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1、目标考核 监督实施 组织协调 责权到位 太仓发电公司 研究院技术中心 2013年10月 太仓630MW超临界 机组综合升级改造汇报 目录 一 、概述 二、机组提效增容升级改造方案 三、改造方案安全可靠性分析 四、改造方案经济性分析 五、改造方案政策风险分析 六、补充说明 一、概述概况 原设计值实测值 热耗现状 热耗平均值(kJ/kWh)75458041.58 (修前 ) 7823.49(修后 ) 出力现状 铭牌功率=TRL功率（MW）600600600 TRL流量（t/h） 1820/ KTRL=BMCR蒸发量/TRL流量 1.05 改造后的机组铭牌功率增加：N= N无煤耗+ N锅炉蒸发量提升
2、+ N夏季背压优化 根据绿色发电计划，对机组热耗和出力现状进行调研，以300MW机 组通流改造业绩和600MW改造热耗保证值分析确定改后热耗目标为 7545kJ/kWh。由改后机组无煤耗铭牌功率增加、锅炉BMCR蒸发量增加和 优化夏季背压带来的铭牌功率增加确定改造后的铭牌功率，提出太仓公 司通流改造原则性初步方案（在初步方案的基础上，通过对冷端背压， 锅炉BMCR蒸发量的进行优选，提高机组安全性和经济性，为江苏省实施 新的铭牌功率政策后的铭牌功率提升做好准备。） 项目太仓宁海陈家港 BMCR蒸发量(t/h ) 194421082044 2154BRL:1944BMCR:2037 夏季背压(kP
3、a)1011.810.51111.8 设计背压(kPa)4.4/5.44.94.9 铭牌功率(MW)630660660660660VWO:717 铭牌功率根据给定夏季背压确定 一、概述铭牌功率核定 KTRL=BMCR蒸发量/TMCR流量=1.05 重要说明 江苏省铭牌功率申请严格按照江苏省经信委2010（651）号文件执行，锅 炉最大蒸发量计算时必须执行冷端背压11.8KPa，KTRL1.05。 太仓公司机组实际增容至630MW无需进行铭牌申请，可按太仓实际背压进 行主机设计及相应的辅机适应性选型与校核。 冷端条件分析 项目设计值综合增容升级改造后 铭牌功率(MW) 600630660 冷端
4、优化 凝汽器冷却面积(m2) 340003400034000 循环水量(m3/h)720007200072000 布置型式双背压双背压双背压 夏季/设计背压(kPa) 11.8/4.911.8/4.911.8/4.9 THA工况热耗(kJ/kWh) 7923.475457545 凝汽器裕量（TMCR） 27%22%14% BMCR蒸发量(t/h ) 191319442108 一、概述边界条件 说明：太仓公司凝汽器在增容至66万后仍有14%的余量，满足机组增容要求。因江苏省 严格要求铭牌功率的背压为11.8KPa，冷端条件受限于政策要求，进行优化的必要性不大 。 其他影响条件分析 项目改造前综合
5、增容升级改造后 铭牌功率(MW)600630660 夏季/设计背压(kPa)11.8/4.910/4.911.8/4.9 THA工况热耗(kJ/kWh)754575457878.2 BMCR蒸发量(t/h ) 191319442108 容积热负荷(kW/m3)88.0989.4796.88 燃烧区壁面热负荷(kW/m2)166016861826 炉膛断面热负荷(kW/m2)453646074989 主蒸汽管道压损(%)4.352.914.50 再热蒸汽系统压损(%)109.39.7 一、概述边界条件 说明：太仓公司锅炉在增容至铭牌功率660MW后，容积热负荷将达到96.88.而根据上 海锅炉厂
6、设计针对燃烧神华煤锅炉的经验，容积热负荷大于90时，断面热负荷不大于 4800，在任何情况下燃烧强结渣煤种，燃烧区域热负荷不大于1800。 项目方案一(630MW)方案二(660MW) BMCR蒸发量(t/h ) 19442108 夏季背压(kPa)10(凝汽器22%裕度)11.8(凝汽器14%裕度) 设计背压(kPa)4.94.9 高/中/低压缸效率(%)88/93/9088/93/90 THA工况热耗(kJ/kWh)75457545 煤耗降低(g/kWh)10.310.3 改造 范围 通流部分 高、中、低压缸全改，采用新型弯扭高效叶片，高压由 1+11级增加为1+12级，中压由8级增加为9
7、级。 汽轴封 采用镶片式汽封，平衡活塞采用布莱登汽封，轴封采用 蜂窝或接触式汽封。 冷却蒸汽 末级叶片 采取100%THA工况1/3权重和75%THA工况2/3权重对 末级叶片进行选型，确定采用1050mm末级叶片。 汽轮机本体通流改造： 二、太电机组提效增容升级改造方案通流改造 KTRL=BMCR蒸发量/TMCR流量=1.05 汽轮机辅助系统配套改造 系统名称方案一（630MW）方案二（660MW） 凝结水系统不改造不改造 给水系统不改造给水泵组提效改造 主再热蒸汽系统旁路系统优化改造旁路系统优化改造 高低加更换#1高压加热器更换#1、2、3高压加热器 ，#5、#6低压加热器 闭冷水系统不改
8、造提效改造 真空及循环水系统循环水泵提升可靠性改造循环水泵提升可靠性改造 二、太电机组提效增容升级改造方案配套改造 锅炉配套改造 系统名称方案一（630MW）方案二（660MW） 锅炉本体对省煤器进行分级布 置改造以满足全负荷 脱硝，将一部分省煤 器布置在脱硝装置后 方，空预器之前 末级冷段3、7、9、10号管更换； 分隔屏过热器中的SA213-T12管材及 后屏4、8、9号管更换 低温再热器4、7号管更换 增加1940平方米省煤器受热面 主、再热各增加1只安全阀 制粉系统不改造磨煤机增容（换型/增设动态分离器） 风烟系统引增合一 一次风机更换轴承箱 引增合一 送风机更换叶轮改造 一次风机整体
9、换型 汽水系统不改造不改造 除灰渣系统不改造不改造 二、太电机组提效增容升级改造方案配套改造 电气配套改造 系统名称方案一（630MW）方案二（660MW） 发电机本 体 额定氢压调整(由0.4MPa调整 为0.5MPa) 更换软连接线 更换测温出线板 氢冷器扩容（4020扩4600kW ） 额定氢压调整（由0.4MPa调整 为0.5MPa) 更换软连接线 更换测温出线板 氢冷器扩容（4020扩4600kW ） 定子线棒更换，嵌线改进及上 下层连接线改进 定冷水系 统 外部管路管道弯头更换外部管路管道弯头更换 励磁系统 励磁变压器增容至6900kVA， 变比为20kV/0.95kV 励磁变压器
10、增容至7200kVA， 变比为20kV/0.95kV 更换交直流励磁母线 主变系统冷却器系统改造，增容至 750MVA，更换冷却器及油泵 冷却器系统改造，增容至 780MVA 二、太电机组提效增容升级改造方案配套改造 投资规模（万元） 630MW （10kPa）660MW（11.8kPa） 汽轮机通流改造 1200012000 给水泵、小汽轮机提效改造 18500 高、低压加热器改造 2501150 循环水泵改造160160 闭式水系统改造 088 旁路系统104104 锅炉本体改造（受热面换管、空预器、 主再热蒸汽安全阀增加、制粉系统）2300 9200（未考虑解决容积热负荷 问题投资） 送
11、风机改造 0200 一次风机改造 200910 引风机改造 16501650 发变组：发电机更换定子绕组；提高发 动机氢压；定冷水增容；励磁系统增容16003720 主变、厂变、启备变及其他配套部分6933829 其他费用 24002400 总投资25495 （8498 RMB/kW）40031 （6671RMB/kW） 二、太电机组提效增容升级改造方案费用预估 系统名称方案一（630MW）方案二（660MW） 汽轮机本 体部分 无影响安全可靠性因素无影响安全可靠性因素 汽轮机辅 助配套改 造部分 改造范围较小，无影响安全可 靠性因素 三台高压加热器的更换中存在 较大的风险，但可以通过现场 高
12、风险作业风险管控手段解决 发电机本 体部分 改造范围较小，无影响安全可 靠性因素 改造范围较小，无影响安全可 靠性因素 电气配套 改造部分 改造范围较小，无影响安全可 靠性因素 改造范围较小，无影响安全可 靠性因素 三、改造方案安全可靠性分析 系统名称方案一（630MW）方案二（660MW） 锅炉本体 改造部分 经校核风险受控锅炉炉膛热负荷相对较高：锅炉最大 蒸发量（BMCR 工况下）时qv 为 96.88kW/m3，qF 为1.826 Mw/m2， qb 为4.989MW/m2，已进入燃烧 神华 煤锅炉的严格不推荐范围，存在严重 的结渣风险且无有效的控制手段。 锅炉辅助 配套改造 部分 改造
13、范围较小，无 影响安全可靠性因 素 制粉系统改动较大，燃烧校核煤种时 将存在无备用磨的风险 三、改造方案安全可靠性分析 说明：从安全可靠性上分析，增容至660MW方案中，炉膛容积热负荷与燃烧区断面热 负荷的组合已进入燃烧神华煤锅炉的严格不推荐范围，实施后存在不可控的风险。因此 ，实际增容到630MW的安全可靠性要明显优于增容至660MW方案。 四、改造方案经济性分析安全（增容）方面 投资规模（万元） 630MW （10kPa）660MW（11.8kPa） 给水泵、小汽轮机提效改造 18500 高、低压加热器改造 2501150 锅炉本体改造（受热面换管、空预器、主 再热蒸汽安全阀增加、制粉系统
14、） 2300 9200（未考虑解决容积热负荷 问题投资） 一次风机改造 200910 发变组：发电机更换定子绕组；提高发动 机氢压；定冷水增容；励磁系统增容1600 3720 主变、厂变、启备变及其他配套部分6933829 其他费用 24002400 总投入7461(2487RMB/kW)21709(3618.2RMB/kW) 总产出实际增容30MW实际增容60MW 说明：从安全配套方面的经济性分析，实际增容到630MW的经济性要优于增容至 660MW方案。 四、改造方案经济性分析环保投资方面 投资规模（万元） 630MW （10kPa）660MW（11.8kPa） 电除尘改造47004700
15、 引风机改造16501650 总投入6350 6350 总产出 粉尘、二氧化硫、氮氧化物排放达到 特别排放标准 粉尘、二氧化硫、氮氧化物排 放达到特别排放标准 说明：从环保投资经济性分析，实际增容到630MW与增容至660MW方案基本一致。 四、改造方案经济性分析节能投资方面 投资规模（万元） 630MW （10kPa）660MW（11.8kPa） 汽轮机通流改造 1200012000 循环水泵改造160160 闭式水系统改造 088 总投资1216012248 总产出发电煤耗降低10.3g/kwh 发电煤耗降低10.3g/kwh 说明：从节能经济性分析，在未考虑管道系统阻力的情况下，实际增容
16、到630MW与增 容至660MW方案基本一致。考虑因改造中需保证尽量不改动过热器、再热器等受热，将 锅炉由600MW 扩容至660MW 容量，受热面质量流速将提高，介质流通阻力将有较大幅 度上升；BMCR 工况下再热系统将有0.5%的喷水量；管道系统阻力增加导致系统效率降 低，660MW方案经济性略差。 系统名称方案一（630MW）方案二（660MW） 污染物总 量排放方 面 机组实际增容至 630MW,无需进行提升 铭牌申请，不需要进行 环保容量核算。 机组增容至660MW,需要对增加锅炉 蒸发量提升燃料量导致的污染物排放 指标进行核算与申请，存在较大的政 策风险。 铭牌功率 申请方面 无需进行铭牌申请，无 风险。 需要进行铭牌申请。根据与江苏省经 信委、铭牌功率核定试验单位江苏方 天电力公司及江苏省电行协沟通，江 苏省目前对机组增容不支持，审核时 边界条件审核较为严格，难度较大， 风险较高。 五、改造方案政策风险分析 说明：从政策层面分析，实际增容到630MW无需进行铭牌申请及污染物排放总量申请，基
