燃煤機組設計創(chuàng)新集成優(yōu)化技術華北電力設計院

1、燃煤機組設計創(chuàng)新集成優(yōu)化技術設計方案匯報華北電力設計院有限公司2016年1月4日內容國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)了關于做好電力項目核準權限下放后規(guī)劃建設有關工作的通知（發(fā)改能源20152236號） 2015年10月8日意味著常規(guī)火電項目審批權下放至地方后，導致各地搶跑、規(guī)劃無序的局面會有所改善，火電項目的審批會越來越慎重。1 2015國家能源政策國務院常務會議，全面實施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造。2015年12月在2020年前，對燃煤機組全面實施超低排放節(jié)能改造，使所有現役電廠每千瓦時平均煤耗低于310克，新建電廠平均煤耗低于300克對落后產能和不符合相關強制性標準要求的堅決淘汰關停。東、中

2、部地區(qū)要提前至2017年和2018年達標。我國電力已步入相對過剩期。雖然過剩程度尚待觀察，但當此之時，正是推進電力行業(yè)結構調整的有利時機，應抓住這個機遇，淘汰落后產能，促進產業(yè)升級改造。內容2、燃煤電站建設思路無人值守一鍵啟停全能值班高效節(jié)能清潔環(huán)保綠色可持續(xù)電站數字、信息化電站技術領先、世界一流先進管理技術循環(huán)經濟高效清潔燃煤電站未來高效節(jié)能環(huán)保數字化燃煤發(fā)電項目采用最先進的科研成果，集成大容量、高參數、高效率等國際最先進的燃煤電站技術，和脫硫、脫硝、除塵等最先進的煙氣協同治理技術，實現建設具有世界一流水平的大型高效和污染物超凈排放數字化燃煤發(fā)電機組的目標，建成區(qū)域現代工業(yè)藝術品，同時打造最

3、具影響力的國際一流發(fā)電企業(yè)。內容3、節(jié)能高效技術集成應用（1）先進的主機參數2016-2020優(yōu)化的二次再熱先進技術集成應用47.3（260g/kWh）310bar6006206202020-2025采用700計劃50.0（246g/kWh）1375bar700720720目前在役43.5（283g/kWh）262.5bar60060052515049484746454443凈效率%2013-2015初期二次再熱46.4（265g/kWh）310bar600610610 在超超臨界機組參數條件下，主蒸汽壓力提高1Mpa，降低煤耗約0.35g/kWh；主蒸汽溫度每提高10，降低煤耗約0.7g/k

4、Wh；再熱蒸汽溫度每提高10，降低煤耗約0.6g/kWh。泰州、萊蕪等12.7近期目標電站玉環(huán)、北侖、北疆等3萬州、安慶、羅源灣等優(yōu)化的一次再熱3、節(jié)能高效技術集成應用 二次再熱系統(tǒng)可以有效地降低機組的煤耗。目前全球約有30多臺二次再熱機組在運行，因此二次再熱技術已經得到工業(yè)驗證，系統(tǒng)本身是成熟可靠的。（2）二次再熱技術3、節(jié)能高效技術集成應用 從二次再熱技術的發(fā)展情況來看，當材料工業(yè)發(fā)展迅猛、新材料研發(fā)有所突破的時候，一般優(yōu)先采用提高機組蒸汽參數的方法獲得更高的熱經濟性，機組參數提高所得到的效率收益更大，性價比更高；當材料性能受到限制時，采用二次再熱技術會得到更進一步的發(fā)展空間。 在700技

5、術未有較大突破之前，未來百萬機組的二次再熱仍會是火電機組的忍痛選擇。（2）二次再熱技術3、節(jié)能高效技術集成應用 經過充分考慮材料及技術的可行性、可靠性，二次再熱機組推薦的參數為：31MPa/600/620/ 620，比優(yōu)化后的一次再熱機組的煤耗降低約56g/kWh。（2）二次再熱技術3、節(jié)能高效技術集成應用 燃煤發(fā)電機組的主要熱力過程為燃燒過程、傳熱傳質過程、熱功轉化過程、機電轉化過程、輔機耗電過程和排放過程。（3）機爐深度耦合綜合提效技術3、節(jié)能高效技術集成應用 我國燃煤火電技術已完成從亞臨界到超/超超臨界的升級，提高機組初參數來提高機組熱效率已經達到了國際先進的水平，但是汽輪發(fā)電機組以蒸汽

6、朗肯循環(huán)為基準發(fā)展起來的熱力系統(tǒng)循環(huán)結構卻一直沒有變化。鍋爐島、汽機島內的傳熱傳質過程仍相互獨立。（3）機爐深度耦合綜合提效技術3、節(jié)能高效技術集成應用從熱力學角度來看，這兩個獨立進行的熱質傳遞過程均存在明顯的“能級不匹配”現象。（3）機爐深度耦合綜合提效技術3、節(jié)能高效技術集成應用 通過對大型燃煤發(fā)電機組空預器換熱過程和回熱加熱過程研究可以發(fā)現：風的傳熱溫區(qū)在32020左右；汽機側水的傳熱溫區(qū)在30320左右。兩側的傳熱過程不僅溫區(qū)相近，在換熱特性上也具有較好的匹配關系。此外，通過對兩個換熱過程傳熱特性進行深入分析，還可以發(fā)現：（1）回熱系統(tǒng)利用大量抽汽加熱凝結水，但多級抽汽的過熱度達501

7、30，直接冷凝放熱傳熱損失較大。同時，回熱抽汽（特別是高壓蒸汽）做功能力較強，可在汽缸內膨脹做功，直接引入回熱系統(tǒng)勢必造成大量做功能力浪費。（2）空氣預熱器中煙氣的比熱容和流量均高于空氣，隨著換熱的進行，兩者之間的傳熱溫差不斷增大。空氣預熱過程熱端溫差僅為2030，但隨著換熱的進行，空氣與煙氣之間的傳熱溫差不斷擴大，至空氣預熱器入口處，兩者之間的換熱溫差已達100左右。同時，整個空氣預熱過程的平均溫差也達5070，換熱損失明顯較大。（3）機爐深度耦合綜合提效技術3、節(jié)能高效技術集成應用 因此有必要打破鍋爐島與汽機島之間熱質傳遞過程的流程壁壘，將爐側與汽機側的熱、功過程進一步充分交叉融合，對機爐

8、之間煙氣、蒸汽、給水和空氣等多工質的傳熱和做功過程按能量品位匹配原則進行充分集成優(yōu)化，從有效利用鍋爐煙氣和回熱抽汽可用能的角度，重構機組熱力系統(tǒng)，實現了高參數機組進一步深度節(jié)能。（3）機爐深度耦合綜合提效技術3、節(jié)能高效技術集成應用華北電力大學作為首席承擔單位于2009年2013年承擔并圓滿完成國家973計劃項目“大型燃煤發(fā)電機組過程節(jié)能的基礎研究”，于2013年9月組織專家驗收，業(yè)內專家黃其勵院士、岑可法院士、徐建中院士一致推薦燃煤機爐耦合系統(tǒng)為重大創(chuàng)新成果。（3）機爐深度耦合綜合提效技術3、節(jié)能高效技術集成應用華北電力大學承擔了國家973計劃項目“大型燃煤發(fā)電機組過程節(jié)能的基礎研究”， 并

9、提出了擁有自主知識產權的機爐耦合熱集成系統(tǒng)：（3）機爐深度耦合綜合提效技術3、節(jié)能高效技術集成應用 新型機爐耦合熱集成系統(tǒng)采用將空氣預熱器與旁路煙道并聯布置，并在入口風道上增設抽汽式空氣預熱器的設計思路，該系統(tǒng)利用低品位抽汽替代部分高溫煙氣加熱入爐空氣，置換出部分高溫煙氣的同時，減少了空氣加熱過程的傳熱損。同時，將置換出的煙氣引入旁路煙道加熱給水和凝結水，排擠部分高壓回熱抽汽，進而提高機組熱功轉換效率。 （3）機爐深度耦合綜合提效技術3、節(jié)能高效技術集成應用旁路煙道系統(tǒng)主要包括高溫煙水換熱器、低溫煙水換熱器、低溫省煤器和相關給水管道與凝結水管道。（3）機爐深度耦合綜合提效技術3、節(jié)能高效技術集

10、成應用考慮到目前低低溫除塵器技術的發(fā)展以及充分回收煙氣余熱，華北電力設計院與華北電力大學交流溝通后對機爐深度耦合技術進行了優(yōu)化：（3）機爐深度耦合綜合提效技術經計算，采用機爐耦合集成技術后，對于二次再熱機組，采用該系統(tǒng)后，即使對于煙煤爐機組供電標煤耗也可降低約45g/kWh，機組發(fā)電效率提高約1.01.2%，節(jié)能效果顯著。3、節(jié)能高效技術集成應用（4）先進的回熱技術雙機抽汽回熱系統(tǒng) 所謂雙機抽汽回熱技術，是指取消原主機超高壓缸、高壓缸向加熱器的抽汽，改由抽汽背壓式給水泵汽輪機提供。3、節(jié)能高效技術集成應用（4）先進的回熱技術雙機抽汽回熱系統(tǒng) 采用雙機抽汽回熱技術具有以下幾方面優(yōu)勢：1）取消了主

11、機高壓缸、中壓缸抽汽，改善了通流，提高了汽缸內效率；2）給水泵汽輪機為背壓式，其排汽進入回熱系統(tǒng)，減少了排汽損失，小機效率高；3）各級抽汽過熱度有明顯下降，使得加熱器的傳熱溫差縮小，有效降低了高位能損失，減少系統(tǒng)的“(火用)”損失。4）一定程度降低高加、除氧器和低加的制造、運行成本。5）減少了再熱蒸汽量，對二次再熱機組在整個效率未降低的情況下大幅度降低主機造價。 降低煤耗約 1g/kWh，效率可提高約0.15%左右；同時降低二次再熱機組投資。3、節(jié)能高效技術集成應用鄰機加熱啟動技術，在鍋爐不點火的情況下，通過鄰機加熱啟動系統(tǒng)將鍋爐給水加熱至鍋爐熱態(tài)清洗要求的溫度（190），以便縮短啟動時間，改

12、善鍋爐的點火和穩(wěn)燃條件，提高鍋爐啟動安全性，進而達到節(jié)油、節(jié)煤、節(jié)電的目的。（5）精細化設計鄰機加熱技術鄰機加熱系統(tǒng)3、節(jié)能高效技術集成應用采用鄰機加熱系統(tǒng)，還有以下好處： 采用蒸汽加熱啟動技術，不僅將鍋爐由原來的冷態(tài)啟動轉為熱態(tài)啟動，改善了鍋爐的點火和穩(wěn)燃條件，提高了鍋爐的啟動安全性。 由于提高了啟動階段的排煙溫度，降低了空預器結露和堵灰的概率，提高了鍋爐運行經濟性和安全性。 對于配有SCR脫硝系統(tǒng)的鍋爐，同樣可杜絕其在啟動階段可能出現的低溫結露、堵灰、催化劑中毒以及未燃盡煙灰的粘附甚至二次燃燒的威脅等等。（5）精細化設計鄰機加熱技術3、節(jié)能高效技術集成應用 所謂低背壓技術，是指利用低溫循環(huán)

13、水冷卻汽輪機排汽，營造凝汽器極低背壓，從而達到增大汽輪機出力提高機組效率的目的。適度取用合適的冷卻水溫及循環(huán)倍率并優(yōu)化背壓，可使汽機熱耗顯著降低。 采用低背壓技術后，為機組實現三背壓的運行方式創(chuàng)造了條件。背壓一定的情況下，三背壓方案比雙背壓方案機組熱耗可降低1525kJ/kWh。（6）精細化設計低背壓技術3、節(jié)能高效技術集成應用低背壓的實現受兩方面決定：冷源情況、汽輪機結構。冷源情況： 設計背壓主要與設計水溫有關。例如丹麥Skaebaek電廠,年平均海水溫度只有10,設計背壓只有2.2kPa。 設計背壓與冷卻水量也有很大關系。日本橘灣電廠1、2號機(1050MW)和碧南電廠4、5號機(1000

14、MW),其冷卻水量達44m3 /s,冷卻倍率在80倍以上,其設計背壓為3.8kPa。我國電廠的循環(huán)倍率一般只有55倍，與冷卻倍率為80倍的電廠相比,冷卻水溫升高出3,相應背壓高0.8kPa。因此，對于冷卻倍率取多少為合適,要作深入的分析。（6）精細化設計低背壓技術3、節(jié)能高效技術集成應用低背壓的實現受兩方面決定：冷源情況、汽輪機結構。汽輪機結構： 目前在建的百萬機組均為兩個低壓缸。而國內三大汽機廠已投運的末級葉片最長為1200mm，阻塞背壓約3.5kPa，推薦的經濟背壓一般在45kPa。這意味著即使從冷端進一步優(yōu)化，獲得的收益也有限。 必須改變汽輪機的結構降低背壓才能獲得更多的收益。（6）精細

15、化設計低背壓技術3、節(jié)能高效技術集成應用目前，國內汽輪機均提出了兩個技術方案： 方案一：增加一個低壓缸，實現三個低壓缸。 該方案阻塞背壓可達2.5kPa，推薦背壓33.5kPa！比兩個低壓缸至少可降低熱耗60kJ/kWh以上，對應煤耗可降低2g/kWh以上。（6）精細化設計低背壓技術3、節(jié)能高效技術集成應用目前，國內汽輪機均提出了兩個技術方案： 方案二：開發(fā)1400mm以上末級葉片，仍采用兩個低壓缸。 該方案阻塞背壓也可以達到3kPa以下。但由于背壓在3.5kPa以下時熱耗收益很小，此方案推薦背壓3.54kPa.此方案比1200mm葉片可降低熱耗40kJ/kWh左右，對應煤耗可降低約1.5g/

16、kWh。 目前東汽已研發(fā)出1400mm末級葉片，全轉速鋼制超長低壓末葉1400mm(14.54m2）整級試制；已完成各項測試，2016年具備裝機； 哈汽已制定了1500mm的末級葉片研發(fā)立項，預計2016年底樣品面世。 上汽無開發(fā)長葉片的計劃，推薦采用三個低壓缸。（6）精細化設計低背壓技術3、節(jié)能高效技術集成應用汽輪發(fā)電機高位布置方案安全可靠、技術先進，對于我國火電廠的進一步節(jié)能減排、降低工程造價作用明顯。隨著機組初參數和容量的進一步提高，高溫蒸汽管道投資所占比重進一步加大，汽輪發(fā)電機組高溫布置方案的優(yōu)勢會更加顯著，可為未來700超超臨界機組的建設積累經驗。（7）精細化設計汽輪機高位布置內容4

17、 現役燃煤電廠提高效率的集成優(yōu)化技術降低煤耗35、1015g/kWh亞臨界提高至超臨界，換鍋爐受熱面，裝前置機，810g/kWh；汽輪機的通流改造，810g/kWh；汽輪機軸封系統(tǒng)的改造，34g/kWh；結合環(huán)保排放改造，煙氣余熱深度利用，風機改造，1.27g/kWh；空氣預熱器減少漏風技術，0.20.3g/kW.h；增加變頻（調速）調節(jié)手段，減少廠用電；優(yōu)化背壓,1g/kW.h每kPa；系統(tǒng)精細化改造；熱電聯產，應用熱泵技術，10g/kW.h以上。設置0號高加，低負荷時機組效率提高，降低煤耗1g/kW.h.序號電廠名稱裝機容量投產日期1國電北侖一期2600MW2001/19942國電北侖二期

18、3600MW20003國電大同二期2600MW20044國電龍山一期2600MW20075大唐盤山二期2600MW20036大唐托點二期2600MW2004、0057大唐王灘電廠2600MW20058大唐陽城二期2600MW2007.89 大唐大壩三期 2600MW 2009部分亞臨界機組清單在役機組能耗指標分析意見4 現役燃煤電廠提高效率的集成優(yōu)化技術亞臨界提高至超臨界換鍋爐受熱面；增加前置超臨界參數的背壓機，設置獨立發(fā)電機，同時驅動鍋爐給水泵；4、現役燃煤電廠提高效率的集成優(yōu)化技術 在原回熱系統(tǒng)中增設一級臨時高加，其抽汽來源于原1段抽汽上游。該高加只在低負荷時投用，額定負荷時抽汽管道閥門關

19、閉。 該高加可以在低負荷下發(fā)揮以下兩個作用： 1）提高機組給水溫度，降低機組煤耗。經核算，在75%THA工況下，給水溫度升高至額定溫度時，煤耗可降低0.75g/kWh; 2）提高脫硝裝置的進口煙氣溫度，保證機組在全負荷工況下的脫硝效率。 優(yōu)化回熱系統(tǒng)寬負荷高效回熱4 現役燃煤電廠提高效率的集成優(yōu)化技術汽輪機的通流及軸封系統(tǒng)改造三缸通流整體改造（包括全部采用變截面扭曲葉片，汽封改進、進汽結構改進、抽汽插管結構改進，低壓內缸改造等措施） ；對高中壓缸、低壓缸汽封檢修、調整軸封間隙；對高中壓缸的部分汽封改造為新型可調式汽封（布萊登汽封）；對低壓缸的部分汽封、軸封進行改造，采用新型蜂窩汽封；4 現役燃

20、煤電廠提高效率的集成優(yōu)化技術鍋爐煙氣余熱利用冷源回收技術的擴展應用；集成煙塵控制的一體化技術；高度節(jié)水；4 現役燃煤電廠提高效率的集成優(yōu)化技術空氣預熱器減少漏風技術采用全模式多道密封新技術，柔性密封技術；新型的漏風控制系統(tǒng)，可將空氣預熱器漏風率控制在5%以下；降低廠用電率；4 現役燃煤電廠提高效率的集成優(yōu)化技術增加變頻（調速）調節(jié)手段分析電廠泵與風機的配置，高壓電機比選采用變頻技術；降低廠用電率；低負荷下降低供電煤耗；4 現役燃煤電廠提高效率的集成優(yōu)化技術熱電聯產，應用熱泵技術采用熱泵技術：用機組抽汽為汽源驅動熱泵，回收凝汽器的循環(huán)水回水熱量，或低壓缸排汽乏汽熱量，增加機組的對外供熱能力，提高

21、機組綜合熱經濟性。濕冷熱泵系統(tǒng)空冷熱泵系統(tǒng)4 現役燃煤電廠提高效率的集成優(yōu)化技術回熱及廣義回熱系統(tǒng)海水淡化褐煤干燥內容5 大容量燃煤機組供熱技術集成應用1、國內供熱機組現狀 目前國內常規(guī)的供熱方案都是以中壓缸排汽管或在中低壓聯通管上開孔引出蒸汽用于采用供熱，機組容量已由原先的300MW亞臨界為主，過渡到以350MW超臨界為主。5 大容量燃煤機組供熱技術集成應用 1、國內供熱機組現狀 近年來，供熱機組容量也擴展到660MW及以上的超（超）臨界機組，先以上海汽機廠為例，常規(guī)供熱方案中不同機型的供熱能力及業(yè)績情況：項目單位300MW等級系列超臨界600MW機組超超臨界600MW機組超超臨界1000M

22、W機組機組型號C350-24.2/0.4/566/566C350-24.2/1.0/566/566 C600-24.2/1.0/566/566C670-28/0.5/600/620C1000-28/0.5/600/620最大抽汽能力t/h5005507007001200抽汽壓力MPa0.40.6、1.21.00.50.5應用工程項目亞臨界、超臨界、濕冷、空冷多個項目合肥熱電廠煙臺八角北疆二期5 大容量燃煤機組供熱技術集成應用1、國內供熱機組現狀 以東方汽機廠為例，目前600MW及以上供熱機組業(yè)績有：電廠功率參數冷卻排汽汽缸抽汽調節(jié)方式勝利660MW 超臨界濕冷四排汽高中壓分缸0.4 Mpa /

23、600900t/h 蝶閥調節(jié)平朔660MW 超臨界空冷兩排汽高中壓分缸0.4MPa/預留550t/h 蝶閥調節(jié)焦作660MW 超超臨界濕冷四排汽高中壓分缸1MPa/150300t/h旋轉隔板調節(jié)0.35MPa /150300t/h 蝶閥調節(jié)鶴壁四期660MW 超超臨界濕冷四排汽高中壓分缸0.35MPa /400600t/h 蝶閥調節(jié)十里泉660MW 超超臨界濕冷四排汽高中壓分缸0.5MPa /400600t/h 蝶閥調節(jié)周口隆達660MW 超超臨界濕冷四排汽高中壓分缸0.4MPa /400600t/h 蝶閥調節(jié)蔚縣660MW 超超臨界空冷兩排汽高中壓分缸0.35MPa/300550t/h 蝶閥

24、調節(jié)鴻山二期1000MW 超超臨界濕冷四排汽高中壓分缸1.0MPa/預留600900t/h蝶閥調節(jié)5 大容量燃煤機組供熱技術集成應用1、國內供熱機組現狀根據國家相關文件的要求，目前我國燃煤供熱機組仍以300MW等級機組供熱。如熱源點已有多臺300MW供熱機組，且仍有大量熱負荷待供，可以考慮采用更大容量供熱機組，如采用600MW等級以上的供熱機組。但600MW等級以上的供熱機組目前存在以下問題： （1）采暖期熱效率高，而非采暖期發(fā)電煤耗沒有競爭力。近年來，國家對新建的熱電廠的節(jié)能評估中也要求考核非采暖期的熱耗。 （2）供熱期內由于以熱定電，因此電網對大容量供熱機組的調度受限，也是電網不支持大容量

25、機組供熱的原因。跟300MW供熱機組相比，熱電比比較低，在以熱定電的前提下，采用600MW及以上大容量的供熱機組就受到了限制。5 大容量燃煤機組供熱技術集成應用 2、大容量供熱機組解決方案增大供熱能力：研究采用新的大容量超超臨界供熱機組 采暖期的熱電比不低于350MW供熱機組，單臺機組的采暖抽汽量可達1100t/h，各項指標達到國內國際先進水平。 目前東汽、北重阿爾斯通已有開發(fā)此機型的意向。5 大容量燃煤機組供熱技術集成應用2、大容量供熱機組解決方案增大供熱能力：雙背壓雙轉子互換方案 冬天采用專用的供熱轉子，排汽參數較高，熱網循環(huán)水在凝汽器中加熱后再通過本機抽汽進行二次加熱，滿足熱用戶要求，實

26、現熱能充分利用，減少冷端損失。夏天恢復原純凝轉子，滿足純凝工況的需要。目前已有改造項目實施，如華電青島電廠和石家莊裕華電廠。5 大容量燃煤機組供熱技術集成應用2、大容量供熱機組解決方案增大供熱能力：吸收式換熱的熱電聯產集中供熱技術5 大容量燃煤機組供熱技術集成應用2、大容量供熱機組解決方案增大供熱能力：熱網循環(huán)水直接冷卻凝汽器高背壓供熱技術 為了回收低壓缸末級排汽的熱量，系統(tǒng)凝汽器冷卻水采用熱網回水和常規(guī)循環(huán)水兩路冷源。冬季采用熱網回水冷卻系統(tǒng)，夏季仍采用原循環(huán)水冷卻系統(tǒng)。5 大容量燃煤機組供熱技術集成應用2、大容量供熱機組解決方案 提高機組調峰能力：大容量熱水蓄熱的技術 在國外，現代供熱系統(tǒng)

27、普遍應用蓄熱器來平衡熱電廠的生產與供熱系統(tǒng)的供需，如在芬蘭，瑞典，丹麥，韓國，日本等地得到了廣泛的應用。5 大容量燃煤機組供熱技術集成應用 2、大容量供熱機組解決方案提高機組調峰能力：大容量熱水蓄熱的技術 熱水蓄熱器系統(tǒng)可以在熱源輸出熱量大于用戶需求熱量時將多余的熱量存儲起來，在用戶需求熱量大于熱源輸出熱量時將存儲在蓄熱器內的熱量釋放出來，起到“削峰填谷”、調節(jié)供熱中的熱量平衡、減少能量浪費的作用。5 大容量燃煤機組供熱技術集成應用3.大容量熱水蓄熱的技術特點加強熱電廠的經濟運行，穩(wěn)定熱電廠運行。蓄熱器是熱網安全運行的保障。蓄熱器是供熱系統(tǒng)的備用熱源。蓄熱器是突發(fā)事故時熱網的緊急補水系統(tǒng)。蓄熱

28、技術對于實現機組調峰方面具有很大意義。內容6 工程實例1、中興電力蓬萊21000MW高效清潔燃煤電站（能源局示范項目）項目背景： 為貫徹中央財經領導小組第六次會議和國家能源委員會第一次會議精神，落實國務院辦公廳關于印發(fā)能源發(fā)展戰(zhàn)略行動計劃(2014-2020年)的通知(國辦發(fā)201431號)要求，加快推動能源生產和消費革命，進一步提升煤電高效清潔發(fā)展水平，通過引進與自主開發(fā)相結合，掌握全球最先進的除塵、脫硫、脫硝和節(jié)能、節(jié)水、節(jié)地等技術，有必要開展節(jié)能減排先進技術集成應用示范項目的建設。 中興電力股份有限公司機爐深度耦合高效超低排放數字化燃煤電廠示范項目擬采用最先進的科研成果，集成大容量、高參

29、數、高效率等國際最先進的燃煤電站技術，和脫硫、脫硝、除塵等最先進的煙氣協同治理技術，實現建設具有世界一流水平的大型高效和污染物超低排放燃煤機組的目標6 工程實例2、中興電力蓬萊21000MW高效清潔燃煤電站（能源局示范項目）項目進展：2015年6月28日，中興電力股份有限公司參加了國家能源局在上海外高橋電廠組織的華東片區(qū)節(jié)能減排座談會，并向國家遞交了建設國家級節(jié)能減排示范電站的意愿；2014年7月14日完成初可研報告,并將報告遞交電規(guī)總院送審。2014年8月1日，中興電力股份有限公司機爐深度耦合高效超低排放數字化燃煤電廠示范項目設計方案上報能源局；2014年12月16日，山東省發(fā)改委向國家能源

30、局提交了關于申請開展中興電力蓬萊2100萬千瓦高效超凈燃煤電廠示范工程項目前期工作的請示；2015年1月25日，能源局委托電力規(guī)劃設計總院對示范項目設計方案進行了評審并出具評審意見。2015年5月25日，能源局委托中咨公司對廠址及建廠條件進行了評審并出具評審意見。2015年7月15日，能源局委托中咨公司對廠址及建廠條件進行了評審并出具評審意見。6 工程實例2、中興電力蓬萊21000MW高效清潔燃煤電站（能源局示范項目） 項目采用的技術方案：二次再熱技術（31MPa/600/620/620)；低背壓技術(3.0kPa)；雙機抽汽回熱技術；鄰機加熱技術；近零排放技術(脫硫、脫硝、除塵）；數字化電廠

31、（總線、APS、數字化移交等）；。6 工程實例2、中興電力蓬萊21000MW高效清潔燃煤電站（能源局示范項目） 項目設計指標：項目泰州二期外高橋三期示范電站設計值設計值實際值設計值主機參數31MPa(a)/600/610/61027MPa(a)/600/60031MPa(a)/600/620/620回熱系統(tǒng)增加回熱級數10級回熱增加外置冷卻器8級回熱無外置冷卻器8級回熱+1級0號高加采用雙機抽汽回熱系統(tǒng)煙氣余熱利用常規(guī)型無后增設常規(guī)型機爐深度耦合廣義回熱未采用無局部改造采用輔機優(yōu)化對輔機裕量優(yōu)化對輔機裕量未優(yōu)化對輔機裕量優(yōu)化廠用電率3.91%3.91%(性測值)3.5%發(fā)電煤耗256.2274

32、251供電煤耗267g/kWh287g/kWh276g/kWh(2014年)260g/kWh脫硫效率97.3%(改造后)98.5%SO2排放35mg/Nm350mg/Nm320mg/Nm3脫硝效率80%85%NOx排放50mg/Nm350mg/Nm330mg/Nm3綜合除塵效率99.9%99.99%煙塵排放濃度5mg/Nm315mg/Nm3(改造后)4.5mg/Nm36 工程實例2、大唐托克托電廠二期節(jié)能提效增容改造項目背景： 根據2013年統(tǒng)計數據，五大發(fā)電集團的平均供電煤耗為314.5g/kWh，其中大唐集團的平均供電煤耗約316.5g/kWh，高出平均值2g/kWh。 面對日益嚴格的節(jié)能

33、減排形勢，根據大唐集團要求，擬對托電亞臨界機組進行實施節(jié)能提效增容改造，以期實現600MW亞臨界機組升級改造示范作用，進一步在集團內部推廣改造技術。根據托電的各機組的實際運行情況及整體安排，擬首先對二期的3、4號機組在大修期間進行改造。6 工程實例2、大唐托克托電廠二期節(jié)能提效增容改造項目進展：2014年5月、6月，我院技術人員兩次在大唐科學研究院進行節(jié)能減排技術交流，針對大唐600MW亞臨界機組的節(jié)能減排措施進行了介紹。會議確定以托電4號機組為落地項目，對節(jié)能減排的技術方案進行研究。2014年8月10月，我院針對托電4號機組方案研究向大唐集團進行了3次匯報。2014年10月16日，托克托電廠

34、正式委托我院對3、4號機組進行綜合節(jié)能改造開展可行性研究。2015年3月，完成可行性研究報告。大唐集團邀請國內著名相關專家對可研報告進行了評審，并提出評審意見。6 工程實例2、大唐托克托電廠二期節(jié)能提效增容改造項目采用的技術方案：進一步提高原有機組過熱蒸汽及再熱蒸汽溫度（541提高到571）；考慮提高蒸汽溫度的因素，對汽輪機通流增容進行改造（600MW增容到620MW）；考慮提高蒸汽溫度的因素，對鍋爐受熱面進行改造；鍋爐尾部煙氣余熱利用改造（煙氣深度余熱利用，兩級，加熱冷風和凝結水）；汽輪機三段抽汽過熱度綜合利用改造（廣義回熱）；背壓優(yōu)化（對冷卻塔噴淋層進行改造）；.6 工程實例2、大唐托克托電廠二期節(jié)能提效增容改造項目改造效果：序號項目單位改造前測試指標改造后指標1機組出力：TRL/TMCRMW600.004/644.986620.027/650.7372鍋爐效率%92.59%(THA)93.43% (THA)3汽機熱耗kJ/kWh81817731(THA)4汽機效率%4446.575管道效率