機組節(jié)能減排優(yōu)化升級項目可行性研究總報告[R]．長春：東北電力設(shè)計院，2013．

[2] 劉鋼．綏中發(fā)電有限責(zé)任公司#1、#2機組煙氣脫硝改造工程初步設(shè)計(收口版)[R]．長春：東北電力設(shè)計院，2014．

Optimization Design of Energy Saving and Emission Reduction Optimization and Upgrading Project for 800 MW Unit

XIAO Ye1, LIU Gang1, WANG Jiu-chong2
(1.Northeast Electric Power Design Institute Co.,Ltd of China Power Engineering Consulting Group, Changchun 130021, China; 2.Guohua Suizhong Power Co., Ltd., Suizhong 125222, China)

In order to improve unit operating economy, security, stability and meet state environmental requirements, respond positively encouraged by the state to implement a comprehensive upgrading of coal units served Suizhong Power Co.Ltd.For a Russian unit of 2x800 MW implementation of energy saving optimization upgrade.Overall transformation includes a total of 13 sub-projects with a total investment of about 1.2 billion yuan, boiler-turbine electric comprehensive coverage, safety, economic, environmental reached the optimal combination.After the project is put into operation, the unit capacity increase 10 percent to reach 880 MW, coal-powered down nearly 40 g /kWh, with an estimated annual savings of 328,000 tons of standard coal, power consumption rate dropped more than 2 percentage points, soot, sulfur dioxide, nitrogen oxides emission indicators are better than natural gas emission standard limits to achieve the ash utilization, control systems and other advanced level reached one million units outstanding indicators.

800 MW unit; energy; emission reduction; eptimization.

TM621

B

1671-9913(2017)03-0022-05

2017-05-08

肖野(1974- )，男，吉林九臺人，高級工程師，從事發(fā)電設(shè)計工作。