燃煤机组设计创新集成优化技术设计方案(华北电力设计院(与“技术”相关共66张)

燃煤机组设计创新集成优化技术 设计方案 关于薪酬设计方案通用技术作品设计方案停车场设计方案多媒体教室设计方案农贸市场设计方案 汇报华北电力设计院有限公司2016年1月4日内容国家发展改革委、国家能源局印发了《关于做好电力项目核准权限下放后规划建设有关工作的通知》（发改能源[2015]2236号）2015年10月8日……意味着常规火电项目审批权下放至地方后，导致各地抢跑、规划无序的局面会有所改善，火电项目的审批会越来越慎重。12015国家能源政策国务院常务会议，全面实施燃煤电厂超低排放和节能改造。2015年12月在2020年前，对燃煤机组全面实施超低排放节能改造，使所有现役电厂每千瓦时平均煤耗低于310克，新建电厂平均煤耗低于300克对落后产能和不符合相关强制性 标准 excel标准偏差excel标准偏差函数exl标准差函数国标检验抽样标准表免费下载红头文件格式标准下载 要求的坚决淘汰关停。东、中部地区要提前至2017年和2018年达标。我国电力已步入相对过剩期。虽然过剩程度尚待观察，但当此之时，正是推进电力行业结构调整的有利时机，应抓住这个机遇，淘汰落后产能，促进产业升级改造。内容2、燃煤电站建设思路无人值守一键启停全能值班高效节能清洁环保绿色可持续电站数字、信息化电站技术领先、世界一流先进管理技术循环经济高效清洁燃煤电站未来高效节能环保数字化燃煤发电项目采用最先进的科研成果，集成大容量、高参数、高效率等国际最先进的燃煤电站技术，和脱硫、脱硝、除尘等最先进的烟气协同治理技术，实现建设具有世界一流水平的大型高效和污染物超净排放数字化燃煤发电机组的目标，建成区域现代工业艺术品，同时打造最具影响力的国际一流发电企业。内容3、节能高效技术集成应用（1）先进的主机参数2016-2020优化的二次再热先进技术集成应用＞47.3（＜260g/kWh）310bar600℃620℃620℃2020-2025采用700℃计划＞50.0（246g/kWh）＞1375bar700℃720℃720℃目前在役≤43.5（～283g/kWh）262.5bar600℃600℃52515049484746454443净效率%2013-2015初期二次再热～46.4（～265g/kWh）310bar600℃610℃610℃在超超临界机组参数条件下，主蒸汽压力提高1Mpa，降低煤耗约；主蒸汽温度每提高10℃，降低煤耗约；再热蒸汽温度每提高10℃，降低煤耗约。泰州、莱芜等1近期目标电站玉环、北仑、北疆等3万州、安庆、罗源湾等优化的一次再热3、节能高效技术集成应用二次再热系统可以有效地降低机组的煤耗。目前全球约有30多台二次再热机组在运行，因此二次再热技术已经得到工业验证，系统本身是成熟可靠的。（2）二次再热技术3、节能高效技术集成应用从二次再热技术的发展情况来看，当材料工业发展迅猛、新材料研发有所突破的时候，一般优先采用提高机组蒸汽参数的 方法 快递客服问题件处理详细方法山木方法pdf计算方法pdf华与华方法下载八字理论方法下载 获得更高的热经济性，机组参数提高所得到的效率收益更大，性价比更高；当材料性能受到限制时，采用二次再热技术会得到更进一步的发展空间。在700℃技术未有较大突破之前，未来百万机组的二次再热仍会是火电机组的忍痛选择。（2）二次再热技术3、节能高效技术集成应用经过充分考虑材料及技术的可行性、可靠性，二次再热机组推荐的参数为：31MPa/600℃/620℃/620℃，比优化后的一次再热机组的煤耗降低约5～6g/kWh。（2）二次再热技术3、节能高效技术集成应用燃煤发电机组的主要热力过程为燃烧过程、传热传质过程、热功转化过程、机电转化过程、辅机耗电过程和排放过程。（3）机炉深度耦合综合提效技术3、节能高效技术集成应用我国燃煤火电技术已完成从亚临界到超/超超临界的升级，提高机组初参数来提高机组热效率已经达到了国际先进的水平，但是汽轮发电机组以蒸汽朗肯循环为基准发展起来的热力系统循环结构却一直没有变化。锅炉岛、汽机岛内的传热传质过程仍相互独立。（3）机炉深度耦合综合提效技术3、节能高效技术集成应用从热力学角度来看，这两个独立进行的热质传递过程均存在明显的“能级不匹配”现象。（3）机炉深度耦合综合提效技术3、节能高效技术集成应用通过对大型燃煤发电机组空预器换热过程和回热加热过程研究可以发现：风的传热温区在320℃～20℃左右；汽机侧水的传热温区在30℃～320℃左右。两侧的传热过程不仅温区相近，在换热特性上也具有较好的匹配关系。此外，通过对两个换热过程传热特性进行深入分析，还可以发现：（1）回热系统利用大量抽汽加热凝结水，但多级抽汽的过热度达50～130℃，直接冷凝放热传热损失较大。同时，回热抽汽（特别是高压蒸汽）做功能力较强，可在汽缸内膨胀做功，直接引入回热系统势必造成大量做功能力浪费。（2）空气预热器中烟气的比热容和流量均高于空气，随着换热的进行，两者之间的传热温差不断增大。空气预热过程热端温差仅为20～30℃，但随着换热的进行，空气与烟气之间的传热温差不断扩大，至空气预热器入口处，两者之间的换热温差已达100℃左右。同时，整个空气预热过程的平均温差也达50～70℃，换热损失明显较大。（3）机炉深度耦合综合提效技术3、节能高效技术集成应用因此有必要打破锅炉岛与汽机岛之间热质传递过程的流程壁垒，将炉侧与汽机侧的热、功过程进一步充分交叉融合，对机炉之间烟气、蒸汽、给水和空气等多工质的传热和做功过程按能量品位匹配原则进行充分集成优化，从有效利用锅炉烟气和回热抽汽可用能的角度，重构机组热力系统，实现了高参数机组进一步深度节能。（3）机炉深度耦合综合提效技术3、节能高效技术集成应用华北电力大学作为首席承担单位于2009年～2013年承担并圆满完成国家973计划项目“大型燃煤发电机组过程节能的基础研究”，于2013年9月组织专家验收，业内专家黄其励院士、岑可法院士、徐建中院士一致推荐燃煤机炉耦合系统为重大创新成果。（3）机炉深度耦合综合提效技术3、节能高效技术集成应用华北电力大学承担了国家973计划项目“大型燃煤发电机组过程节能的基础研究”，并提出了拥有自主知识产权的机炉耦合热集成系统：（3）机炉深度耦合综合提效技术3、节能高效技术集成应用新型机炉耦合热集成系统采用将空气预热器与旁路烟道并联布置，并在入口风道上增设抽汽式空气预热器的设计思路，该系统利用低品位抽汽替代部分高温烟气加热入炉空气，置换出部分高温烟气的同时，减少了空气加热过程的传热㶲损。同时，将置换出的烟气引入旁路烟道加热给水和凝结水，排挤部分高压回热抽汽，进而提高机组热功转换效率。（3）机炉深度耦合综合提效技术3、节能高效技术集成应用旁路烟道系统主要包括高温烟水换热器、低温烟水换热器、低温省煤器和相关给水管道与凝结水管道。（3）机炉深度耦合综合提效技术3、节能高效技术集成应用考虑到目前低低温除尘器技术的发展以及充分回收烟气余热，华北电力设计院与华北电力大学交流沟通后对机炉深度耦合技术进行了优化：（3）机炉深度耦合综合提效技术经计算，采用机炉耦合集成技术后，对于二次再热机组，采用该系统后，即使对于烟煤炉机组供电标煤耗也可降低约4～5g/kWh，机组发电效率提高约～1.2%，节能效果显著。3、节能高效技术集成应用（4）先进的回热技术——双机抽汽回热系统所谓双机抽汽回热技术，是指取消原主机超高压缸、高压缸向加热器的抽汽，改由抽汽背压式给水泵汽轮机提供。3、节能高效技术集成应用（4）先进的回热技术——双机抽汽回热系统采用双机抽汽回热技术具有以下几方面优势：1）取消了主机高压缸、中压缸抽汽，改善了通流，提高了汽缸内效率；2）给水泵汽轮机为背压式，其排汽进入回热系统，减少了排汽损失，小机效率高；3）各级抽汽过热度有明显下降，使得加热器的传热温差缩小，有效降低了高位能损失，减少系统的“(火用)”损失。4）一定程度降低高加、除氧器和低加的制造、运行成本。5）减少了再热蒸汽量，对二次再热机组在整个效率未降低的情况下大幅度降低主机造价。降低煤耗约1g/kWh，效率可提高约0.15%左右；同时降低二次再热机组投资。3、节能高效技术集成应用邻机加热启动技术，在锅炉不点火的情况下，通过邻机加热启动系统将锅炉给水加热至锅炉热态清洗要求的温度（190℃），以便缩短启动时间，改善锅炉的点火和稳燃条件，提高锅炉启动安全性，进而达到节油、节煤、节电的目的。（5）精细化设计——邻机加热技术邻机加热系统3、节能高效技术集成应用采用邻机加热系统，还有以下好处：·采用蒸汽加热启动技术，不仅将锅炉由原来的冷态启动转为热态启动，改善了锅炉的点火和稳燃条件，提高了锅炉的启动安全性。·由于提高了启动阶段的排烟温度，降低了空预器结露和堵灰的概率，提高了锅炉运行经济性和安全性。·对于配有SCR脱硝系统的锅炉，同样可杜绝其在启动阶段可能出现的低温结露、堵灰、催化剂中毒以及未燃尽烟灰的粘附甚至二次燃烧的威胁等等。（5）精细化设计——邻机加热技术3、节能高效技术集成应用所谓低背压技术，是指利用低温循环水冷却汽轮机排汽，营造凝汽器极低背压，从而达到增大汽轮机出力提高机组效率的目的。适度取用合适的冷却水温及循环倍率并优化背压，可使汽机热耗显著降低。采用低背压技术后，为机组实现三背压的运行方式创造了条件。背压一定的情况下，三背压 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比双背压方案机组热耗可降低15～25kJ/kWh。（6）精细化设计——低背压技术3、节能高效技术集成应用低背压的实现受两方面决定：冷源情况、汽轮机结构。冷源情况：设计背压主要与设计水温有关。例如丹麦Skaebaek电厂,年平均海水温度只有10℃,设计背压只有。设计背压与冷却水量也有很大关系。日本橘湾电厂1、2号机(1050MW)和碧南电厂4、5号机(1000MW),其冷却水量达44m3/s,冷却倍率在80倍以上,其设计背压为。我国电厂的循环倍率一般只有55倍，与冷却倍率为80倍的电厂相比,冷却水温升高出3℃,相应背压高。因此，对于冷却倍率取多少为合适,要作深入的分析。（6）精细化设计——低背压技术3、节能高效技术集成应用低背压的实现受两方面决定：冷源情况、汽轮机结构。汽轮机结构：目前在建的百万机组均为两个低压缸。而国内三大汽机厂已投运的末级叶片最长为1200mm，阻塞背压约，推荐的经济背压一般在4～5kPa。这意味着即使从冷端进一步优化，获得的收益也有限。必须改变汽轮机的结构降低背压才能获得更多的收益。（6）精细化设计——低背压技术3、节能高效技术集成应用目前，国内汽轮机均提出了两个技术方案：方案一：增加一个低压缸，实现三个低压缸。该方案阻塞背压可达，推荐背压3～！比两个低压缸至少可降低热耗60kJ/kWh以上，对应煤耗可降低2g/kWh以上。（6）精细化设计——低背压技术3、节能高效技术集成应用目前，国内汽轮机均提出了两个技术方案：方案二：开发1400mm以上末级叶片，仍采用两个低压缸。该方案阻塞背压也可以达到3kPa以下。但由于背压在以下时热耗收益很小，此方案推荐背压～4kPa.此方案比1200mm叶片可降低热耗40kJ/kWh左右，对应煤耗可降低约。目前东汽已研发出1400mm末级叶片，全转速钢制超长低压末叶）整级试制；已完成各项测试，2016年具备装机；哈汽已制定了1500mm的末级叶片研发立项，预计2016年底样品面世。上汽无开发长叶片的计划，推荐采用三个低压缸。（6）精细化设计——低背压技术3、节能高效技术集成应用汽轮发电机高位布置方案安全可靠、技术先进，对于我国火电厂的进一步节能减排、降低工程造价作用明显。随着机组初参数和容量的进一步提高，高温蒸汽管道投资所占比重进一步加大，汽轮发电机组高温布置方案的优势会更加显著，可为未来700℃超超临界机组的建设积累经验。（7）精细化设计——汽轮机高位布置内容4现役燃煤电厂提高效率的集成优化技术降低煤耗3～5、10～15g/kWh亚临界提高至超临界，换锅炉受热面，装前置机，8～10g/kWh；汽轮机的通流改造，8～10g/kWh；汽轮机轴封系统的改造，3～4g/kWh；结合环保排放改造，烟气余热深度利用，风机改造，1.2~7g/kWh；空气预热器减少漏风技术，～；增加变频（调速）调节手段，减少厂用电；优化背压每kPa；系统精细化改造；热电联产，应用热泵技术，以上。设置0号高加，低负荷时机组效率提高，降低煤耗1g//kW.h.序号电厂名称装机容量投产日期1国电北仑一期2×600MW2001/19942国电北仑二期3×600MW20003国电大同二期2×600MW20044国电龙山一期2×600MW20075大唐盘山二期2×600MW20036大唐托点二期2×600MW2004、0057大唐王滩电厂2×600MW20058大唐阳城二期2×600MW2007.89大唐大坝三期2×600MW2009…………部分亚临界机组清单在役机组能耗指标分析意见4现役燃煤电厂提高效率的集成优化技术亚临界提高至超临界换锅炉受热面；增加前置超临界参数的背压机，设置独立发电机，同时驱动锅炉给水泵；4、现役燃煤电厂提高效率的集成优化技术在原回热系统中增设一级临时高加，其抽汽来源于原1段抽汽上游。该高加只在低负荷时投用，额定负荷时抽汽管道阀门关闭。该高加可以在低负荷下发挥以下两个作用：1）提高机组给水温度，降低机组煤耗。经核算，在75%THA工况下，给水温度升高至额定温度时，煤耗可降低0.75g/kW·h;2）提高脱硝装置的进口烟气温度，保证机组在全负荷工况下的脱硝效率。优化回热系统——宽负荷高效回热4现役燃煤电厂提高效率的集成优化技术汽轮机的通流及轴封系统改造三缸通流整体改造（包括全部采用变截面扭曲叶片，汽封改进、进汽结构改进、抽汽插管结构改进，低压内缸改造等措施）；对高中压缸、低压缸汽封检修、调整轴封间隙；对高中压缸的部分汽封改造为新型可调式汽封（布莱登汽封）；对低压缸的部分汽封、轴封进行改造，采用新型蜂窝汽封；4现役燃煤电厂提高效率的集成优化技术锅炉烟气余热利用冷源回收技术的扩展应用；集成烟尘控制的一体化技术；高度节水；我国电力已步入相对过剩期。为了回收低压缸末级排汽的热量，系统凝汽器冷却水采用热网回水和常规循环水两路冷源。面对日益严格的节能减排形势，根据大唐集团要求，拟对托电亚临界机组进行实施节能提效增容改造，以期实现600MW亚临界机组升级改造示范作用，进一步在集团内部推广改造技术。旁路烟道系统主要包括高温烟水换热器、低温烟水换热器、低温省煤器和相关给水管道与凝结水管道。（6）精细化设计——低背压技术虽然过剩程度尚待观察，但当此之时，正是推进电力行业结构调整的有利时机，应抓住这个机遇，淘汰落后产能，促进产业升级改造。2015年5月25日，能源局委托中咨公司对《厂址及建厂条件》进行了评审并出具评审意见。（6）精细化设计——低背压技术如：打破常规岛的概念，热力系统的深度耦合，新型环保设施应用以及数字化、智能化运行管理理念等。热电联产，应用热泵技术大容量燃煤机组供热技术集成应用2、中兴电力蓬莱2×1000MW高效清洁燃煤电站（能源局示范项目）例如丹麦Skaebaek电厂,年平均海水温度只有10℃,设计背压只有。3、节能高效技术集成应用在超超临界机组参数条件下，主蒸汽压力提高1Mpa，降低煤耗约；同时降低二次再热机组投资。低背压的实现受两方面决定：冷源情况、汽轮机结构。4现役燃煤电厂提高效率的集成优化技术空气预热器减少漏风技术采用全模式多道密封新技术，柔性密封技术；新型的漏风控制系统，可将空气预热器漏风率控制在5%以下；降低厂用电率；4现役燃煤电厂提高效率的集成优化技术增加变频（调速）调节手段分析电厂泵与风机的配置，高压电机比选采用变频技术；降低厂用电率；低负荷下降低供电煤耗；4现役燃煤电厂提高效率的集成优化技术热电联产，应用热泵技术采用热泵技术：用机组抽汽为汽源驱动热泵，回收凝汽器的循环水回水热量，或低压缸排汽乏汽热量，增加机组的对外供热能力，提高机组综合热经济性。湿冷热泵系统空冷热泵系统4现役燃煤电厂提高效率的集成优化技术回热及广义回热系统海水淡化褐煤干燥内容5大容量燃煤机组供热技术集成应用1、国内供热机组现状目前国内常规的供热方案都是以中压缸排汽管或在中低压联通管上开孔引出蒸汽用于采用供热，机组容量已由原先的300MW亚临界为主，过渡到以350MW超临界为主。5大容量燃煤机组供热技术集成应用1、国内供热机组现状近年来，供热机组容量也扩展到660MW及以上的超（超）临界机组，先以上海汽机厂为例，常规供热方案中不同机型的供热能力及业绩情况：项目单位300MW等级系列超临界600MW机组超超临界600MW机组超超临界1000MW机组机组型号C350-24.2/0.4/566/566C350-24.2/1.0/566/566C600-24.2/1.0/566/566C670-28/0.5/600/620C1000-28/0.5/600/620最大抽汽能力t/h~500~5507007001200抽汽压力MPa0.4~0.6、1.21.00.50.5应用工程项目亚临界、超临界、湿冷、空冷多个项目合肥热电厂烟台八角北疆二期5大容量燃煤机组供热技术集成应用1、国内供热机组现状以东方汽机厂为例，目前600MW及以上供热机组业绩有：电厂功率参数冷却排汽汽缸抽汽调节方式胜利660MW超临界湿冷四排汽高中压分缸0.4Mpa/600～900t/h蝶阀调节平朔660MW超临界空冷两排汽高中压分缸0.4MPa/预留550t/h蝶阀调节焦作660MW超超临界湿冷四排汽高中压分缸1MPa/150～300t/h旋转隔板调节0.35MPa/150～300t/h蝶阀调节鹤壁四期660MW超超临界湿冷四排汽高中压分缸0.35MPa/400～600t/h蝶阀调节十里泉660MW超超临界湿冷四排汽高中压分缸0.5MPa/400～600t/h蝶阀调节周口隆达660MW超超临界湿冷四排汽高中压分缸0.4MPa/400～600t/h蝶阀调节蔚县660MW超超临界空冷两排汽高中压分缸0.35MPa/300～550t/h蝶阀调节鸿山二期1000MW超超临界湿冷四排汽高中压分缸1.0MPa/预留600～900t/h蝶阀调节5大容量燃煤机组供热技术集成应用1、国内供热机组现状根据国家相关文件的要求，目前我国燃煤供热机组仍以300MW等级机组供热。如热源点已有多台300MW供热机组，且仍有大量热负荷待供，可以考虑采用更大容量供热机组，如采用600MW等级以上的供热机组。但600MW等级以上的供热机组目前存在以下问题：（1）采暖期热效率高，而非采暖期发电煤耗没有竞争力。近年来，国家对新建的热电厂的节能评估中也要求考核非采暖期的热耗。（2）供热期内由于以热定电，因此电网对大容量供热机组的调度受限，也是电网不支持大容量机组供热的原因。跟300MW供热机组相比，热电比比较低，在以热定电的前提下，采用600MW及以上大容量的供热机组就受到了限制。5大容量燃煤机组供热技术集成应用2、大容量供热机组解决方案增大供热能力：研究采用新的大容量超超临界供热机组采暖期的热电比不低于350MW供热机组，单台机组的采暖抽汽量可达1100t/h，各项指标达到国内国际先进水平。目前东汽、北重阿尔斯通已有开发此机型的意向。5大容量燃煤机组供热技术集成应用2、大容量供热机组解决方案增大供热能力：双背压双转子互换方案冬天采用专用的供热转子，排汽参数较高，热网循环水在凝汽器中加热后再通过本机抽汽进行二次加热，满足热用户要求，实现热能充分利用，减少冷端损失。夏天恢复原纯凝转子，满足纯凝工况的需要。目前已有改造项目实施，如华电青岛电厂和石家庄裕华电厂。5大容量燃煤机组供热技术集成应用2、大容量供热机组解决方案增大供热能力：吸收式换热的热电联产集中供热技术5大容量燃煤机组供热技术集成应用2、大容量供热机组解决方案增大供热能力：热网循环水直接冷却凝汽器高背压供热技术为了回收低压缸末级排汽的热量，系统凝汽器冷却水采用热网回水和常规循环水两路冷源。冬季采用热网回水冷却系统，夏季仍采用原循环水冷却系统。5大容量燃煤机组供热技术集成应用2、大容量供热机组解决方案提高机组调峰能力：大容量热水蓄热的技术在国外，现代供热系统普遍应用蓄热器来平衡热电厂的生产与供热系统的供需，如在芬兰，瑞典，丹麦，韩国，日本等地得到了广泛的应用。5大容量燃煤机组供热技术集成应用2、大容量供热机组解决方案提高机组调峰能力：大容量热水蓄热的技术热水蓄热器系统可以在热源输出热量大于用户需求热量时将多余的热量存储起来，在用户需求热量大于热源输出热量时将存储在蓄热器内的热量释放出来，起到“削峰填谷”、调节供热中的热量平衡、减少能量浪费的作用。5大容量燃煤机组供热技术集成应用3.大容量热水蓄热的技术特点加强热电厂的经济运行，稳定热电厂运行。蓄热器是热网安全运行的保障。蓄热器是供热系统的备用热源。蓄热器是突发事故时热网的紧急补水系统。蓄热技术对于实现机组调峰方面具有很大意义。内容6工程实例1、中兴电力蓬莱2×1000MW高效清洁燃煤电站（能源局示范项目）项目背景：为贯彻中央财经领导小组第六次会议和国家能源委员会第一次会议精神，落实《国务院办公厅关于印发能源发展战略行动计划(2014-2020年)的通知》(国办发[2014]31号)要求，加快推动能源生产和消费革命，进一步提升煤电高效清洁发展水平，通过引进与自主开发相结合，掌握全球最先进的除尘、脱硫、脱硝和节能、节水、节地等技术，有必要开展节能减排先进技术集成应用示范项目的建设。中兴电力股份有限公司机炉深度耦合高效超低排放数字化燃煤电厂示范项目拟采用最先进的科研成果，集成大容量、高参数、高效率等国际最先进的燃煤电站技术，和脱硫、脱硝、除尘等最先进的烟气协同治理技术，实现建设具有世界一流水平的大型高效和污染物超低排放燃煤机组的目标6工程实例2、中兴电力蓬莱2×1000MW高效清洁燃煤电站（能源局示范项目）项目进展：2015年6月28日，中兴电力股份有限公司参加了国家能源局在上海外高桥电厂组织的华东片区节能减排座谈会，并向国家递交了建设国家级节能减排示范电站的意愿；2014年7月14日完成初可研 报告 软件系统测试报告下载sgs报告如何下载关于路面塌陷情况报告535n,sgs报告怎么下载竣工报告下载 ,并将报告递交电规总院送审。2014年8月1日，《中兴电力股份有限公司机炉深度耦合高效超低排放数字化燃煤电厂示范项目设计方案》上报能源局；2014年12月16日，山东省发改委向国家能源局提交了《关于申请开展中兴电力蓬莱2×100万千瓦高效超净燃煤电厂示范工程项目前期工作的请示》；2015年1月25日，能源局委托电力规划设计总院对《示范项目设计方案》进行了评审并出具评审意见。2015年5月25日，能源局委托中咨公司对《厂址及建厂条件》进行了评审并出具评审意见。2015年7月15日，能源局委托中咨公司对《厂址及建厂条件》进行了评审并出具评审意见。6工程实例2、中兴电力蓬莱2×1000MW高效清洁燃煤电站（能源局示范项目）项目采用的技术方案：二次再热技术（31MPa/600/620/620)；低背压技术(3.0kPa)；双机抽汽回热技术；邻机加热技术；近零排放技术(脱硫、脱硝、除尘）；数字化电厂（总线、APS、数字化移交等）；…。6工程实例2、中兴电力蓬莱2×1000MW高效清洁燃煤电站（能源局示范项目）项目设计指标：项目泰州二期外高桥三期示范电站设计值设计值实际值设计值主机参数31MPa(a)/600℃/610℃/610℃27MPa(a)/600℃/600℃31MPa(a)/600℃/620℃/620℃回热系统增加回热级数10级回热增加外置冷却器8级回热无外置冷却器8级回热+1级0号高加采用双机抽汽回热系统烟气余热利用常规型无后增设常规型机炉深度耦合广义回热未采用无局部改造采用辅机优化对辅机裕量优化对辅机裕量未优化对辅机裕量优化厂用电率3.91%3.91%(性测值)≯3.5%发电煤耗256.2274≯251供电煤耗267g/kWh287g/kWh276g/kWh(2014年)≯260g/kWh脱硫效率97.3%(改造后)≥98.5%SO2排放≯35mg/Nm3≯50mg/Nm3≯20mg/Nm3脱硝效率≮80%≮85%NOx排放≯50mg/Nm3≯50mg/Nm3≯30mg/Nm3综合除尘效率≮99.9%≮99.99%烟尘排放浓度≯5mg/Nm3＜15mg/Nm3(改造后)≯4.5mg/Nm36工程实例2、大唐托克托电厂二期节能提效增容改造项目背景：根据2013年统计数据，五大发电集团的平均供电煤耗为，其中大唐集团的平均供电煤耗约，高出平均值2g/kWh。面对日益严格的节能减排形势，根据大唐集团要求，拟对托电亚临界机组进行实施节能提效增容改造，以期实现600MW亚临界机组升级改造示范作用，进一步在集团内部推广改造技术。根据托电的各机组的实际运行情况及整体安排，拟首先对二期的3、4号机组在大修期间进行改造。6工程实例2、大唐托克托电厂二期节能提效增容改造项目进展：2014年5月、6月，我院技术人员两次在大唐科学研究院进行节能减排技术交流，针对大唐600MW亚临界机组的节能减排措施进行了介绍。会议确定以托电4号机组为落地项目，对节能减排的技术方案进行研究。2014年8月～10月，我院针对托电4号机组方案研究向大唐集团进行了3次汇报。2014年10月16日，托克托电厂正式委托我院对3、4号机组进行综合节能改造开展可行性研究。2015年3月，完成可行性研究报告。大唐集团邀请国内著名相关专家对可研报告进行了评审，并提出评审意见。6工程实例2、大唐托克托电厂二期节能提效增容改造项目采用的技术方案：进一步提高原有机组过热蒸汽及再热蒸汽温度（541℃提高到571℃）；考虑提高蒸汽温度的因素，对汽轮机通流增容进行改造（600MW增容到620MW）；考虑提高蒸汽温度的因素，对锅炉受热面进行改造；锅炉尾部烟气余热利用改造（烟气深度余热利用，两级，加热冷风和凝结水）；汽轮机三段抽汽过热度综合利用改造（广义回热）；背压优化（对冷却塔喷淋层进行改造）；….6工程实例2、大唐托克托电厂二期节能提效增容改造项目改造效果：序号项目单位改造前测试指标改造后指标1机组出力：TRL/TMCRMW600.004/644.986620.027/650.7372锅炉效率%92.59%(THA)93.43%(THA)3汽机热耗kJ/kWh81817731(THA)4汽机效率%4446.575管道效率%99996机组效率%40.3443.077发电煤耗(THA)g/kWh304.94285.578厂用电率%4.5(取值)4.6(取值)9供电煤耗g/kWh319.3299.3经过改造后，供电煤耗降为，比改造前性能测试指标低约20g/kWh。6工程实例3、华能漳州古雷热电项目项目简介：古雷半岛地处我国东南沿海的中部，处在厦门、汕头两个经济特区的中间，与台湾隔海相望。根据《福建漳州古雷区域发展建设规划修编(2010-2020)》报告，区域规划以进口原油或油田轻烃为原料，建设以炼油、乙烯、芳烃为龙头的炼化一体化工程的、以台湾石化产业区为主导的海西临港重化产业基地，是福建省承接台湾石化产业转移，实现福建省石化产业跨跃式发展，加快构建海峡西岸先进制造业基地的重要支撑。6工程实例3、华能漳州古雷热电项目项目机组配置方案：根据《漳州古雷石化基地发展规划修编》(报批稿)，规划热负荷如下：近期热负荷2012～2015年压力(MPa)9.84.01.60.5流量(t/h)18088071333708远期热负荷2016～2020年压力(MPa)9.84.01.60.5流量(t/h)18839761305582合计流量(t/h)3691178326381290由于该项目热用户对用汽参数的要求不一致，种类较多，经过多方案论证后，最终确定：采用6×660MW超超临界抽凝机(配6台超超临界约2000t/h，一次再热的锅炉)+6×50MW抽背机(配6台480t/h高压锅炉)+9×480t/h高压锅炉。其中近期：3×660MW超超临界抽凝机(配3台超超临界约2000t/h，一次再热的锅炉）+3×50MW抽背机(配3台480t/h高压锅炉)+5×480t/h高压锅炉。远期：3×660MW超超临界抽凝机(配3台超超临界约2000t/h，一次再热的锅炉）+3×50MW抽背机(配3台480t/h高压锅炉)+4×480t/h高压锅炉。内容7结论1、我国的能源结构决定了煤电在我国电力供应中的主导地位仍将维持较长时期，煤电传统发展方式面临的节能减排形势日益严峻。发电行业应在节约资源、保护环境、应对气候变化、建设美丽中国的艰巨任务中主动承担责任，有所作为。2、未来几年，火电机组会一直面临结构调整的局面。全面淘汰落后产能，积极发展热电联产及大型节能环保型机组，促进煤电的高效清洁发展将是未来一段时间火电建设的主题。3、燃煤机组的建设将越来越重视技术创新、集成应用。如：打破常规岛的概念，热力系统的深度耦合，新型环保设施应用以及数字化、智能化运行管理理念等。4、应对火电机组结构调整，未来燃煤机组建设及现役机组改造在节能提效新技术应用方面不仅仅考虑传统的技术经济评价体系，而且还应兼顾国家的能源战略主导政策。谢谢