清河发电公司19机组2600MW综合节能升级改造

清河发电公司#1、9机组清河发电公司#1、9机组（2×600MW）综合节能升级改造目录一、机组能耗基本情况二、节能升级改造方案介绍二、节能升级改造方案介绍1.汽轮机通流部分改造2.烟水复合回热系统改造3.真空系统节能改造4.热力系统优化改造5.循环水系统“三塔联通”优化改造三、综合节能效果综述一、机组能耗基本情况介绍1.机组概况清河发电公司总装机1600MW，包括2×200MW和2×600MW燃煤发包括2×200MW和2×600MW燃煤发电机组。#9、1（600MW）超临界发电机组分别于2010、2011年投产发电。主机为哈尔滨三大动力厂制造。其中#9锅炉为国内首台自行设计的100%燃用低热值褐煤的600MW计的100%燃用低热值褐煤的600MW等级超临界锅炉，为一次中间再热、超临界压力直流锅炉。汽轮机为超临界、一次中间再热、三缸四排汽、单轴、双背压、凝汽式设计。一、机组能耗基本情况介绍2.目前机组能耗水平及主要原因清河发电公司2×600MW机组采用全燃褐煤设计，且为国内首台自行设计的超临界劣质褐煤炉型，主要辅机设计容量均高于其他同类机组，导致机组供电煤耗（306.13g/kWh）和厂用电率（6.8%）设计值偏高。计值偏高。一、机组能耗基本情况介绍2.目前机组能耗水平及主要原因2015年#1、9机组分别开展了性能诊断试验。试验结果表明：试验结果表明：#1机组热耗率高于设计值341.4kJ/kWh，影响煤耗升高13.9g/kWh；#9机组热耗率高于设计值369.1kJ/kWh，影响煤耗升高15g/kWh。影响煤耗高于设计值的主要因素是高、中、低压缸效率低影响煤耗升高约9g/kWh。影响煤耗升高约9g/kWh。同时两台锅炉的设计排烟温度为147℃，锅炉排烟热损失较大，拥有加大的节能潜力。二、机组节能项目方案介绍二、节能升级改造方案介绍1.汽轮机通流部分改造2.烟水复合回热系统改造3.循环水系统“三塔联通”优化改造4.热力系统优化改造4.热力系统优化改造5.真空系统节能改造二、机组节能项目方案介绍1.汽轮机通流部分改造（投资19000万元）采用阿尔斯通技术对高、中、低压缸通流全改方案（仅保留原外缸、其余全部更新）高中压缸改造方案图高中压缸改造方案图高中压缸改造技术特点：高中压转子为高铬合金钢整锻转子。先进的冲动式叶型设计。先进的三维设计静叶。9个高压级(1个调节级和8个压力级)和6个中压级（现#1、9机组高压缸Ⅰ+9、中压缸6级）。动叶采用整体围带。低压缸改造技术特点二、机组节能项目方案介绍低压转子为整锻转子；低压通流由2×8级组成（现#1机组低压缸2×2×6、#9机组低压缸4×7）叶片为反动式，整体围带全三维设计，末级叶片采用RS37T高性能末级叶片，自叶片为反动式，整体围带全三维设计，末级叶片采用RS37T高性能末级叶片，自带鳍设计。低压缸改造方案图二、机组节能项目方案介绍预期效果改造后100%THA工况的机组热耗率不大于7571kJ/kWh，75%THA机组热耗值不大于7687kJ/kWh。最终的考核热耗率保证值为100%THA组热耗值不大于7687kJ/kWh。最终的考核热耗率保证值为100%THA和75%THA工况的加权值，100%THA热耗值占比三分之一；75%THA热耗值占比三分之二；加权值不高于7648kJ/kWh。折合供电煤耗降低10.5g/kWh。投资回收期：19000/10.5*4500*60*2*450≈7.4年2.烟水复合回热系统改造（项目投资10111万元）（1）问题的提出空预器烟气阻力过大：主要是空预器设计容量偏小所致。二、机组节能项目方案介绍空预器烟气阻力过大：主要是空预器设计容量偏小所致。#1炉额定工况下A、B侧空预器烟气侧阻力分别为1.20kPa和1.31kPa；#9炉额定工况下A、B侧空预器烟气侧阻力分别为1.87kPa和1.77kPa。空预器出口一次风温偏低：性能试验值：#1炉一次风温351℃（设计值379℃），#9炉一次风温337℃（设计值379℃）。实测的一次风率38—39%。）。实测的一次风率38—39%。锅炉排烟热损失偏大：#1炉排烟温度平均为144.13℃，#9炉排烟温度平均为147.43℃，与设计值相当。（2）拟改造方案空预热器旁路系统：主要布置有高压、低压省煤器，加热从#3号高加引出的给水，升温后并入省煤器入口管道，低二、机组节能项目方案介绍热从#3号高加引出的给水，升温后并入省煤器入口管道，低压省煤器用来加热#6低加入口给水，经加热后进入#6低加出口，主要作用为节能及降低烟气侧阻力。闭式水媒管式空气加热系统：空预器出口和旁路烟气汇合后，在电除尘前布置烟气降温段，用来加热循环水，在一次风机、送风机出口管道布置空气加热器，利用循环水加热冷空气，以提升空预器入口温度，该系统主要解决三个问题冷空气，以提升空预器入口温度，该系统主要解决三个问题，即增加旁路烟道后一、二次热风温度偏低的问题、节能及空气预热器低温段堵灰及腐蚀问题。一次风再加热系统：该系统主要考虑目前机组一次风热风温度偏低，通过三段抽汽的过热度加热原空预器出口一次风，保证制粉出力能力。二、机组节能项目方案介绍清河公司烟水复合回热改造系统示意图（3）预计改造效果机组额定工况下，与不设置烟水复合回热系统相比，机组热耗降低191.15kJ/kWh，供电标准煤耗降低不小于二、机组节能项目方案介绍机组热耗降低191.15kJ/kWh，供电标准煤耗降低不小于6.57g/kWh。可将烟气温度降至95℃（高于酸露点）进入静电除尘器，不仅节能而且有利于超低排放烟尘提效。THA工况热一次风温度提高20℃左右，接近设计值。空预器烟气阻力降低30%以上，降低引风机电耗。投资回收期：10111/6.57*4500*60*2*450≈6.3年3.循环水系统优化（项目投资765万元）（1）问题的提出清河公司共有四台机组在运，分别为#1、9（600MW）、#8（二、机组节能项目方案介绍清河公司共有四台机组在运，分别为#1、9（600MW）、#8（200MW）机组，共配有三座淋水面积6500m2自然通风冷却塔，对应每座冷却塔分别设有一座循环水泵房，每座泵房内安装2台循环水泵，#1塔对应#1机组，#2塔对应#7、8机组，#3塔对应#9机组。#1塔和#2塔之间集水池相连，回水管道之间设有联络管，并且在#1、2循环水泵房的压力管之间亦设有联络管，实现了#1、#2水塔的互联；但#3塔塔池零米标高比#1、2冷却塔高1m。考虑#2水塔的互联；但#3塔塔池零米标高比#1、2冷却塔高1m。考虑#3塔冬季机组停运时塔池防冻，#2、3塔机组回水管设有连通，#2、3塔之间设有连通管。夏季工况下，#2水塔仅能对#1机组提供部分淋水降温功能，其富裕冷却能力没有充分发挥，实现三塔互联，充分利用#2水塔帮助#1、3水塔循环水降温，进而提高#1、9机组夏季真空。3.循环水系统优化（续）（2）主要改造方案二、机组节能项目方案介绍（2）主要改造方案#2、3塔之间加大连通，#2、3塔泵房对应的出水管以及上塔水管加以连通，形成三塔之间、三塔上塔水管以及三泵房出水均能相通的循环水冷却系统。（3）预计改造效果改造后三塔联合冷却，预计供电煤耗降低1.2g/kWh。改造后三塔联合冷却，预计供电煤耗降低1.2g/kWh。如二十万机组全部停运，将发挥更大的节能效益。投资回收期：765/1.2*4500*60*2*450≈2.6年二、机组节能项目方案介绍清河公司循环水优化改造系统图4.热力系统优化改造（投资暂列400万元）（1）问题的提出二、机组节能项目方案介绍（1）问题的提出目前#1、9机组疏水系统设计冗余较大，疏水阀门存在不同程度漏泄，#1机组结合试验情况综合分析，热力系统泄漏对热耗率的影响约30.0kJ/kWh；#9机组阀门泄漏对热耗率的影响约35kJ/kWh左右。（2）主要改造方案#1、9机组热力疏水系统优化改造，减少疏水阀门数量30%以上，同时对内漏严重的疏水阀门进行修复或换型改造。（3）预计改造效果优化后汽轮机组发电煤耗率下降不低于1--1.5g/kWh。投资回收期：400/1.0*4500*60*2*450≈1.6年5.机组真空系统节能改造（项目投资900万元）（1）问题的提出目前两台600MW机组凝汽器抽真空系统设有三台50%容量（二、机组节能项目方案介绍目前两台600MW机组凝汽器抽真空系统设有三台50%容量（电机功率134KW）的水环式机械真空泵，机组启动时，三台真空泵同时投入运行。正常运行时，两台运行，一台备用。机组正常运行时抽汽量小，经济性较差。（2）主要改造方案每台机组增设2台蒸汽喷射器及一台小功率水环真空泵，并联在真空泵抽气母管上，原有3台水环式机械真空泵保持并联在真空泵抽气母管上，原有3台水环式机械真空泵保持不变。在机组启动时运行三台50%容量的水环式机械真空泵，正常运行时运行二台新增的蒸汽喷射真空系统。（3）预计改造效果单台机组真空度提高0.5kPa，机组煤耗降低约1.5g/kWh。投资回收期：900/1.5*4500*60*2*450≈2.5年二、机组节能项目方案介绍清河公司真空系统改造示意图三.综合节能改造总体效果分析项目通流改造余热利用循环水改造疏水优化真空节能节能量（单台机组）g/kWh10.56.57（额定工况）1.21.51.5总体预计10.5+6.57+1.2+1.5+1.5=21.27g/kWh，综合调整系数按照0.8计算，单台机组煤耗降低17g/kWh。项目静态投资回收期：31176/(17×4500×60×450×2)≈7.5年结束语清河发电公司将利用本轮机组超低排放改造的时间窗口，积极推进上述综合节能改造工作，按照科时间窗口，积极推进上述综合节能改造工作，按照科学论证、优化选型、强化过程控制、及时反馈提升等全过程项目控制原则，实现综合节能预期，实现两台600MW超临界湿冷机组供电煤耗改造后低于300g/kWh以下，达到同类型机组的先进水平。介绍完毕，谢谢！