节能减排升级改造方案2015.1.9.doc

1 图号：53-xxxxx-A01 云南华电巡检司发电有限公司云南华电巡检司发电有限公司6 6、7 7号机组号机组 节能减排升级改造方案节能减排升级改造方案 中国能源建设集团云南省电力设计院有限公司中国能源建设集团云南省电力设计院有限公司 国家甲级国家甲级 证书号：证书号：A153001315A153001315 20152015 年年 1 1 月月 昆明昆明 2 批批 准：准：周中华周中华 审审 核：核：苏卫宏苏卫宏谢谢 松松 校校 核：核：沈庆榜沈庆榜 编编 写：写：谢谢 松松杨天成杨天成里葆玲里葆玲 3 4 目录目录 1.1. 总总 论论1 1.1项目背景 1 1.2工作简要过程 2 1.3设计依据 2 2.2. 项目概况项目概况1 2.1场址概况 1 2.1.1场址概况.1 2.1.2场址气象条件.1 2.1.3电厂外部资源情况.2 2.2主要设备及系统 2 2.2.1主机.2 2.2.2热力系统.4 2.2.3燃烧系统.4 2.3厂内煤、灰、水系统 6 2.3.1燃煤系统.6 2.3.2除灰渣系统.6 2.3.3循环水系统.7 2.3.4化学水处理系统.7 2.4厂内电气和控制系统 7 2.4.1电气系统.7 2.4.2热工自动化.7 2.5机组设计性能指标 8 2.6运行优化及降低厂用电措施 8 2.6.1节能运行优化.8 2.6.2降低厂用电措施.9 2.6.3实际厂用电耗量.9 2.6.4机组实际运行性能指标.11 3.3. 节能技术改造方案节能技术改造方案11 3.1锅炉排烟余热回收利用 11 3.1.1增设低压省煤器改造方案.11 3.1.2回热系统热平衡计算.13 3.1.3结论.16 3.2冷却塔强化换热节能改造 16 3.2.1改造的必要性.16 3.2.2改造方案设想.18 3.2.3改造预期效果.19 3.3空预器漏风综合治理 20 3.3.1空预器性能及运行状况.20 5 3.3.2空预器漏风综合治理方案.21 3.3.3预期效果.22 3.4汽机抽汽供热改造 23 3.4.1热用户热负荷需求.23 3.4.2新增供热系统配置.23 3.4.3供热改造后煤耗指标.25 4.4. 节能减排升级改造后预期效果节能减排升级改造后预期效果25 1 1.1. 总总 论论 1.11.1 项目背景项目背景 云南华电巡检司发电有限公司巡检司电厂 2300MW 扩建工程 6#、7#机组 于 2007 年 1 月、2007 年 11 月先后建成投产。工程设计燃用小龙潭煤田的高水 分、低灰中硫、低热值褐煤，采用先进的循环流化床锅炉洁净煤燃烧技术，利 用老厂场地资源、发挥电厂人才优势，投产以来对促进云南经济社会发展和满 足“西电东送” 、 “云电外送”需要发挥着重要作用，电厂现已成为滇南地区主 要骨干发电企业之一。 云南华电巡检司电厂 2300MW 扩建工程 6、7 号机组锅炉主机采用哈尔滨 锅炉厂引进法国 ALSTOM 公司技术第一批国产化生产的 HG-1025/ 17.5-L.HM37 型亚临界、一次中间再热、自然循环、单锅筒、平衡通风、露天布置、全钢构 架循环流化床锅炉；汽轮机采用东方汽轮机厂 N300-16.7/537/537 型单轴、双 缸双排汽、高中压合缸中间再热凝汽式汽轮机；发电机采用东方电机股份有限 公司 QFSN-300-2-20B 型水氢氢冷发电机。 该工程投产初期各项大气污染物排放浓度满足火力发电厂大气污染物排 放标准(GB13223-2003)要求，采用高效静电除尘器，锅炉烟气除尘效率 99.8%； 采用炉内掺烧石灰石粉脱硫，脱硫效率 94%；燃用设计煤质时烟尘排放浓度为 45mg/m3，SO2排放浓度为 350mg/m3； CFB 锅炉炉膛低温燃烧能有效抑制和降低 NOX的排放量，机组 NOX排放浓度低于 350mg/m3。为满足最新火力发电厂大气 污染物排放标准(GB13223-2011)要求，2014 年云南华电巡检司发电有限公司 对 6、7 号机组进行锅炉烟气脱硫、脱硝技改，采用石灰石石膏湿法脱硫工艺 及选择性非催化还原法（SNCR）脱硝工艺，脱硫脱硝技术改造后，机组烟尘排 放浓度低于 30mg/m3、SO2排放浓度低于 200mg/m3，NOX排放浓度低于 100 mg/m3，满足最新环保标准。 2014 年 12 月，云南华电巡检司发电有限公司为积极响应“发改能源2014 2093 号”文关于印发 的通知的要求，全面落实“节约、清洁、安全”的能源战略方针，加快燃煤 发电升级与改造，计划对 6、7 号机组进行全面、深入的节能技术改造，通过本 次节能改造使两台机组达到煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020 2 年） 对相关指标的要求。 1.21.2 工作简要过程工作简要过程 2014 年 12 月 16 日，云南华电巡检司发电有限公司与我院初步商议节能技 术改造方案的编写工作，确定从电厂现有设备、系统的实际情况出发，以电厂 6、7 号机组全部主、辅设备为改造对象，参考“煤电节能减排升级与改造行动 计划（20142020 年） ”附件 2：“燃煤电厂节能减排主要参考技术”中的推荐 改造技术措施，拟定适用于 6、7 号机组的节能减排改造项目，实现节能降耗目 标，并尽快完成节能减排升级改造报告。 在本报告编写过程中，我院对电厂 6、7 号机组投产后的运行、检修情况进 行了调查了解，并向电厂收集了机组近期部分运行数据，经综合论证后完成本 报告编制工作。 1.31.3 设计依据设计依据 1) 中国节能技术政策大纲（计交能【1996】905 号） ； 2) 国家鼓励发展的资源节约综合利用和环境保护技术(国家发改委 2005 第 65 号)； 3) 关于印发煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020 年） 的通 知（发改能源【2014】2093 号） ； 4) 中华人民共和国国家发展和改革委员会固定资产投资项目节能评估和 审查指南（2006） ； 5) 设备厂家的原始设计资料和其他基础资料。 1 2.2. 项目概况项目概况 2.12.1 场址概况场址概况 2.1.12.1.1场址概况场址概况 巡检司电厂位于云南省红河州弥勒县巡检司镇，北距弥勒县城 80km，南距 开远市区 62km。南盘江从电厂西侧约 1000m 处由北向南流过，昆河铁路（米轨） 在电厂西侧约 800m 处南北向通过。巡检司电厂有 32km 进厂专用公路连接至朋 普，朋普与昆明河口高速公路或昆明开远高等级公路相接，电厂周边工业 企业较少，主要为农业区。 巡检司电厂所处区域地形较平坦，场地海拔平均高程约 1104m。电厂位于 巡检司盆地东面，电厂所在位置属南盘江左岸山脚缓坡地带，地形总体趋势向 南盘江方向缓倾，地形坡度约 35 度，电厂区域地震基本烈度为 7 度，厂区百 年一遇洪水位 1093.60m(海防高程)。 2.1.22.1.2场址气象条件场址气象条件 巡检司电厂至开远市直线距离约 30km，与开远市同属一个气候区，地理坐 标相当。开远气象站的资料基本能反映巡检司厂区的气候特征，巡检司电厂设 计气象条件选择开远气象站作为气象参证站，电厂多年气象特征值如下： 年平均气温19.8 极端最高气温38.2 极端最低气温-2.5 多年平均最高气温：26.6 多年平均最低气温：15.2 多年极端最高气温：38.2(1958.6.1) 多年极端最低气温：-2.7(1999.12.25) 年平均相对湿度71% 年平均风速2.3m/s 最大风速17m/s(1968.4.11) 全年主导风向S 年平均降雨量795.4mm 2 日最大降雨量101.4mm 最大积雪深度：30mm(1983.12.28) 年平均蒸发量2174.7mm 年平均雷暴日数：72 年平均气压894.1hPa 2.1.32.1.3电厂外部资源情况电厂外部资源情况 1）供水水源 电厂取水水源为南盘江中游河段地表水。补给水泵房及取水构筑物建于南 盘江左岸河曲凹岸，取水口位置距电厂约 1.5km，建有两根 DN600 厂外补给水 管，管线总长约 3 km。 2）燃料供应 电厂设计燃用小龙潭煤矿褐煤，小龙潭煤田煤质成份中水分（Mt.ar）： 33%、挥发分（Vdaf）：52%、硫分（St.ar）：0.71.8%、灰分（Aar）： 10%、热值（Qnet.ar）：11.9513.86MJ/kg，煤种属高水分、中低硫分、低 灰分、低热值褐煤。目前在电厂实际运行中也掺烧部分更低热值的弥勒新哨山 心村煤矿褐煤。 3）贮灰渣场 电厂贮灰场为白石崖灰场，白石崖灰场位于电厂东南侧约 0.5km，与电厂 以一山脊相隔，灰场三面环山，运灰公路长度约 1km。 4）接入系统 云南华电巡检司发电有限公司装机 2300MW，主要向滇中主网和广东送电。 采用 500kV 电压等级接入系统，出线一回 500kV 线路直接接入 500kV 红河变， 线路总长 39.16km。 2.22.2 主要设备及系统主要设备及系统 2.2.12.2.1主机主机 1）锅炉主要设计参数： 项目项目单位单位 BMCRBMCRTHATHA 机组功率 MW330300 3 锅炉蒸发量 t/h1025904 蒸汽温度 540540 蒸汽压力 MPa.g17.517.5 过量空气系数 /1.171.17 锅炉效率 %92.293.13 锅炉保证效率 %92.8 一次风占总风量 35.4 二次风占总风量 52.5 高压流化风流量 Kg/S37.8 Ca/S/2.0 s%94.2 SO2mg/Nm3400 NOXmg/Nm3350 2）汽轮机主要设计参数（额定蒸汽参数）： 正常排汽压力： 6.2kPa 循环冷却水温： 24 额定工况凝汽量： 574.9t/h 额定给水温度： 270 额定功率时蒸汽消耗量： 903.62t/h 最大功率时蒸汽消耗量： 1025t/h 额定转速： 3000r/min 旋转方向（从汽机端向发电机方向看）：顺时针 维持额定功率时的最高冷却水温：33，排汽压力 11.8kPa 回热系统：一次再热与三级高压给水加热器，一级除氧器和四级低压加热 器组成八级回热系统。各级加热器疏水逐级自流。 3）发电机主要设计参数 额定功率： 300MW 额定容量： 353MVA 最大连续出力：330MW（COS=0.85，氢压 0.3MPa(g)） 功率因数： 0.85（滞后） 转速： 3000r/min 4 短路比： 0.6 额定氢压： 0.25MPa(g) 氢气纯度在大于 95%时能达到最大连续出力 冷却水导电率：0.5 1.5s/cm 电抗： Xd0.3 Xd0.15 励磁方式： 自并激静止可控硅励磁 2.2.22.2.2热力系统热力系统 6、7 号机组主蒸汽、再热蒸汽、给水系统均采用单元制。 主蒸汽管道从锅炉过热器出口接出，到汽机高压缸前分为两根支管，分别 接到汽机高压缸左右侧主汽门。主汽管道上不装流量测量喷咀，而利用高压缸 的调速级压力来测量主汽流量。 冷再热蒸汽管道从汽机高压缸排汽口（两个接口）接出两根管道，在汽机 头部合为一根管道，到炉前再分为两根管，接入再热器入口联箱。 热再热蒸汽管道从锅炉再热器出口（有两个接口）接出两根管道，合并成 一根单管到汽机头部再分为两根支管，分别至汽机中压缸左右侧中压联合主汽 门上。设高低压串联旁路，旁路容量为 40BMCR。 高压给水系统为单元制，每台机组设置两台 50%容量汽动给水泵为正常运 行，一台电动调速给水泵作为启动和备用；给水操作台主路不设调节阀，在旁 路上设置有调节阀，供启动和低负荷时使用；三台高压加热器采用大旁路，系 统简单，运行方便。 其余抽汽系统、凝结水系统、加热器疏水系统、真空系统均采用 300MW 常 规设置。 2 台机组的辅助蒸汽联箱用联络管联接相互串联供汽。 设置厂内循环水及冷却水系统、工业水系统，开式循环冷却水取水自循环 水进水管，向主厂房各冷却设备供给冷却水，其中一部分经升压泵升压，经过 设备后的排水集中回到中央水泵房进水间。 工业水系统采用单元制，两机系统间设联络管。 设置由凝结水泵出口引出、回水至凝汽器的锅炉锥形阀冷却水系统。 5 2.2.32.2.3燃烧系统燃烧系统 电厂锅炉采用引进 ALSTOM 公司 300MW 级循环流化床锅炉设计技术，国产化 生产。锅炉本体主要由：单炉膛、4 个高温绝热旋风分离器、4 个回料阀、4 个 外置式换热器、尾部对流烟道、4 台冷渣器和 1 个回转式空预器等部分组成； 本体辅助系统主要由：给煤系统、加石灰石系统、排渣系统、配风系统、点火 系统和加床料系统组成。 1）给煤系统 根据锅炉入炉煤粒径10mm 的要求，煤场来煤经二级破碎即可送入主厂房 煤仓间，再入炉燃烧，每台炉配置四座原煤仓，并匹配四组给煤机，每组给煤 机由一台一级称重给煤机和一台二级埋刮板给煤机串联组成。 2）一、二次风系统 每台炉各配置两台离心式一、二次风机，风机并联运行，均采用双吸双支 撑形式，电机定速直联；一次冷风直接提供外置式换热器回料腿流化风和墙式 给煤密封风，二次冷风直接提供给煤机密封风和给煤口密封风；两路一次冷风 汇合后进入空气预热器，两路二次冷风分别进入空气预热器，在二次冷风管上 设置平衡联络管；经四分仓回转式空气预热器加热后的一次热风提供布风板流 化风和墙式给煤吹扫风，二次热风经锅炉二次风喷口进入炉膛。 3）高压流化风系统 锅炉冷渣器、外置床（外置式换热器） 、回料阀的流化风和分离器的防堵风、 床枪和启动燃烧器的冷却风统一规划高压流化风母管，每台炉配置五台高压流 化风机，四台运行一台备用。风机采用多级离心式高压风机。 4）烟气系统 锅炉采用平衡通风形式，压力平衡零点设于炉膛出口，烟气先后流经分离 器及进出口水平烟道、尾部竖井烟道、空预器、电除尘器经烟囱排出。每台炉 配置两台双室五电场静电除尘器、两台静叶可调轴流式吸风机。 5）点火及助燃油系统 锅炉点火燃油系统使用 0 号轻柴油，利用老厂 2x500m3油罐，新建一座 1000m3油罐；新建一套供、卸油泵房及设施。供油系统出力按一台炉点火一台 炉助燃，两台炉回油设计。 6 6）紧急补给水系统 每台炉配一座 500m3紧急补给水箱、1 台柴油机驱动的紧急补给水泵，水箱、 水泵由锅炉厂配供，系统的补给水水质为除盐水。在锅炉事故状态且给水泵停 运时，紧急补给水泵启动并将除盐水同时送至给水管道、外置床和冷渣器锥形 阀内，带走炉内物料热量，保护受热面和锥形阀不被烧坏。 2.32.3 厂内煤、灰、水系统厂内煤、灰、水系统 2.3.12.3.1燃煤系统燃煤系统 电厂燃煤系统按满足 2X300MW 机组容量设计，锅炉年运行小时数按 5500 小 时计算，日耗煤量按 BMCR 工况煤耗 20h 计算。 汽车卸煤装置设 17 个卸车货位，卸煤沟全长 87m，卸煤沟下部煤槽出口上 各配 2 台桥式叶轮给煤机，向 1 号甲、乙带式输送机给煤，带式输送机带宽 B=1200mm，出力 800t/h，一路运行，一路备用。 燃煤通过 1 号带式输送机运至二号转运站，可进入煤场带式输送机或主系 统上煤仓间；煤场干煤棚跨度 80m，长 72m，存煤约 2.9 万吨，可供 2300MW 机组燃用约 3 天，煤场长度为 200m，存煤约 8 万吨，可供 2300MW 机组燃用约 8 天；根据循环流化床锅炉入炉煤粒径要求，燃煤破碎系统采用两级；二级碎煤 机室共设置 4 台出力 400t/h 的细碎机，出料粒度10mm；破碎后合格的粒煤进 入主厂房煤仓间。 系统主要设计特点：总布置合理，充分利用现有的场地，煤场固定端设在 不可继续往前扩的北面，而煤场带式输送机驱动室设在空地较大的南边，当煤 场需要扩大容量时，可将驱动室南移，延长煤场带式输送机，即可增加煤的贮 存量；汽车卸煤沟的布置也和煤场布置同向，当需要增加汽车卸车货位时，可 将卸煤沟向南延长；卸煤沟的高度为 10m，可容纳较长的自卸车翻卸；卸煤沟 的深度为 6.5m，比一般的 10m 少 3.5m；粗碎机与细碎机分别设在一级碎煤机室 和二级碎煤机室内，细碎机的出料粒度可在 120mm 的范围调整，对本工程需要 大粒度的褐煤煤种适应性较强。 2.3.22.3.2除灰渣系统除灰渣系统 7 锅炉为灰渣分除系统。灰采用正压气力输送系统，粗细灰分别进入粗灰、 细灰库；渣采用干式机械输渣系统。灰、渣均采用汽车运输至灰场；石灰石粉 输送系统为一级输送系统。 石灰石粉一级输送系统以压缩空气为动力源，不需输送风机，设备数量少， 远离主厂房，便于检修维护。 2.3.32.3.3循环水系统循环水系统 机组循环水冷却水采用带冷却塔的扩大单元制循环供水系统，一台 300MW 机组配有一座 4500m2自然通风逆流式冷却塔，两台循环水泵，两机共设一座循 环水泵房，安装四台循环水泵。 2.3.42.3.4化学水处理系统化学水处理系统 锅炉补给水处理系统采用一级除盐加混床系统；凝结水采用中压凝结水精 处理系统，电厂补给水处理系统采用加石灰处理系统进行预处理，提高电厂循 环水的浓缩倍率，减少电厂的耗水量。 2.42.4 厂内电气和控制系统厂内电气和控制系统 2.4.12.4.1电气系统电气系统 厂内设 500kV 升压站。电厂以 1 回 500kV 线路接入系统（500kV 红河变电 所） 。两台机组分别以发电机变压器组单元接线方式接入厂内 500kV 升压站。 机组控制系统采用 ECS+DCS 的控制及组网方式，发变组、厂用电监控纳入 DCS。 2.4.22.4.2热工自动化热工自动化 机组控制模式采用：由厂级监控信息系统（SIS）和管理信息系统（MIS） 组成厂级自动化监控系统；由分散控制系统（DCS）及辅助车间控制系统组成控 制网络。 全厂自动化网络系统分为：经营管理层、全厂实时监控和信息管理层、实 时控制层。采用双路通讯总线用于站与站之间的数据传送通讯，满足全厂自动 化网络和控制系统分层、分散的结构要求。 采用炉、机(包括除氧给水)、电集中控制方式，采用辅控网集中控制方式， 8 设置煤、灰、水三个辅助控制网，提高控制水平。 2.52.5 机组设计性能指标机组设计性能指标 根据主机设备性能保证值及设计厂用电率，机组主要设计性能指标如下： 1汽机保证热耗率： 7902 kJ/kW.h 2锅炉热效率： 92.8 % 3管道效率： 99 % 4设计厂用电率： 7.8 % 5机组发电热效率： 45.56 % 6全厂发电热效率： 41.86 % 7发电标准煤耗率： 293.85 g/kW.h 8供电标准煤耗率： 318.71 g/kW.h 2.62.6 运行优化及降低厂用电措施运行优化及降低厂用电措施 2.6.12.6.1节能运行优化节能运行优化 云南华电巡检司电厂 6、7 号机组投产以来，特别是 CFB 锅炉投产初期由于 没有成熟的经验可供借鉴，出现了锅炉床压运行控制值较高，辅机运行方式不 合理、台数较多，机组启动燃油耗量大等耗能及不经济的问题，通过电厂几年 来的摸索、总结，在机组运行方式优化调整方面取得了一些成果。主要优化项 目有： 1）炉膛床压优化 锅炉炉膛床压由投产初期的 1214kPa，结合锅炉运行特性和燃煤煤质特点， 优化炉膛床压降低到 57kPa，优化后不仅降低了 CFB 锅炉“翻床”事故发生的 可能和危害，还降低了炉内磨损，为锅炉长周期运行创造了条件。 2）高压流化风系统优化 高压流化风机通过风量运行调整试验，由原设计的“四运一备”优化为 “二运三备” ，降低了风机电耗，减少了风机检修成本。 3）锅炉本体受热面改造 机组投产后为降低炉内磨损而导致水冷壁爆管的危害，在炉膛内增设了防 9 磨梁，并实施了水冷壁让管改造。炉内防磨措施改造后原设计换热面积减少， 炉膛出口烟温上升，现场检查发现分离器有部分变形，分离效果下降，未完全 燃烧的大颗粒煤粉随烟气进入尾部烟道高温过热器区域，粘附在换热管道的管 壁上，形成高温焦，锅炉热效率减低，也严重影响机组的安全运行。 现场通过网格法对锅炉空预器出口烟气温度进行测量，在机组 300MW 工况 下，空预器出口排烟温度为 153.41，高于设计排烟温度 142。 分析上述排烟温度上升、分离器变形及高温过热器区域结焦情况，通过增 加锅炉水冷壁延伸墙的管排数目合理增加水冷壁延伸墙面积，增强炉膛内的换 热量。改造后降低排烟温度 10左右，分离器的进口烟气温度下降、离器分离 效果增强、高温过热器区域粘附高温焦的现象减轻。 2.6.22.6.2降低厂用电措施降低厂用电措施 1）水泵、风机变频改造 CFB 锅炉机组普遍存在厂用电率较高的问题，主要原因是水泵、风机选型 裕量与设备制造存在偏差所致，在实际机组额定负荷时泵与风机未处于高效点 运行，采用入口阀门、挡板调节，节流损失大。通过变频器改造，可有效降低 额定负荷时厂用电消耗，尤其对机组变负荷调峰运行时的节能降耗效果更加明 显。 随着大功率变频设备技术的成熟及造价降低，电厂利用机组大、小修的机 会对 6、7 号机组一、二次风机、引风机、凝结水泵进行了电机变频改造。 2）电除尘电源及控制系统改造 电除尘原设计电源控制方式为火花整定，实际运行耗电量较高。通过电除 尘器高压脉冲供电技术改造，大幅度减少电除尘器运行中的无效电能的消耗， 提高有效电能的比例，实现在除尘效率基本不变甚至略有提高的基础上，达到 电除尘器节能高效运行，降低电除尘器的运行电耗，且工作稳定可靠。 2.6.32.6.3实际厂用电耗量实际厂用电耗量 云南华电巡检司电厂 6、7 号机组通过运行优化调整与大功率电机变频改造 后，实际运行状态下厂用电率比原设计值大幅降低，根据机组实际运行时 THA、75%THA、50%THA 三个工况的厂用电量统计，详见报告附件：巡检司电 厂 7 号机组厂用电运行统计表(电厂统计) ，额定工况下厂用电率由原 7.8%降 10 至 6.53%，考虑增加脱硝、湿法脱硫技改后的厂用电率为 8.18%，实际运行额定 工况下厂用计算见表 2.6-1。 11 表 2.6-1 厂用电量统计及厂用电率计算表（按单台机组统计） 序号设 备 名 称 额定功率 (kW) 安装数量工作数量 THA 工况工 作容量 (kVA) 备 注 1 循环水泵 16002 2 3436 7#机组 2 凝结水泵 10002 1 805 变频运行 3 一次风机 28002 2 1761 变频运行 4 引风机 34002 2 5154 变频运行 5 二次风机 20002 2 3565 变频运行 6 高压流化风机 9005 2 1804 二运三备 7 汽动给水泵前置泵 2302 2 430 8 低压厂用工作变 20002 2 580 9 电除尘变 25002 2 644 10 照明变 5001 1 21 110 18202 公用系统 1 输送空压机 4505 5 2577 2 环锤式碎煤机 2802 1 279 3 细碎机 7104 2 1289 4 6 号甲乙胶带机 2x2202 1 537 5 江边补给水变压器 8002 2 537 6 公用变压器 10002 1 54 7 给排水变压器 16002 1 129 8 地区变压器 12502 1 86 9 厂内除灰变压器 8002 1 118 10 输煤变压器 20002 1 698 110 6303 合计 24505 不计脱硫厂用电率 % 6.53 脱硫、脱硝系统 1 脱硝电耗 801146 2 脱硫电耗 6392113000 3 脱硫后引风机电耗增 加 2000221900 13 4964 厂用电率（含脱硝、脱硫） % 8.18 12 2.6.42.6.4机组实际运行性能指标机组实际运行性能指标 根据主机设备性能值及运行厂用电率，机组额定工况实际运行主要指标如 下： 1运行厂用电率： 8.18 % 2发电标准煤耗率： 293.85 g/kW.h 3供电标准煤耗率： 320.03 g/kW.h 3.3. 节能技术改造方案节能技术改造方案 根据煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020 年） 的控制目标要 求，云南华电巡检司电厂 6、7 号机组按 30 万千瓦循环流化床低热值煤发电机 组要求的节能减排升级改造目标是：实现机组设计供电煤耗不高于 310 克/千瓦 时。以下结合电厂 6、7 号机组实际情况，拟定各项升级改造方案如下。 3.13.1 锅炉排烟余热回收利用锅炉排烟余热回收利用 锅炉排烟热损失是锅炉热损失中最主要的一项，影响排烟热损失的主要因 素为排烟温度和烟气容积，一般情况下锅炉排烟温度每增加 10-20，将导致 锅炉热效率降低约 1%。云南华电巡检司发电厂锅炉额定工况设计效率 92.8%， 其排烟热损失为 6.35%，如何合理降低排烟温度、有效利用烟气热能是降低供 电煤耗的一个主要途径。目前国内外锅炉排烟余热回收装置种类繁多，低压省 煤器是最有效、最可靠的一种方式，低压省煤器与常规省煤器不同之处在于， 其回收的烟气余热进入压力、温度相对较低的机组凝结水系统中，其关键问题 是：烟气温度降低后对设备的低温腐蚀、低压省煤器水侧接入凝结水系统后的 安全经济运行。 3.1.13.1.1增设低压省煤器改造方案增设低压省煤器改造方案 云南华电巡检司电厂 6、7 号机组湿法脱硫系统入口最低烟温为 90，不 设置 GGH 烟气换热器，如在引风机后、脱硫塔进口前烟道内增设低压省煤器可 最大限度回收烟气余热，也同时可降低烟尘对设备的磨损、减少脱硫工艺耗水 量。根据锅炉设计煤质计算，烟气酸露点温度约为 114，考虑炉内掺烧石灰 13 石粉部分脱硫（脱硫率70%） ，烟气酸露点温度降至 93，低压省煤器传热管 材可采用具有一定耐酸腐蚀性能的 ND 钢（09CrCuSb）或非金属材料（如氟聚合 物 PFA） 。在国内已有多家电厂进行了类似改造，较早的有外高桥电厂三期 21000MW 机组将低压省煤器布置在引风机后脱硫装置前，根据性能考核报告， 节能效果明显，其布置、外形见图 3.1-1 所示。 图 3.1-1 外高桥三期烟气余热回收装置外形图 云南华电巡检司电厂 6、7 号机组引风机出口设计烟气温度为 137，按低 压省煤器后烟气温度 90设计，若考虑 1015的换热端差，根据汽机热平衡 图，低压省煤器水侧入口凝结水可取自 8#低加入口（额定工况水温 50.3） ， 低压省煤器回水可接至 5#低加入口（额定工况水温 124.8） ，进、回水管路均 由电动调节门调节流量，以便控制加热温度；在机组负荷降低至 50%THA 时，考 虑锅炉烟温降低，可设置备用管路，切换供、回水源分别接至 6#低加入口和除 氧器，此时低压省煤器进、出口水温分别为 86.8、122.5，低压省煤器仍 正常运行，余热回收量相应减少；此外，考虑低压省煤器管系阻力与汽机低加 的阻力差，需增设增压水泵及疏水、放气管道等。 低压省煤器系统与机组低加并联运行后，烟气余热进入回热系统，在没有 增加锅炉燃料量的前提下，获得额外热量并以一定的效率转变为电功，其节能 效益主要反映在汽机低压缸到低压加热器的抽汽量 减少，从而降低了汽轮机 14 的汽耗，最终使机组的发电煤耗降低， 以下通过理论计算分析来评价其节煤 效果，最终以汽轮机厂的热耗减少量做修正。 3.1.23.1.2回热系统热平衡计算回热系统热平衡计算 根据汽机额定工况热平衡参数，增设低压省煤器后各级低加热平衡计算 结果如下表 3.1-1： 15 表 3.1-1 低加热平衡计算结果表 设计工况（主蒸汽量不变） 序号工况名称单位 无低压省煤器有低压省煤器备注 一基础数据 1 主蒸汽压力 Mpa.a16.67 2 主蒸汽温度 537 3 再热蒸汽压力 Mpa.a3.294 4 再热蒸汽温度 537 5 额定给水温度 275.6 6 主汽流量 kg/h947400 7 烟气量 kg/h1458800 8 烟气温度 137 二烟气冷却器加热计算 1 入口烟气温度 /137 2 出口烟气温度 /90 设定值 3 入口烟气焓 kJ/kg/126.59 4 出口烟气焓 kJ/kg/75.1 5 理论吸收热量 GJ/h/75.11 6 换热效率 /0.96 设定值 7 凝结水实际吸收热量 GJ/h/72.11 8 凝结水入口温度 /50.3 9 凝结水出口温度 /124.8 10 入口水焓 kJ/kg/213.3 11 出口水焓 kJ/kg/526.1 12 加热的凝结水量 kg/h/230528 13 回热系统加热的凝结水 量 kg/h755189524661 三低加热平衡计算 1 #5 低加疏水焓 kJ/kg548.3548.3 2 #5 低加疏水量 kg/h2701527015 3 #6 低加热抽汽计算 4 六段抽汽压力 Mpa0.2650.265 5 六段抽汽温度 203.6203.6 6 #6 低加疏水温度 110.5110.5 7 #6 低加进口给水温度 104.9104.9 8 抽汽焓 kJ/kg2874.72874.7 9 低加疏水焓 kJ/kg463.5463.5 10 低加给水焓 kJ/kg441.8441.8 11 加热器效率 %100100 12 #6 低加进汽量 kg/h2544917393 13 #6 低加疏水量 kg/h5246444408 14 #7 低加热抽汽计算 16 序号工况名称单位 设计工况（主蒸汽量不变） 无低压省煤器有低压省煤器备注 15 七段抽汽压力 Mpa0.1390.139 16 七段抽汽温度 139139 17 #7 低加疏水温度 89.989.9 18 #7 低加进口给水温度 84.384.3 19 加热器效率 %100100 20 抽汽焓 kJ/kg2751.12751.1 21 低加疏水焓 kJ/kg376.5376.5 22 低加给水焓 kJ/kg355.3355.3 23 #7 低加进汽量 kg/h2559317485 24 #7 低加疏水量 kg/h7805761893 25 #8 低加热抽汽计算 26 八段抽汽压力 Mpa0.0660.066 27 八段抽汽温度 88.488.4 28 #8 低加疏水温度 55.955.9 29 凝结水给水温度 50.350.3 30 加热器效率 %100100 31 抽汽焓 kJ/kg2626.72626.7 32 低加疏水焓 kJ/kg234.2234.2 33 低加给水焓 kJ/kg213.3213.3 34 #8 低加进汽量 kg/h3848427459 35 #8 低加疏水量 kg/h11784989351 由于汽机部分低压加热器抽汽量变化引起机组发电量变化计算结果见下表 3.1-2： 表 3.1-2 抽汽量变化引起机组发电量变化计算结果 序号项 目单位数值 1 汽轮机排汽热焓 kJ/kg2403.9 2 第 8 级低加抽汽热焓 kJ/kg2626.7 3 第 8 级低加抽汽热焓作功能量 kJ/kg222.8 4 第 8 级低加抽汽减少量 kg/h11025 5 第 8 级低加抽汽减少量的作功能量 kW682 6 第 7 级低加抽汽热焓 kJ/kg2751.1 7 第 7 级低加抽汽热焓作功能量 kJ/kg347.2 8 第 7 级低加抽汽减少量 kg/h8108 9 第 7 级低加抽汽减少量的作功能量 kW782 10 第 6 级低加抽汽热焓 kJ/kg2874.7 11 第 6 级低加抽汽热焓作功能量 kJ/kg470.8 17 序号项 目单位数值 12 第 6 级低加抽汽减少量 kg/h8056 13 第 6 级低加抽汽减少量的作功能量 kW1054 14 第 6、7、8 级低加抽汽减少量的总作 功能量 kW2518 15 凝结水增压泵电功率 kW15 16 烟水换热器增加的引风机电功率 kW600 17 扣除系统能耗增加量后净增电功率 kW1903 18 现机组 300MW 额定工况供电煤耗 g/kWh320.03 19 增设低压省煤器后折合降低供电煤耗 g/kWh-2.017 20 折合汽机热耗降低 kJ/kWh49.5 3.1.33.1.3结论结论 1）采用低压省煤器与机组低加并联运行改造后，设计供电煤耗可降低 2.017 g/kWh，折合汽机热耗降低 49.5kJ/kWh； 2）由于排挤抽汽后汽机低压缸排汽量增大 27.19t/h，增加比例 4%，对汽 机排气背压影响甚微； 3）增设低压省煤器对于锅炉燃烧和传热不产生任何影响，利用引风机后 烟道空间位置布置设备，基本不存场地限制； 4）实际改造前建议实测烟气酸露点，由汽机厂进行系统的热平衡复核，并 制定完善的运行控制参数。 3.23.2 冷却塔强化换热节能改造冷却塔强化换热节能改造 3.2.13.2.1改造的必要性改造的必要性 6、7 号机组冷却塔原安装的填料为 PVC 塑料制品，厚度较薄，现已有部分 填料开始老化，发生局部（尖角部位）脆化断裂。冷却塔换热效率较低。 通过现场察看冷却塔，在单循环水泵运行工况下，冷却塔末端喷嘴基本无 水流出；在双循环水泵运行工况下，冷却塔末端约 1 米范围内水流较小，导致 冷却塔该区域的填料不能被充分利用，使冷却塔效率降低，也表明冷却塔的配 水方式已偏离了设计的均匀配水方式，有必要对配水方式加以改进。 在机组满负荷双循环水泵运行工况下于 2013 年实测冷却塔相关参数见表 3.2-1。 18 19 表 3.2-1 冷却塔测试参数汇总表 测量次数 单 位 123456 平均值 环境温度 26.1026.0526.2026.2025.9025.7026.03 环境干球温 度 26.1026.0526.2026.2025.9025.7026.03 环境湿球温 度 16.2516.4916.5916.6716.3816.1916.43 大气压力 kPa87.3187.3187.3187.3187.3187.3187.31 环境相对湿 度 35.9036.1036.6037.9038.3036.9036.95 环境风速 m/s1.701.501.100.901.101.101.23 进塔水流量 t/h33419.1 进塔水温度 38.2438.1438.1038.1438.2438.1338.17 出塔水温度 28.3028.1028.1028.1028.7028.3028.27 进出塔水温 降实测值 9.9410.0410.0010.049.549.839.90 计算进塔水 温 38.2438.1438.1038.1438.2438.1338.17 计算出塔水 温 24.9824.9824.9824.9824.9824.9824.98 计算进出塔 水温降 13.2613.1613.1213.1613.2613.1513.19 冷却幅高 12.0511.6111.5111.4312.3212.1111.84 冷却塔的实 际冷却能力 %74.96276.29276.22076.29271.94674.75375.077 从上表可以看出，双循泵运行时，该冷却塔的冷却幅高平均值为 11.84， 高于节能技术监督导则 （DL/T 1052-2007）要求的最高值 7；冷却塔的实 际平均进塔温度 38.17，平均出塔温度 28.27，实际平均温降 9.9，计算 平均温降应达到 13.19，冷却塔的实际平均冷却能力为 75%，冷却能力小于 工业冷却塔测试规程 （DL/T1027/2006）要求的实测冷却能力大于 95%应视 为达到设计能力，冷却效果较差。因此，冷却塔现有冷却能力达不到设计要求， 必须进行改造。 近年来，随着流体动力计算（CFD）的发展，使得对热力发电厂配用自然逆 流湿式冷却塔内全三维传热传质的三维精确计算成为可能。由于 CFD 计算可以 较为清楚地将冷却塔内各点的流场以数值及图形的方式展现出来，能够非常直 观地反映出塔内传热传质不良区域，从而对相关改造提供直观、清晰的指导。 20 本项目正是在这样的背境下提出：以 1、2 号机冷却塔为实际研究对象，以冷却 进风口地面为基准面、以塔心为原点，半径 500m、高度 900m 范围为计算区域， 在 Fluent 平台上采用 CFD 技术进行塔内全三维传热传质计算。以此计算结果 为基础，对冷却塔配水与换热部件进行优化布置，达到进风与布水的匹配，以 提高冷却塔换热性能。 3.2.23.2.2改造方案设想改造方案设想 1）冷却塔改造前试验 改造前应进行冷却塔性能试验，尤其对冷却塔填料层的风速场要进行精确 测量，并依据测试数据设计配水方案。 2）冷却塔改造主要涉及冷却塔塔芯部件的更换及优化布置。包括： （1）冷却塔填料更换。通过对各种型式的填料进行比对分析，充分考虑冷 却效率及风阻等参数，选择最适合该地区气象环境的填料。 改造采用淋水填料能保证本工程水质条件，具有热力特性好、通风阻力小、 阻燃等基本性能的“S”型梯波淋水填料。原塔填料高度为 1m；改造后内圈填料 高度为 1m, 外圈填料高度为 1.25m。把外圈填料高度加高，因进风口干空气和 风速较大，增加外围淋水填料与水汽接触面积，进行热交换，发挥淋水填料料 特性的优点，内圈填料高度低，因湿热空气焓差大，这样能合理分配，使热交 换的效率提高。 “S”波填料高度 1.25m 时热力特性如下： 冷却数：=2.120.61 容积散质系数：Ka=4341g0.6q0.34 “S”波填料高度 1 m 时热力特性如下： 冷却数：=1.810.63 容积散质系数：Ka=4721g0.61q0.38 -气水比； g-通风密度，kg/（m.s） ；q-淋水密度，t/（m.h） 。 从上式可以得出 1.25m 填料热力性能高于 1m 填料，提高了冷却效果。 填料标准组装块几何尺寸：1000（长）500（宽）750（高）mm 和 1000（长）500（宽）500（高）mm，其中长度、宽度、高度方向允许误差为 10mm。填料放置在玻璃钢支架上，分上下两层，上下层正交错布置。 其中 750mm 填料为专利产品，因其比常规填料单层高度高，故填料的波形 能保持更加完好，能更好的起到延长冷却水在填料上停留时间的作用，提高冷 21 却效益；另由于填料的孔道保持完好，且相同高度下所需的填料层数少，通风 效果相对较好，能有效的降低填料阻力。 （2）更换配水管道。管道布置及管径参数根据改造前试验数据进行设计。 配水管采用 PVC 改性塑料制造。 （3）更换喷嘴，采用雾化效果最佳的喷嘴。各区域喷嘴的额定流量根据改 造前试验数据进行选择。 喷溅装置采用反射 III 型喷头，是一种较为理想的喷溅装置。其优点是喷 散水滴细小均匀，无伞膜中空，既环状现象，水量由近及远沿径向呈递减分布。 工作水头较小且适用性强，结构合理，安装方便可靠，整体稳固耐用不易堵塞。 喷溅装置是配水系统的主要组成部分（选择雾化效果最佳的喷嘴） 。本工程 采用反射型喷头，分为 24mm、28mm 两种规格，材质采用 ABS 工程塑料。原塔 喷头均为 26mm，现把塔内圈的口径调小，外圈口径调大，解决管末端污水或少 水现象，把大部分水量调整到冷却塔外围来，因进风口干空气和风速较大，使 淋水填料充分和水汽接触，进行热交换，发挥淋水填料料特性的优点，内圈水 量小，因湿热空气焓差大，这样能合理分配，使热交换的效率提高。 该喷溅装置性能达到运行所需压力范围广，强度高，不易堵塞，喷溅半径 达到 800mm 左右。水流溅散均匀，有利于水汽热交换。通过喷嘴不同的口径， 可调节水量，喷嘴和溅水碟组成整体结构，自然对中，施工、安装、检修皆方 便。 表 3.2-2 设备、材料明细表 序号名 称(规格型号)数量 1 冷却塔填料 11000 m3 2 冷却塔配水管道 DN160*4.74022 米 3 冷却塔配水管道 DN200*5.99796 米 4 冷却塔配水管道 DN250*7.31580 米 5 喷嘴(PP-型或高效喷嘴)10000 套 6 更换损坏的玻璃钢托架面积 100m2 7 更换损坏的 PVC 除水器面积 600m2 3.2.33.2.3改造预期效果改造预期效果 在设计冷却能力 75%的基础上，将冷却能力提升至 90.2%以上，降低出塔水 22 温不低于 2。若将冷却能力提升至 95%，出塔水温将降低 2.63，根据目前的 改造方案很难达到，但改造后的冷却塔可进一步测试。 通过电厂现场实测数据计算（针对 300MW 亚临界机组） ，冷却塔出水温度每 降低 1，可使机组年平均热耗降低 33 kJ/kWh，凝汽器真空年均提高 0.4kPa。 以改造后冷却塔出水温度降低 2为基准计算，节能性能见表 3.2-3： 表 3.2-3 冷却塔改造后计算汇总表 冷却塔 参数 1、2 号机冷却塔 计算冷却塔温降（） 13.19 改造前冷却塔温降（） 9.9 改造前冷却能力（%） 75 改造后冷却塔温降（） 11.9 改造前冷却能力（%） 90.2 改造后热耗降低值（kJ/kWh） 66 改造后发电煤耗降低值（g/kWh） 2.45 改造后供电煤耗降低值（g/kWh） 2.68 进行冷却塔强化换热节能改造，冷却塔冷却能力预期由原 75%提高到 90.2%，降低出塔水温不低于 2，机组年平均热耗可降低 66 kJ/kWh，降低机 组供电标煤耗 2.68 g/kWh。 3.33.3 空预器漏风综合治理空预器漏风综合治理 3.3.13.3.1空预器性能及运行状况空预器性能及运行状况 电厂锅炉空气预热器采用哈尔滨锅炉厂制造的 32.5-VI(Q)-SMR 型四分仓回 转式空气预热器，每台锅炉配一台空预器。 1）空预器主要技术参数 （1）传热元件 热端 0.5mm DU 型 碳钢 热端中间层 0.5mm DU 型 碳钢 冷端 1.0mmNF6 型 CORTEN 钢 （2）转子密封热端和冷端 23 径向密封片 = 2.5mm CORTEN 钢 转子中心筒密封片 = 6 mm CORTEN 钢 轴向密封片 = 2.5mmCORTEN 钢 旁路密封片 = 1.5mm CORTEN 钢 （3）转子传动装置 减速机： 正常输出轴转速为 0.97 转/分。 主电机： 型号:Y180M-4 B5 型 18.5KW,380V,35.9A ,1470 RPM 双轴伸。 备用电机：型号:Y180M-4 B5 型 18.5KW,380V,35.9A ,1470 RPM 双轴伸。 转子正常转动速度： 0.97 RPM；采用变频调速慢速挡转子转动速度： 0.23 转/分。 （4）吹灰器：脉冲式吹灰器。 （5）水清洗装置：多喷嘴固定