機組改造可研報告編寫診斷試驗

2016.01.12上海電氣電站服務(wù)公司機組通流節(jié)能改造診斷試驗和可研報告編寫發(fā)言人：周昭偉張強報告提綱改造的背景改造的流程和原則典型機組簡介主輔設(shè)備診斷試驗主要改造技術(shù)路線改造方案投資估算及經(jīng)濟效益分析改造背景及必要性改造的背景改造的背景改造的背景節(jié)能和減排已經(jīng)提升為火電企業(yè)發(fā)展的兩個約束性指標電力工業(yè)是節(jié)能減排的重點領(lǐng)域之一，面對環(huán)境壓力，國家對節(jié)能減排的要求日益嚴格。隨著機組運行年份的增加以及脫硫、脫硝環(huán)保要求的提高，機組供電煤耗率下降的空間越來越小，因此，對煤耗較高的火電機組進行節(jié)能減排綜合升級改造的要求已十分迫切。尤其國家能源局[2014]2093號文件發(fā)布，要求電廠煙塵、二氧化硫、氮氧化物等要達到燃機排放的“近零”水平。改造的背景改造的背景火力發(fā)電企業(yè)的電量調(diào)度已經(jīng)由銘牌調(diào)度逐步調(diào)整為節(jié)能調(diào)度2007年8月國務(wù)院轉(zhuǎn)發(fā)了由國家發(fā)改委、環(huán)?？偩帧㈦姳O(jiān)會、能源辦制定的《節(jié)能發(fā)電調(diào)度辦法》，對于燃煤機組按照能耗水平由低到高排序，按照煤耗水平進行電量調(diào)度，并安排首先在廣東、貴州、四川和江蘇、河南五省進行試點，2007年12月30日貴州省已經(jīng)在全國率先啟動節(jié)能發(fā)電調(diào)度試點工作。在實際節(jié)能調(diào)度操作中關(guān)于機組能耗水平的認定暫依照設(shè)備制造商提供的機組能耗為標準，逐步過渡到按照機組實測能耗數(shù)值排序。改造的背景改造的背景國家能源局節(jié)能減排計劃國家能源局下發(fā)了《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014-2020）》，提倡對燃煤機組進行綜合升級改造，通知要求到2020年，現(xiàn)役燃煤發(fā)電機組改造后平均供電煤耗低于310克/千瓦時，其中現(xiàn)役60萬千瓦及以上機組（除空冷機組外）改造后平均供電煤耗低于300克/千瓦時。東部地區(qū)現(xiàn)役30萬千瓦及以上公用燃煤發(fā)電機組、10萬千瓦及以上自備燃煤發(fā)電機組以及其他有條件的燃煤發(fā)電機組，改造后大氣污染物排放濃度基本達到燃氣輪機組排放限值。已投運機組存在的問題已投運的600MW亞臨界機組通常存在通流部分效率較低、煤耗高和排放指標達不到燃機近零排放，需要通過汽輪機通流增容提效改造、煙水復合回熱系統(tǒng)改造、脫硫脫硝改造和加裝濕式除塵器等綜合升級改造手段，提高機組效率，降低單位能耗和排放指標，才能根本性的應對國家節(jié)能環(huán)保的壓力。隨著機組老化加劇，可靠性問題暴露，必須通過汽輪機通流技術(shù)升級改造消除機組存在的安全性缺陷，降低維修成本。改造的背景改造的背景改造的背景改造的背景國家政策支持在役煤電機組進行綜合升級改造2012年9月，國家發(fā)改委發(fā)布[2012]1662號文件《關(guān)于開展燃煤電廠綜合升級改造工作的通知》，其中第三部分列出了煤電機組進行綜合升級改造的支持政策：（1）支持發(fā)展（2）獎勵資金（3）優(yōu)惠貸款（4）優(yōu)先調(diào)度改造的背景改造的背景汽輪機廠商的設(shè)計和制造技術(shù)有顯著的進步經(jīng)歷了半個多世紀的創(chuàng)立和發(fā)展，我國火力發(fā)電設(shè)備制造業(yè)走過了從無到有，從小到大，由弱變強的歷程。現(xiàn)已建成以哈爾濱、上海和東方三大制造集團為主體，具有相當規(guī)模、水平和實力的技術(shù)開發(fā)與制造基地。上世紀80年代以來，通過300MW、600MW亞臨界火電機組技術(shù)引進和消化吸收，國產(chǎn)化和優(yōu)化，同時對相關(guān)制造業(yè)大規(guī)模的技術(shù)改造，目前已經(jīng)形成了自主設(shè)計、制造大型發(fā)電機組的能力，300MW、600MW亞臨界機組的產(chǎn)品水平和制造企業(yè)的裝備水平已接近世界先進水平。改造的流程和原則改造的流程和原則改造的流程和原則改造的流程確定改造目標及改造邊界條件對機組主輔設(shè)備進行全面診斷試驗（必要性）根據(jù)診斷結(jié)果及改造目標確定改造范圍編寫改造可研報告并通過評審立項并實施改造機組節(jié)能環(huán)保改造后的性能考核試驗確定改造效果改造的流程和原則1）以“節(jié)能減排”為改造主要目標，同步實施機組增容改造。2）結(jié)合機組性能診斷試驗結(jié)果，對機組現(xiàn)有的運行經(jīng)濟性能作出客觀分析與評價，找出與先進水平之間的技術(shù)差異，在此基礎(chǔ)上，提出改造建議。3）鍋爐改造的總體原則是保持汽包本體不變，最大限度提高鍋爐的蒸發(fā)量，提高鍋爐出口的溫度和壓力，同時確保改造后鍋爐效率不低于原設(shè)計值，滿足增容的需要。4）汽機改造的總體原則是實施通流部分改造，采取多項有效措施最大可能減低機組熱耗，同時滿足機組增容的要求。5）發(fā)電機及主變壓器組的總體原則是滿足改造后要求，可同步實施廠用電系統(tǒng)優(yōu)化。6）對現(xiàn)有環(huán)保設(shè)施進行優(yōu)化和改造，使機組排放指標滿足國家最新要求（部分電廠實施近“零”排放要求）。7）在保證改造效果的前提下，現(xiàn)有機組的熱力設(shè)備系統(tǒng)盡可能保持不變，最大限度利用現(xiàn)有部套，降低資金投入。8）現(xiàn)有機組的控制系統(tǒng)進行優(yōu)化升級改造，進一步提高自動化控制水平。改造的原則典型機組簡介典型機組簡介600MW亞臨界濕冷機組汽輪機型號：

N600-16.7/538/538鍋爐型號：XX-2028/17.5-MXXX典型機組600MW亞臨界空冷機組汽輪機型號：

N600-16.67/538/538鍋爐型號：XX-2059/17.5-MXXX典型機組簡介主輔設(shè)備診斷試驗主輔設(shè)備診斷試驗主輔設(shè)備診斷試驗試驗診斷目的和內(nèi)容汽輪機試驗熱耗廠用電煤耗缸效率軸封漏汽量輔機系統(tǒng)試驗給水泵凝結(jié)水泵循環(huán)水泵凝汽器加熱器除氧器鍋爐試驗鍋爐汽水參數(shù)qv、qF鍋爐熱效率煙風量及煙風系統(tǒng)阻力輔機試驗磨煤機系統(tǒng)一次風機送風機引風機熱耗機組改造潛力重要指標廠用電輔機節(jié)能重要指標缸效率高、中、低壓缸效軸封漏汽量高中壓缸軸封漏汽量等管道系統(tǒng)壓降、流量、流速等主輔設(shè)備診斷試驗試驗診斷目的和內(nèi)容汽輪機試驗試驗得出主要參數(shù)是否滿足擴容條件汽機給水泵組泵主要性能指標凝結(jié)水泵組泵主要性能指標循環(huán)水泵泵主要性能指標凝汽器凝汽器主要性能指標加熱器加熱器主要性能指標輔機試驗試驗得出主要參數(shù)是否滿足擴容條件試驗診斷目的和內(nèi)容主輔設(shè)備診斷試驗鍋爐汽水參數(shù)確定省煤器、過熱器及再熱器阻力、溫度qv、qF確定鍋爐受熱面及改造后是否容易發(fā)生結(jié)焦鍋爐熱效率確定鍋爐熱損失主要來源及為計算發(fā)電煤耗煙風量及煙風系統(tǒng)阻力確定送、引、一次風機壓頭及流量試驗診斷目的和內(nèi)容鍋爐本體試驗試驗得出主要參數(shù)是否滿足擴容條件主輔設(shè)備診斷試驗磨煤機系統(tǒng)確定磨煤機、給煤機及制粉系統(tǒng)出力和阻力一次風機確定通風量、全壓、風機功率、效率等送風機確定通風量、全壓、風機功率、效率等引風機確定通風量、全壓、風機功率、效率等輔機試驗試驗得出主要參數(shù)是否滿足擴容條件試驗診斷目的和內(nèi)容主輔設(shè)備診斷試驗脫硝系統(tǒng)確定脫硝系統(tǒng)進出口排放指標電除塵系統(tǒng)確定電除塵出口排放指標及煙囪入口粉塵排放指標脫硫系統(tǒng)確定脫硫系統(tǒng)進出口排放指標環(huán)保試驗試驗得出主要參數(shù)是否滿足擴容條件試驗診斷目的和內(nèi)容主輔設(shè)備診斷試驗主輔設(shè)備診斷試驗人員配置項目經(jīng)理（1人）汽機專業(yè)（3人）鍋爐專業(yè)（3人）環(huán)保專業(yè)

（3人）輔機及廠用電專業(yè)（2人）其他專業(yè)（保溫、燃料）（2人）主輔設(shè)備診斷試驗主輔設(shè)備診斷試驗周期具體試驗周期需要根據(jù)每個電廠具體情況確定，一般情況下，診斷試驗需要一至兩個月，完成技術(shù)診斷試驗報告等需要一個月。主輔設(shè)備診斷試驗汽輪機本體診斷主要試驗結(jié)果匯總項目單位亞臨界600MW空冷機組亞臨界600MW濕冷機組最大出力決定條件/受調(diào)節(jié)級壓力＜14MPa的限制受調(diào)節(jié)級壓力＜14MPa的限制機組指標發(fā)電機試驗功率最大出力工況MW645.607621.900修正后熱耗kJ/kW.h8367.78002.5修正后功率MW651.248638.050廠用電率%8.044.57管道效率%9997鍋爐效率%93.4294.12供電煤耗g/kW.h335.69313.38機組數(shù)據(jù)高壓缸效率%86.8786.31中壓缸效率%88.7791.22低壓缸效率%86.4980.61修正至額定參數(shù)主蒸汽流量t/h21382018主汽管道壓降百分比%3.793.98再熱系統(tǒng)壓降百分比%9.3111.4主輔設(shè)備診斷試驗給水泵組部分診斷主要試驗結(jié)果匯總輔機名稱電廠名稱工況轉(zhuǎn)速泵組效率揚程帶負荷能力評價及改造意見試驗最大值/設(shè)計值rpm試驗最大值%試驗最大值mH2O（假設(shè)其他主輔機不受限）給泵A亞臨界600MW空冷機組最大出力工況5602/563570.012268增容5%不需要改造，增容10%需要改造亞臨界600MW濕冷機組最大出力工況5516/547662.021951增容5%不需要改造，增容10%需要改造給泵B亞臨界600MW空冷機組最大出力工況5592/563570.92270增容5%不需要改造，增容10%需要改造亞臨界600MW濕冷機組最大出力工況5351/547662.81959增容5%不需要改造，增容10%需要改造主輔設(shè)備診斷試驗現(xiàn)場診斷試驗方案給水泵組部分現(xiàn)場診斷主要試驗結(jié)果匯總輔機名稱電廠名稱工況電流揚程泵組效率帶負荷能力評價試驗最大值/設(shè)計值A(chǔ)試驗最大值mH2O試驗最大值%（假設(shè)其他主輔機不受限）前置泵A亞臨界600MW濕冷機組最大出力工況59/6711974.8前置泵出口的揚程如果滿足給泵入口最低壓力要求，則前置泵滿足增容改造要求亞臨界600MW濕冷機組最大出力工況61.2/67122.866.28前置泵B亞臨界600MW濕冷機組最大出力工況58.5/6711973.91亞臨界600MW濕冷機組最大出力工況60.1/67123.965.71現(xiàn)場診斷試驗方案凝結(jié)水泵部分現(xiàn)場診斷主要試驗結(jié)果匯總輔機名稱電廠名稱工況電流電機功率揚程帶負荷能力評價試驗最大值/設(shè)計值A(chǔ)試驗最大值kw試驗最大值mH2O（假設(shè)其他主輔機不受限）凝泵亞臨界600MW濕冷機組最大出力工況236/267

2282275凝泵滿足增容改造的要求亞臨界600MW濕冷機組最大出力工況200/2101987

307.9凝泵滿足增容改造的要求現(xiàn)場診斷試驗方案循環(huán)水泵部分現(xiàn)場診斷主要試驗結(jié)果匯總輔機名稱電廠名稱工況泵組效率流量揚程帶負荷能力評價試驗最大值/設(shè)計值%試驗最大值t/h試驗最大值mH2O（假設(shè)其他主輔機不受限）循泵亞臨界600MW濕冷機組冬季最大出力工況77.27548009.53循泵效率偏低，機組增容改造后，凝汽器需要循環(huán)水流量增大，循泵需要改造亞臨界600MW濕冷機組夏季最大出力工況87.3493363825.42機組增容改造后，凝汽器需要循環(huán)水流量增大，循泵需要改造鍋爐本體診斷主要試驗結(jié)果匯總項目單位亞臨界600MW空冷機組亞臨界600MW濕冷機組現(xiàn)場診斷試驗日期/2015.42013.7設(shè)計煤種/準格爾煤活雞兔礦煤過熱蒸汽流量（BMCR）t/h20592028給煤量（BMCR）t/h315.4240.4鍋爐保證效率（BRL）%93.2093.73試驗期間機組受限的決定性因素/受調(diào)節(jié)級壓力＜14MPa的限制受調(diào)節(jié)級壓力＜14MPa的限制機組出力機組電功率最大出力MW634.4620.4鍋爐出力t/h2087.62036.84制粉出力t/h319.90254.89磨煤單耗kW·h/t8.938.42鍋爐指標鍋爐熱效率%93.4294.14600MW%93.7794.28主汽溫度最大出力℃539.6538.9600MW℃540.2538.7再熱汽溫最大出力℃535.8536.3600MW℃533.9537.7主輔設(shè)備診斷試驗風機診斷主要試驗結(jié)果匯總輔機名稱電廠名稱全壓升通流量效率帶負荷能力評價(假設(shè)其他主輔機不受限)最大出力/設(shè)計TB最大出力/設(shè)計TBPam3/s%一次風機AB均值空冷機組12619/1633888.3/123.6871.5運行效率偏低，建議結(jié)合廠家對一次風機效率進行優(yōu)化濕冷機組9947.77/1139587.96/11271.39實際安全裕度較小，運行點距離實際失速線裕度僅為1.06，遠小于1.3。送風機AB均值空冷機組2935/4403266.74/254.0777.7動葉開度100%全開，最大風量為266.7m3/s，已超過設(shè)計T.B.點風量，此時壓頭僅為2935Pa，爐膛與二次風箱差壓僅為452Pa，省煤器出口氧量實測值僅為2.81%濕冷機組2365.49/2653226.86/22480.18A動葉開度曾達90.3%，平均通流量為226.86m3/s引風機AB均值空冷機組8527/10750552.63/58779.5引風機前增加MGGH降溫段后，煙氣溫度降低至95℃，增容至660MW后，最大引風機流量降為515.35m3/s，由于煙氣量變化導致的煙氣側(cè)總阻力為8780Pa濕冷機組5041.22/6426451.56/500.371.74煙氣側(cè)阻力為6402.58Pa，引風機出口壓力為901.32Pa，F(xiàn)GD阻力為1191.89Pa主輔設(shè)備診斷試驗磨煤機診斷主要試驗結(jié)果匯總輔機名稱電廠名稱出力電流磨碗差壓細度R200揮發(fā)份Vdaf帶負荷能力評價（假設(shè)其他主輔機不受限）備注t/hAkPa%%D磨空冷機組80.0169.1438.6738.69五臺運行最大碾磨出力可達390t/h關(guān)于該型號磨煤機是否能夠滿足《大中型火力發(fā)電廠設(shè)計規(guī)范》的要求，尚需設(shè)計院校核。E磨67.8477.2423.1438.69B磨濕冷機組60.4159.962.7821.3536.66單臺最大出力可以達到60t/hC磨60.0656.172.2819.3538.49主輔設(shè)備診斷試驗主要改造技術(shù)路線主要改造技術(shù)路線主要改造技術(shù)路線主要節(jié)能減排改造技術(shù)路線主機改造輔機改造系統(tǒng)改造環(huán)保島技術(shù)路線主機改造技術(shù)汽輪機通流改造技術(shù)鍋爐本體改造技術(shù)發(fā)電機改造技術(shù)1.主機改造技術(shù)主要改造技術(shù)路線1.主機改造技術(shù)合缸改分缸提高參數(shù)可以降低煤耗約2g/kWh

使用條件：合缸改為分缸后需要增加一個軸承，要重新打基礎(chǔ)，而且還要考慮汽機膨脹是否會影響發(fā)電機正常運行，因此需要現(xiàn)場有空間條件，并且會增加整個改造周期。見下頁汽機通流改造技術(shù)汽輪機提效擴容根據(jù)機組實際情況，采用先進通流技術(shù)汽輪機三缸通流改造，一般可以降低熱耗240-300kJ/kW.h

基于目前機組負荷率都普遍偏低，通過與廠家溝通，使機組在一個比較寬的負荷帶都保持較高運行效率。寬負荷運行可降低煤耗8-10g/kWh主要改造技術(shù)路線汽機提高參數(shù)提溫提壓跨代改造直接更換為超超臨界機型通過雙軸運行，增加一個超高壓缸亞臨界汽溫參數(shù)升級為566/566℃亞臨界汽溫參數(shù)升級為600/600℃，或更高溫度參數(shù)提溫不提壓超臨界汽溫參數(shù)升級為600/600℃，或更高溫度參數(shù)北侖電廠，改后煤耗可到265g/kWh，投資約15.4億，目前還沒有通過審批可降低煤耗4-5g/kWh可降低煤耗8-9g/kWh可降低煤耗5-6g/kWh主要改造技術(shù)路線1.主機改造技術(shù)鍋爐本體改造技術(shù)鍋爐擴容提高參數(shù)鍋爐整體性能優(yōu)化蒸發(fā)量增加5%蒸發(fā)量增加10%提溫提壓亞臨界壓力跨代升級為超超臨界鍋爐重建超臨界壓力升級為超超臨界壓力等級亞臨界鍋爐汽溫參數(shù)升級為571/569℃鍋爐及管道更換材質(zhì)、部分受熱面進行改造亞臨界鍋爐汽溫參數(shù)升級為605/603℃，或更高溫度參數(shù)提溫不提壓超臨界鍋爐汽溫參數(shù)升級為605/603℃，或更高溫度參數(shù)見下頁主要改造技術(shù)路線1.主機改造技術(shù)鍋爐整體性能優(yōu)化汽水側(cè)阻力優(yōu)化煙氣側(cè)阻力優(yōu)化合理選擇管材部分受熱面改造滿足蒸汽側(cè)氧化腐蝕滿足強度要求滿足壁溫要求保證安全，節(jié)約成本低氮燃燒器改造及寬負荷脫硝主要改造技術(shù)路線鍋爐低氮燃燒器改造及寬負荷脫硝鍋爐低氮燃燒器改造煙氣再循環(huán)技術(shù)SCR升級改造省煤器分級改造彈性回熱技術(shù)省煤器旁路煙道低負荷爐效降低寬負荷脫硝改造抑制鍋爐NOX生成提升再熱器汽溫降低NOx排放量熱水再循環(huán)省煤器給水旁路主要改造技術(shù)路線使用改良催化劑技術(shù)低溫脫硝技術(shù)1.3發(fā)電機及主變配套改造技術(shù)在汽輪機通流改造中，為了達到最大的經(jīng)濟效益，一般都會配套進行增容改造，增容范圍一般在5％～10％。如果機組進行增容改造，為了更好的匹配，那么發(fā)電機及主變就應該進行相應的校核及增容改造。根據(jù)增容大小，發(fā)電機做相應的改造，調(diào)整氫壓、氫冷器擴容、定冷水冷卻器擴容、定冷泵電機改進、定子線棒更換、嵌線方式改進、定子出線軟連接線更換等等。從目前來看，主變基本都能滿足要求，或者局部優(yōu)化即可（更換冷油器）。

主要改造技術(shù)路線1.主機改造技術(shù)2.輔機改造技術(shù)輔機改造技術(shù)機島輔機系統(tǒng)凝泵改變頻技術(shù)汽輪機通流改造配套改造，實現(xiàn)擴容、降耗凝汽器配套增容引增合一配合機組擴容，出力增大，相應進行節(jié)能及擴容改造一次風機及送風機改造爐島輔機系統(tǒng)制粉系統(tǒng)改造增加變頻中心高、低壓加熱器主要改造技術(shù)路線3.系統(tǒng)改造技術(shù)低加疏水系統(tǒng)改造高加增設(shè)外置蒸冷器軸封溢流系統(tǒng)優(yōu)化過熱器減溫水水源優(yōu)化鍋爐吹灰器汽源改造系統(tǒng)改造技術(shù)可降低煤耗0.2g/kWh可降低煤耗0.1g/kWh可降低煤耗0.5g/kWh可降低煤耗0.6g/kWh可降低煤耗0.06g/kWh煤耗下降值根據(jù)不同機組有所不同主要改造技術(shù)路線煙水復合回熱系統(tǒng)可降低煤耗2-6g/kWh4.燃煤電站環(huán)保島技術(shù)路線常用技術(shù)路線主要改造技術(shù)路線4.燃煤電站環(huán)保島技術(shù)路線——浙能舟山六橫電廠案例靜電除塵器將原五電廠改造為四電場常規(guī)+第五電場旋轉(zhuǎn)電極+脫硫吸收塔改造+一電場濕式電除塵器低氮燃燒器改造+SCR改造脫硫吸收塔改為五層噴淋層+托盤改造+第一層改為交互式噴淋+增加漿液循環(huán)泵流量及增效環(huán)低溫省煤器改造為WGGH，排煙溫度大于76℃出口粉塵小于5mg/Nm3NOx小于50mg/Nm3SO2小于35mg/Nm3消除視覺污染及石膏雨主要改造技術(shù)路線可行性研究方案改造項目匯總改造項目匯總序號設(shè)備或系統(tǒng)改造結(jié)論機組類型亞臨界600MW空冷機組亞臨界600MW濕冷機組1汽輪機本體改造改造2主汽管道系統(tǒng)改造不需要改造3再熱管道系統(tǒng)改造不需要改造4高壓旁路系統(tǒng)改造不需要改造5抽汽管道系統(tǒng)部分改造不需要改造6給水泵改造不需要改造可行性研究方案改造項目匯總序號設(shè)備或系統(tǒng)改造結(jié)論機組類型亞臨界600MW空冷機組亞臨界600MW濕冷機組7前置泵不需要改造不需要改造8高壓加熱器部分改造不改造9除氧器不改造不改造10低壓加熱器部分改造不改造11閉式冷卻水泵不需要改造不需要改造12循環(huán)水泵不改造改造13凝結(jié)水泵不改造不改造14空冷器/凝汽器增加濕冷凝汽器改造15電氣部分改造部分改造可行性研究方案改造項目匯總序號設(shè)備或系統(tǒng)改造結(jié)論機組類型亞臨界600MW空冷機組亞臨界600MW濕冷機組16鍋爐本體改造不需要改造17磨煤機部分改造部分改造18一次風機不改造不改造19送風機改造不改造20引風機不改造改造21脫硝系統(tǒng)改造改造22電除塵系統(tǒng)改造改造23脫硫系統(tǒng)不改造改造24濕式電除塵器增加增加可行性研究方案投資估算及經(jīng)濟效益分析投資估算及經(jīng)濟效益分析投資估算及經(jīng)濟效益分析亞臨界600MW空冷機組經(jīng)濟性分析及預算造價機組類型項目名稱單位機組改造前機組出力增容至660MW改造后亞臨界600MW空冷機組汽輪機熱耗kJ/kw.h8386.58289.8鍋爐效率%93.6793.2管道效率%9999綜合廠用電率%8.234.065供電標準煤耗g/kw.h336.24319.54工程靜態(tài)投資萬元——141504年利用小時小時55005500節(jié)約煤量萬噸/a——15.92多發(fā)電億度——

9.08029投資回收期年——

6.16總投資收益率%——

8.64投資估算及經(jīng)濟效益分析亞臨界600MW濕冷機組經(jīng)濟性分析及預算造價機組類型項目名稱單位機組改造前機組出力增容至630MW改造后亞臨界600MW濕冷機組汽輪機熱耗kJ/kw.h8123.77811.1鍋爐效率%93.7393.63管道效率%9999綜合廠用電率%4.565.24供電標準煤耗g/kw.h313.4303.8工程靜態(tài)投資萬元——24943年利用小時小時55005500節(jié)約煤量萬噸/a——3.9多發(fā)電億度——

1.56投資回收期年——

5.58總投資收益率%——

13.41鍋爐整體性能優(yōu)化省煤器分級改造采用省煤器分級方案不同的機組分割比例及SCR出口省煤器布置均不同。

一般可滿足40%至100%BRL負荷段投脫硝。返回主要改造技術(shù)路線鍋爐整體性能優(yōu)化熱水再循環(huán)方案（增加循環(huán)泵或者利用強制循環(huán)汽包爐循環(huán)泵）該方案可以提升低負荷煙氣溫度40℃以上?？梢詽M足35%BMCR負荷（最低穩(wěn)燃負荷）到滿負荷的投脫硝要求，可以做到全程投脫硝。主要改造技術(shù)路線返回2.1凝泵改變頻技術(shù)凝結(jié)水泵變頻改造一般采用“一拖二”的主結(jié)構(gòu)形式，工作泵變頻控制，工頻泵備用。優(yōu)點：降低廠用電，根據(jù)不同負荷可降低煤耗0.2~0.7g/kWh；電機的啟動方式為軟啟動，避免了大功率電動機啟動時的沖擊力矩對電機的損壞；會大大減輕對管道和葉片的沖蝕，延長檢修期。主要改造技術(shù)路線

返回2.輔機改造技術(shù)2.2凝汽器根據(jù)主機改造對背壓的要求，需要對凝汽器的冷卻面積進行重新核算。

1）換熱面積余量足夠，不需要改造；

2）增加凝汽器面積，保持單背壓；

3）增加凝汽器面積，改為雙背壓；

4）循環(huán)水泵進行水力部分優(yōu)化，提高效率，增加循環(huán)水量。主要改造技術(shù)路線

返回2.輔機改造技術(shù)2.3增加變頻中心變頻中心的基本原理是：通過從大機抽出一股蒸汽來驅(qū)動新增的變頻小汽輪機，變頻小機發(fā)出的40～50Hz的電來驅(qū)動泵、風機等大型輔機，從而達到降低廠用電的目的。優(yōu)點：在電網(wǎng)調(diào)度負荷一致的情況下，由于節(jié)約了部分廠用電，從而增加上網(wǎng)的電量，可以從中獲得發(fā)電收益。不足：從全局來看，小機的效率一般略低于大機低壓缸效率，因此變頻中心不能起到節(jié)煤的效果。主要改造技術(shù)路線

返回2.輔機改造技術(shù)2.4高、低壓加熱器在汽輪機通流改造中，為了達到最大的經(jīng)濟效益，一般都會配套進行增容改造，增容范圍一般在5％～10％。如果機組進行增容改造，為了更好的匹配，需要對高、低加進行核算。核算內(nèi)容：管程壓降；管側(cè)流速，殼側(cè)流速；干壁溫度；換熱面積。如果機組進行提參數(shù)改造，則加熱器進汽溫度也相應提高，加熱器入口段需要更換。主要改造技術(shù)路線

返回2.輔機改造技術(shù)2.5引增合一由于串聯(lián)于煙道系統(tǒng)的增壓風機運行效率較低，電耗大，不利于節(jié)能降耗。取消增壓風機后由于減少了一組入口風箱和相關(guān)風道，整體煙道布置較流暢，總體阻力可以減少，可以相應的降低廠用電。由于環(huán)保設(shè)備的增加，增加相應的煙風阻力，需要重新選擇一個新型聯(lián)合風機（需要對新的聯(lián)合風機選型進行校核計算）。主要改造技術(shù)路線

返回2.輔機改造技術(shù)2.6一次風機送風機改造由于鍋爐普遍存在風機電耗高，通過改造，可以降低風機電耗。一次風機、送風機葉輪改造或變頻改造。同時結(jié)合機組提效擴容改造，配套鍋爐出力提升，煙氣流量增加，需要重新核算風機出力，必要時進行擴容改造。主要改造技術(shù)路線

返回2.輔機改造技術(shù)2.7制粉系統(tǒng)改造及升級配套機組擴容改造，解決制粉系統(tǒng)出力不足，電耗偏高及煤種適應性問題。

磨煤機改為動靜態(tài)分離器，使機組達到經(jīng)濟煤粉細度燃燒，從而降低廠用電。

增加制粉系統(tǒng)在線監(jiān)測系統(tǒng)，優(yōu)化風煤比、磨煤機出口風溫等，提升鍋爐效率。主要改造技術(shù)路線

返回2.輔機改造技術(shù)3.1軸封溢流系統(tǒng)優(yōu)化當機組升高到一定負荷時，軸封系統(tǒng)采用自密封運行方式，高、中壓缸軸封漏汽供低壓缸軸封用汽，當軸封供汽超過壓力設(shè)定值時，多余蒸汽排入凝汽器，造成冷源損失，降低了機組的經(jīng)濟性。通過在軸封溢流母管調(diào)節(jié)閥后的管路加一個異徑三通，在保留原軸封溢流至凝汽器的管路同時，從三通引出一路管路接至7號低加進汽管道，可降低汽輪機熱耗。主要改造技術(shù)路線3.系統(tǒng)改造技術(shù)

軸封溢流系統(tǒng)優(yōu)化示意圖

主要改造技術(shù)路線3.系統(tǒng)改造技術(shù)

返回3.2低加疏水系統(tǒng)改造

有些機組在低負荷時，6號低加汽側(cè)壓力與7號低加汽側(cè)壓力差較小，而管系流動阻力較大，疏水無法正常形成虹吸，從而導致6號低加正常疏水不能逐級流至7號低加，必須通過開啟危急疏水才能維持水位，造成冷源損失，降低了機組的經(jīng)濟性。