800 MW机组节能减排优化升级项目总体优化设计

肖 野，刘 钢，王九崇

(1.中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司，吉林 长春 130021；2.国华绥中发电有限责任公司，辽宁 绥中 125222)

800 MW机组节能减排优化升级项目总体优化设计

肖 野1，刘 钢1，王九崇2

(1.中国电力工程顾问集团东北电力设计院有限公司，吉林 长春 130021；2.国华绥中发电有限责任公司，辽宁 绥中 125222)

为了提高机组运行经济性、安全性、稳定性和满足国家环保要求，积极响应国家鼓励实施在役煤电机组综合升级改造，绥中发电有限责任公司对一期2×800 MW俄制机组实施节能减排优化升级改造。整体改造共包括13个子项目，总投资约12亿元，机炉电热全面覆盖，机组安全、经济、环保达到了最优组合。项目投产后，机组增容10%达到880 MW，供电煤耗下降近40 克/千瓦时，预计每年可节约标煤32.8 万吨，厂用电率下降超过2 个百分点，烟尘、二氧化硫、氮氧化物排放指标均优于天然气发电排放标准限值，实现了灰渣综合利用、控制系统达到百万机组先进水平等优异指标。

800 MW机组；节能；减排；优化。

绥中发电有限责任公司一期安装两台由前苏联引进的800 MW超临界燃煤机组，至2000年投产发电以来，由于存在设计技术落后及设备生产质量水平低、控制水平低等先天性缺陷，机组运行的安全性、经济性和稳定性不断降低，其市场竞争力也日趋下降，机组节能升级改造迫在眉睫；另外，两台俄制800 MW火电机组烟气排放不能达到国家环保和神华国华公司“绿色发电计划”的要求，所以相关环保的改造项目也势在必行。

为了彻底解决机组目前面临的安全性、经济性和环保等问题，绥电公司决定对两台机组实施综合技术升级改造。项目在2009年启动可研工作，历时5年完成前期论证，与2014年01月正式开工建设，2014年底全部投产。改造总投资约12亿元，改造范围包括13个子项目，涉及机炉电热各专业。

本文根据工程具体项目，简要介绍改造的设计方案、设计创新优化、性能指标等，以其为其他同类机组的设计提供参考。

1 工程概况

1.1 电厂概况

绥中发电厂位于辽宁省绥中县境内，厂址在前所乡大赵屯之东南，渤海辽东湾海边。一期工程装设2台俄罗斯800 MW超临界燃煤汽轮发电机组，一期工程于2000年投产发电。二期工程安装二台国产1000 MW超超临界发电机组，并于2010年投产发电。目前绥电公司总装机容量达3600 MW，成为东北地区总装机容量最大的火力发电厂。

绥电公司一期2台俄罗斯800 MW超临界燃煤汽轮发电机组，主要由俄方设计供货建设，目前世界范围共有17台机组，中国仅有2台机组。锅炉采用塔干罗格锅炉厂生产的Пп－2650－25－545кт型超临界压力具有一次中间再热直流锅炉。汽轮机是前苏联列宁格勒金属工厂制造的K—800—240—5型超临界、一次中间再热、五缸六排汽凝汽冲动式汽轮机。发电机采用列宁格勒电力工厂生产的TBB－800－2Ey3型汽轮发电机，其冷却方式为水－氢－氢。工作励磁机由列宁格勒电力工厂生产的ВТ－6000－2уз型励磁机。

一期工程设计煤种为70%神混煤＋30%准格尔煤，校核煤种为70%神混煤＋30%褐煤。

1.2 设计内容及目标

设计内容包括节能、减排、优化升级和增容共计13项改造内容。

本次改造设计目标：确保机组安全性、经济性等指标达到国内超临界机组较好水平，环保指标满足国家及国华公司相关要求。

设计总体目标：

(1)节能目标：供电煤耗降低30 g。

(2)发电机铭牌出力达到880 MW。

(3)厂用电率降低0.2%。

(4)环保目标：NOx排放浓度不超过50 mg/Nm3；烟尘排放浓度不超过20 mg/Nm3；SO2浓度≤35 mg/Nm3。

(5)升级目标：整体提高自动化水平、保证机组安全可靠运行。

详细改造项目及分项设计目标见表1。

表1 改造内容及设计目标

2 项目设计概况

2.1 汽机通流及供热改造

汽轮机本体在保持现有热力系统和热力参数基本不变、各接口位置不变、基础不变、原5个外缸不变、高压缸反流结构不变的情况下，采用先进的热力气动技术对汽轮机通流部分进行国产化改造，高压缸实现节能降耗。通流部分各汽缸转子、动叶片、内缸、隔板、隔板套、动叶叶顶汽封等重新设计制造，并对原有部件进行配套加工，在确保各部间隙匹配、运行安全的同时，使汽机额定出力达到880 MW能力，热耗率下降410.5 kJ/kWh，降低煤耗16.9 g/kWh。改造后机组通流采用反动式设计，高压缸改为为1调节级+17压力级形式，中压缸正反向改为2X12级反动式压力级，低压缸改为正反向3 X 2X5级反动式压力级。

在通流改造时同步实施供热改造，为辽宁东戴河新区供热。项目对汽轮机中低压连通管打孔抽汽，通过调节蝶阀将抽汽压力调整在0.294 MPa左右，温度216℃，两台机组同时供热最大抽汽量1000 t/h，最大可供出热负荷约618 MW。

2.2 #1、#2机组汽动给水泵组改造

汽动给水泵前置泵保持不变，给水泵整体更换为卧式双壳体结构，首级双吸，额定转速由4600 r/min提高到5266 r/min；驱动汽轮机外缸及轴承箱不变、改造后转速提高到与汽动给水泵相匹配；给水泵减速机进行整体更换；改造后给水泵效率提高8.7%，小汽机效率提高8.58%，耗汽量降低28 t/h，降低煤耗3.02 g/kWh。

2.3 真空系统改造

每台机组设置三台水环式真空泵(启动时3台运行，正常2运1备)替代现有三台主射水抽气器，用于主机凝汽器和小机凝汽器抽汽；设置一台水室真空泵替代现有两台循环水系统抽气器，用于循环水管道抽空气；设置2台轴封风机(1运1备)维持轴封加热器真空。真空系统性能提高后，预计凝汽器背压降低0.3 kPa，煤耗降低0.5 g/kWh，改造后单台机组真空系统耗功减少61.5 kW/h，煤耗降低约0.02 g/kWh。

2.4 厂用蒸汽系统改造

将原有系统改造为两个辅汽联箱：高压辅汽联箱，运行参数：压力1.57 MPa/温度400℃；低压辅汽联箱，运行参数：压力0.6 MPa /温度200℃。系统改造后减少热再供汽流量87 t/h，降低煤耗0.49 g/kWh。热备用管路自动疏水器减少泄漏量3 t/h，降低煤耗0.31 g/kWh。

2.5 锅炉密封风系统改造

将原20台密封风机拆除，更换为4台单级离心式密封风机，取风口由就地吸风改为从冷一次风母管接引，系统相应管路重新布置。与原系统相比，系统运行功率减小约1211 kW，降低供电煤耗约0.33 g/kWh。

2.6 炉墙保温改造

锅炉两侧墙燃烧器改造区域保温全部更换，新保温结构为：100 mm硅酸铝耐火纤维毯＋250 mm高温玻璃棉板。标高17～78 m其余部位在原保温棉外加100 mm高温玻璃棉。水冷壁出入口联箱和导汽管等的保温根据实际情况加厚或更换。改造后炉本体表面温度可降低20℃以上，散热损失减少降低煤耗0.26 g/kWh。

2.7 烟气脱硝改造

采用选择性催化还原脱硝工艺，以液氨作为还原剂，催化剂初装2层，预留1层。配套氨区建设、引风机增容节能改造、空预器更换蓄热元件及密封件改造。

锅炉原48只燃烧器更换为低氮燃烧器；为防止水冷壁结渣和高温腐蚀，增设贴壁风系统；最下层12只燃烧器实施微油点火改造；原烟气再循环系统拆除。

本项目通过实施燃烧器改造，NOx排放浓度≤235 mg/Nm3，通过增设选择性催化还原脱硝系统，NOx排放浓度小于50 mg/Nm3。

2.8 除灰除渣系统改造

拆除原有水力排灰螺旋捞渣机、碎渣机和水封渣斗系统，在原水封槽下安装水浸式刮板捞渣机，捞渣机设三排口的渣井和液压关断门。安装两级刮板捞渣机，不设碎渣机，渣仓布置在锅炉房内。渣仓下设两个排渣口。

除灰系统改造采用正压气力输送系统，拆除气化斜槽及原水力输灰系统，建设正压气力除灰系统，将省煤器、空预器和除尘器中灰全部输送至本期新建灰库内，同步建设分选系统；新建灰库下采用汽车运输。

2.9 电除尘改造

部分出入口烟道改造，使入口烟气趋于均布。重新设置进口、出口喇叭及气流分布板的结构尺寸，使电除尘器电场内的气流均布。上层电除尘器掏空，由9 m加高到15.5 m，上层电场重新布置，一、二电场更新为高频电源，三、四、五、六电场全部采用新型智能控制器的高低压一体柜，高压整流变压器全部增容更新，电缆全部更换。下层电除尘器恢复性改造。所有阴极芒刺线更换，振打装置改造。电控改造后电耗下降影响煤耗降低0.3g/kWh。

2.10 脱硫提效改造

现脱硫系统出口SO2浓度小于200 mg/Nm3，符合现行国家标准。为进一步降低排放，对吸收塔及辅助系统进行改造，吸收塔入口烟道向下移动4 m，吸收塔改造在原吸收塔内增加两层喷淋层，增加2台循环泵；同时改造现有GGH、降低现有GGH运行漏风。改造后脱硫系统出口SO2浓度可小于35 mg/Nm3。

2.11 DCS系统改造

两台机组DCS系统进行全部更换。将机组厂用电的电气设备纳入DCS控制，新增DCS控制子系统(ECS)；1、2号机公用电气设备纳入DCS控制，新增公用DCS控制系统；电子间改造保留现有DCS中间继电器柜和中间端子柜；单元控制室重新装修布置。

2.12 辅助车间监控网改造

通过核心交换机组建一期辅控网，将化学水处理系统、生产废水处理系统、一期除灰渣系统、一期电除尘系统、生活废水系统等满足入网条件的辅助车间控制系统纳入该网络中；辅控网交换机预留备用通道，以备将来系统扩充；通过光缆把一期辅控网的核心交换机和二期辅控网的核心交 换机连接，从而形成一个覆盖绥电公司一、二期机组辅助车间的大型辅控网。

2.13 发电机增容电气设备配套改造

根据#1，#2发电机增容到880 MW要求，对1、2号机组电气系统的短路电流、全厂的电气设备(除#1，#2发电机)进行校验，不满足增容后要求的设备进行改造。

经过系统校验，对以下设备进行更换改造：

(1)发电机励磁控制系统更换

(2)直流励磁母线更换。

(3)发电机出现箱改造。

3 项目设计创新及优化

3.1 机组汽机通流改造

汽轮机改造轴系59.5 m，世界最长；汽轮机由冲动式改为反动式；高中压通流各增加6个压力级；自行设计当今世界最大调节级叶片等重大技术改造，实现世界最长汽轮机轴系改造国产化。

3.2 汽轮机通流改造同时进行供热改造

汽轮机通流改造同时考虑向辽宁东戴河供热，采用在左右两侧联通管开孔，在两侧中低压联通管上增设供热蝶阀(包括液动驱动机构、油源等)和供热支管的改造方案，改造后能满足1200万平米供热需要。

供热改造中进行设计优化：(1)利用原有厂房内通风机平台作为供热首站；(2)利用原有启动锅炉房软化水系统；(3)利用原有厂区管架及化学水酸洗管道等。

经过设计优化，供热管道布置路径更加合理，减少新建热网首站、供热软化水系统、供热管架等占地，节省投资投资超过700余万元。

3.3 巧妙化解烟气脱硝系统改造场地狭小难题，并采用俄罗斯标准进行设计优化

新增SCR烟气脱硝系统体积大、荷载重，很长时间找不出合适的布置方案，经现场反复踏勘与研讨，创造性提出了揭开炉后风机房屋面，脱硝反应器布置于锅炉尾部二次风空气预热器上方的改造方案。项目设计中，认真研究原有锅炉钢架和基础图纸，采取俄罗斯标准对机组基础和框架荷载进行了重新核算，最大限度利用了原有锅炉钢架和基础，大大减少了改造工作量，可节省投资500万元、节省工期2个月。

3.4 世界首次采用加高方案提高电除尘器效率

经过对布袋除尘器改造方案、电袋除尘器改造方案以及电除尘改造方案论证，最终采用将原有静电除尘器上层增高6.5 m，烟道气流均布改造方案，并采用俄罗斯标准对机组基础和框架荷载进行了重新核算。此优化方案设计难度大，尚属世界首例，但施工改造难度最小，费用最低。

3.5 脱硫提效改造采用最小改动方案达到最优效果

认真研究绥中一期近年燃烧煤质，采用降低吸收塔入口烟道和增加2层喷淋层，对原有GGH进行改造，减少烟气泄漏，实现最小投资达到SO2近零排放的效果。

3.6 DCS改造全部更换为国产设备。

DCS改造全部更换为国产和利时设备，首次采用新型P－P网络结构，为国内百万级DCS改造首创，并大大降低工程投资。

4 项目改造后效果

本次改造工程2台机组在2014年9月30日和2015年02月20日相继投产发电，项目启动顺利，其中#2号机实现了锅炉点火、汽轮机冲转、发电机并网3个一次成功，实现了零次动平衡启动。继电保护投入率、热工主保投入率、保护正确动作率3个100%。

4.1 节能指标

目前2台机组运行平稳，机组满足880 MW负荷出力能力，改造后节能效果明显，供电标准煤耗降低39.68 g/kWh，达到国内超临界机组较好水平，两台机组改造后可节约标煤量32.8万t/a，节约燃油920 t/a。根据国家能源局和财政部《关于开展燃煤机组综合升级改造工作的通知》(国能电力〔2012〕25号)文规定，可获得985 MW奖励容量和7880万元的资金奖励，见表2。

表2 机组改造前后主要能耗指标

4.2 环保指标

项目改造后污染物排放达到燃机排放标准，各项指标全面达到或超过设计指标，每年可削减NOx排放量约25157 t/a，削减烟尘排放量约3400 t/a，削减SO2排放量约1949 t/a，同时由于燃煤量减少，每年可减排CO2约54.08万t，见表3。

表3 机组改造前后主要污染物排放

4.3 投资回收分析

项目总投资可研批准概算11.70亿元(静态投资)，工程初设概算11.69亿元(静态投资)，比批准概算低0.01亿元，工程造价控制水平较好，项目回收期为5年，效益明显。

5 结语

绥中发电有限责任公司俄制800 MW机组节能减排优化升级改造项目是目前国内最大容量、最大范围的整体升级改造项目。经过前期细致的方案论证、大胆的技术创新、精心的优化设计，为项目建设取得圆满成功奠定了基础。

本改造项目投产后，实现了机组增容10%、供电煤耗降低约40 g/kWh、厂用电率降低2%、烟气排放达到燃机排放水平、实现了灰渣综合利用、控制系统达到百万机组先进水平等优异指标，工程投资控制合理，值得今后类似工程建设中借鉴。

[1] 赵洪生．绥中发电有限责任公司俄制800 MW机组节能减排优化升级项目可行性研究总报告[R]．长春：东北电力设计院，2013．

[2] 刘钢．绥中发电有限责任公司#1、#2机组烟气脱硝改造工程初步设计(收口版)[R]．长春：东北电力设计院，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，吉林九台人，高级工程师，从事发电设计工作。