2×1000MW机组现代化电厂建设技术创新和整体优化设计

张树臣

（江西大唐国际抚州发电有限责任公司，江西抚州 344000）

在对2×1000 MW机组进行建设的过程中，技术创新和优化设计涉及的内容和范围很广。现代化电厂要结合重大技术创新和整体化设计，必须在节能减排技术、运行方式、系统布置、数字化管理等方面创新，在主要和辅助设施地选择、设计和工艺等方面优化[1]，这对保障2×1000 MW机组安全有效运行起着举足轻重的作用[2]。

1 主要技术的选择和优化

1.1 主要设施的选择

在对主要设施进行选择的时候，要充分考虑我国已有的建设经验，注重对引进的设施及其运行特点和优缺点进行详细比较，同时考虑2×1000 MW机组的实际情况，从而选择合适的设施进行建设。

1.2 汽轮机本体调节调节采用节流配汽方式

抚州电厂汽轮机是国内首台采用本体全周节流配汽调节方式的超超临界机组。该技术属于重大技术创新，与常规喷嘴调节配汽方式比较，调节简单可靠，经济效益显著。随着国内经济发展，电网峰谷差逐渐加剧，使得1000 MW机组也面临部分调峰的状况。在低负荷运行中，喷嘴调节的两种方式都存在比较大的节流损失，使得经济效益下降；而全周节流配汽从结构上减少了节流损失，使得在负荷调节中运行更加稳定，而且凸显节能效果。

喷嘴配汽方式和节流配汽方式调节结构图见图1。从图1可以看出，喷嘴配汽通过四个调门调节。在调峰过程中通过调门开度大小，调节供汽量，来达到调峰效果，不管运行如何操作，节流损失都很大。节流配汽方式可以在调峰运行中大大减少调节的节流损失。从图1可以看出，全周进汽节流损失小，负荷分配均匀，运行可靠性得到极大提高，从而极大提高汽轮机运行的经济性和可靠性。两种配汽方式的结构对比分析（见表1）和压损和效率分析（见表2）也进一步证明了全周节流配汽的优越性。

节流配汽高压缸效率可提高2%～4%（阀全开）。

图1 喷嘴配汽方式和节流配汽方式调节结构比较Fig.1 Comparisons of adjusting structure with nozzle and throttling mode of steam distribution

表1 配汽方式结构对比分析表Tab.1 Comparisons and analysis of steam distribution structures

表2 压损、效率分析表Tab.2 Analysis of pressure loss and efficiency

选用节流配汽新技术是相应国家宏观节能的需要，也是新技术采用的典型案例。

1.3 现场总线技术的应用

数字化电厂是近年来发展的一个热点[3]。现代发电机组，特别是大容量、高参数机组，其复杂程度越来越高，对这样的机组的操作、控制和检修的要求也越来越高。数字化电厂是在传统电厂的基础上发展起来的，它通过应用一系列先进的科学技术，融入现代化的管理思想，旨在解决电厂管理水平低下、发电能耗高、污染物（气、水、渣）排放严重、辅助系统运行不稳定、设备故障率高、自动保护投入率低、运行人员多的现状，最终实现电厂现代化的运营和管理，达到企业运营成本最小、发电能耗最低、污染物零排放（废气达标排放）、设备可用系数高、人均产值高的目标[4]。

数字化电厂目的是为了实现电厂的现代化运营和管理，而电厂的现代化运营和管理是要以大量的数据信息为基础的；传统的DCS系统是模拟量、开关量、数字信号混合制，而且是单向的，一对一的，无法满足实现数字化电厂的需求。现场总线技术的发展有望解决这一难题。

抚州电厂采用现场总线技术，很好地解决了状态检修面临的数据不够这个问题，真正意义就在于提高电厂的信息化水平。SIS系统主要包括生产过程信息监测和统计、性能监测和优化、优化运行和指导、设备寿命监测和管理、设备状态监测和故障诊断、厂级负荷优化分配[5]。SIS系统中设备状态监测和故障诊断是通过监测电厂设备的运行状态，判断其是否正常，预测、诊断、消除故障，指导设备的管理和维修。SIS系统由状态监测和故障诊断两部分组成[6]。

状态监测是掌握设备运行状态的第一手信息，其针对各种运行状态参数，结合其历史信息，考虑环境因素，采用专业的分析和判断方法，评估其是否处于正常、异常和故障三种状态，并进行显示和记录，对异常状态进行报警，为故障诊断提供信息。

故障诊断是根据状态监测获得的信息，结合结构参数、物性参数、环境参数，对设备的故障进行预报、判断和分析，确定其性质、类别、部位、程度、原因，指出发展的趋势和后果，提出控制其继续发展和消除故障的对策措施，最终使设备恢复到正常状态。

采用现场总线技术之后，可以获得大量的与设备相关的信息，但是只有对这些信息加以有效地分析和管理，才能真正地将其应用到设备的状态检修中。SIS系统具有设备状态监测和故障诊断的功能[7]，但是在以往的应用中，由于没有足够的设备相关信息，没有得到很好地应用[8]。通过现场总线技术获得的大量信息，使得对设备进行状态检修成为可能。

2 辅助设施的选择及优化

2.1 一台启动电动给水泵的使用设计

目前国内投产的1000 MW等级机组汽动给水泵运行可靠性良好，备用电动给水泵的的投入机会极少，备用功能用途不大；另一方面，备用电动给水泵也较难实现紧急备用，如果要具有紧急备用功能，备用条件比较复杂，如为适应与汽泵并列运行，需配置一台价格昂贵的液力耦合器；电泵的油系统须经常运行，泵始终处于热备用状态；泵出口电动闸阀常开，逆止门长期承压；控制系统应考虑电泵并入的给水调节；电气系统需要设置电泵的自动投入等，诸多条件中有一项不能满足就不能实现。而且由于电动给水泵的功率很大，当给水泵紧急启动时，由于电源电压波动、液力耦合器和最小流量阀响应速度等原因，电动给水泵很难实现作为汽动给水泵的紧急备用[9]，往往当任一台汽动给水泵故障时，只能依靠RB功能先保证机组降负荷运行，然后再启动电动给水泵。因此在2×1000 MW机组采用两台机组共用一台30%容量启动电泵，不仅解决了启动电泵长期闲置问题，提高了设备的利用率，而且还降低了电厂的初投资。

为了保证电动给水泵对于每台机组的运行工况基本一致，应使得每台机组的除氧器低压给水至启动电泵的距离基本一致，保证对于每台机组而言，启动电泵入口的低压给水管道压降基本相同，为此将启动电泵布置在两台机组中间位置的主厂房0 m。

当两台机组配一套启动泵时，启动给水系统将按扩大单元制设计，见图2。

图2 扩大单元制启动给水泵系统图Fig.2 Expanding unit startup feed-water pump system

扩大单元制比单元制系统节约一台启动给水泵，但系统连接相对比较复杂。采用扩大单元制方案，电气系统需增加一面隔离开关切换柜，从每台机组的6 kV分别设置一个断路器柜，经电缆分别引接至隔离开关切换柜（设置两台隔离开关），再由隔离开关切换柜引接至电动给水泵。隔离开关切换柜与相应的6 kV柜进行电气闭锁，确保与运行机组对应，避免电气回路的合环运行。此方案可确保运行的可靠性，但相对于单元制接线而言，增加了一台隔离开关切换柜及相应控制回路的复杂性[9]。控制方面将给水泵及阀门直接纳入单元机组DCS公用网络，实现二台机组在DCS系统统一监控，并确保任何时候仅有一台机组能发出有效操作指令。从电气、控制方面来讲都能确保该系统的安全可靠性，从设计上避免将来可能出现的缺陷。

2.2 同轴汽动给水泵组布置方案

同轴汽动给水泵采用布置在除氧间0 m层，给水泵汽轮机上排汽方案。下面为同轴泵组0 m布置方案与常规方案：泵组分开布置、前置泵布置在除氧间0 m、汽动主给水泵布置在汽机房运转层方案的经济性比较（单台机组）。

对于同轴汽动给水泵组布置在除氧间0 m层、上排汽进凝汽器，此方案有如下特点：

1）给水泵组及其驱动汽轮机的基础设计简单，造价低；

2）有利于减少汽机房跨度和容积，减低工程造价；

3）为了便于给水泵的检修，除氧间跨度需要加大约0.5 m；

4）需在除氧间除氧层单独设置检修起吊设施。

与同轴汽动给水泵组布置在运转层、下排汽进凝汽器方案相比较，此方案有如下特点：

1）需为给水泵组及其驱动汽轮机设计独立基础或弹簧隔振基础；

2）相比汽动给水泵同轴0 m布置、上排汽进凝汽器，汽机房跨度需增大2 m，工程造价略高；

3）可利用汽机房行车进行检修起吊。

采用同轴汽动给水泵组布置在除氧间0 m层、上排汽进凝汽器方案，不但可有效降低汽机房及除氧间的造价，还可简化泵组的基础设计方案，合计减少初投资约1133万，经济性很好。

2.3 引增合一并取消增压风机

在一些新建机组上，由于要求脱硫系统与主体工程同步建设，因此为引风机和脱硫风机的合并提供了先决条件[10]。抚州电厂取消脱硫增压风机，直接采用引风机克服原有的烟气系统阻力和新增的脱硫系统阻力，相当于减少了1～2台设备，对减少设备投资和减轻维护人员的工作量，有积极的意义。取消增压风机，由于减少了一组入口风箱和相关风道，整体烟道布置较流畅，总体阻力可以减少200～300 Pa，这相当于1台静电除尘器的阻力，长期运行节省的厂用电也比较可观。提高引风机压头，用引风机克服所有系统的烟气阻力，选型设计上不存在问题。

采用取消增压风机方案，锅炉烟风系统和脱硫系统的阻力全部由引风机克服。取消增压风机后，引风机的型式推荐采用动叶调节轴流式风机。取消增压风机的方案具有以下优点：

1）减少设备的投资费用650万元（与引风机采用静调，有增压风机比较），并减少了土建基础费用；

2）减少电厂对辅机的维护工作量；

3）风机运行效率较高，每年节约厂用电616.08万kW·h，节省发电成本约189万元；

4）烟道布置顺畅明朗，减少一组（增压风机）入口风箱及2个90°弯头阻力，总体阻力降低约300 Pa，每年节约厂用电125万kW·h，节省发电成本38万元，经济效益非常明显。

2.4 侧煤仓布置减少四大管道用量

炉侧煤仓布置可减少四大管道的耗量，减少输煤转运站数量和输煤皮带长度，减少煤仓间容积，缩小A排到烟囱之间的距离，减少占地面积。但四大管道对锅炉和汽机的接口推力较大，且由于锅炉房、煤仓间、炉后布置紧凑，部分区域土建和安装需交叉施工。侧煤仓布置把两台机组的煤仓间按双列布置在两台锅炉中间，检修通道在内侧，磨煤机布置在外侧。考虑到磨煤机的检修仅仅是利用检修通道把部件运出，而不是在检修通道上检修，两台机组待检修的磨煤机可以通过协调，依次从检修通道运出部件，所以经过抚州电厂工艺和土建结构的优化，根据抚州地处6度地震区，使用侧煤仓方案，采用大跨度单框架结构，跨度17 m。煤仓间中间作为两台机组公用的检修通道，减少煤仓间的容积。

采用侧煤仓布置，单列高加方案。汽机房长度191.2 m，A排到烟囱中心线距离（含脱硫）为202.73 m，汽机房运转层标高为15 m，跨度29 m，除氧间跨度为10 m，除氧器露天布置于25 m除氧层，极大压缩了主厂房容积。前置泵与汽动给水泵同轴，并与小汽机一同布置于除氧间0 m。给水系统采用单列高加，两台机组共用一台启动用电动给水泵。集控室采用两机一控，布置在邻近主厂房固定端的综合办公楼。煤仓间采用侧煤仓布置，布置于两炉之间，上煤皮带通过穿烟囱的方式上至煤仓间转运站。煤仓间跨度17.5 m，给煤机层标高17.5 m，输煤皮带层标高42.0 m。

采用侧煤仓实现了：取消炉前通道，汽机房最后一排柱与锅炉第一排柱相隔仅1.5 m，极大地缩短了机炉间距，节约了管道投资，优化了A排到烟囱距离；采用侧煤仓布置，合理选用磨煤机，优化磨煤机检修方式及煤仓间跨度、给煤层高。两台炉磨煤机并列布置，煤仓间中部作为两台机组磨煤机公用检修通道。压缩汽机与锅炉之间距离，减少四大管道管材用量；一次风机和送风机布置在锅炉框架内，充分利用炉底空间和锅炉框架，节省了土建费用及占地；上煤皮带采用穿烟囱方式上至侧煤仓转运站，减小输煤栈桥的长度；集控室采用两机一控，布置在汽机房固定端至厂前区的连接天桥上，合理利用场地，方便运行人员的巡视，有利于集中控制；前烟道、冷风道、热风道按圆形管道布置，有利于降低流场阻力及减小钢材耗量。

3 新技术的应用与设计优化成果

以“资源最优化，效益最大化”为目标，把“优化设计、提高效率、降低造价”贯穿于项目全过程，在保证电厂稳定、安全、可靠运行和性能指标、质量指标满足设计要求的前提下，突出体现经济性、合理性和先进性，取得丰硕成果。

3.1 设计优化

通过借鉴全国先进电厂同类型机组在设计、施工、设备选型、调试、运行期间存在的经验和教训，先后形成70余项有针对性的优化设计方案。其中，通过优选侧煤仓布置方案，节省了四大管道和电缆，比常规炉前煤仓间布置方案节省费用约2949万元；启备变从厂内500 kV变电站引接降低造价2000万元；双列高加改为单列高加节省460万元；引风机和增压风机合并节省650万元；采用一台启动定速电泵节省280万元；输煤栈桥采用露天敞开式设防尘防雨罩比封闭式节省850万元；灰库采用LIPP钢制筒仓节省200万元；烟囱采用悬挂式而非支撑式节省300万元；凝结水精处理再生装置采用两机一套节省240万元；采用汽泵的前置泵与主泵同轴节省427万元；炉底排渣系统由二级钢带优化为斗式提升机，降低造价380万元。

3.2 通过采用EC模式提高设计优化效果

1）让设计单位和施工单位捆绑，大大激发了设计单位优化设计的积极性，设计施工总承包极大提高设计优化水平和动力，施工单位会更加积极主动引进其他设计院已建1000 MW机组的二次设计和细部优化成功经验，提高投产后1000 MW机组维护、运行可靠性和经济性；

2）由于是设计施工总承包图纸催交的过程可以在内部协调解决，设备的监造、催货等也在总承包范围内，减少了建设单位对工期控制和协调的难点，工期的落实可以得到进一步保证；

3）使得建设单位能够有更多的人力、物力、时间投入质量管理，对质量全过程的控制更强，EC模式是打造精品优质工程的一个强有力保证；

4）与传统建设模式相比较，EC总承包模式要求建设单位更加强化合同管理，更加重视合同编制和执行，通过合同规范化管理，在对总承包单位管理的基础上，可以进一步加强施工管控，强化施工管理。

4 结论

2×1000 MW机组现代化电厂建设技术创新和整体优化设计是一项繁复复杂的工程，但是通过对主要设备和辅助设备进行优化和创新，可以大幅度提高电厂的经济效益和社会效益、环境效益，具有广泛的发展前景。

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