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1、113 燃煤电厂改造成联合循环的可行性分析燃煤电厂改造成联合循环的可行性分析 内容摘要内容摘要 燃煤电厂，特别是小型的燃煤电厂，效率低、煤耗大、能源浪费，并产生大 量的 SO2污染环境。大量的 CO2产生温室效应，使地球逐年变暖，这是危及人 类生存、令人类担忧的问题。本文建议，将燃煤电厂改造成联合循环，是解 决这个问题的最有效措施之一。提出了改造配置方案例，改造后的性能以及 大约的投资费用。最后用技术-经济分析的方法确定改造方案的可行性和效 益。 关关 键键 词词 燃煤电厂联合循环改造 1 1 燃煤电厂经济性现状和原因分析燃煤电厂经济性现状和原因分析 1998 年，全国的电站装机总容量为 2.
2、773 亿千瓦，其中火电机 2.1 亿千瓦， 占总装机的 75.5%；水电 6507 万千瓦，占 23.5%；核电 210 万千瓦，占 0.8%。至 1999 年，全国的电站装机总容量增加为 2.94 亿千瓦，年增长 6.1%。 火电 300MW 及以上的燃煤机组（亚临界机）总共 6924 万千瓦，占火电总装机 的 33.0%。300MW 以下（不含 300MW）的燃煤机组总共 14493 万千瓦，占火电总装 机的 67.0%：其中高压 100MW 机 140 台，1400 万千瓦，占 6.67%；超高压 125MW 机 134 台， 1675 万千瓦， 占 7.98%； 超高压 200MW
3、机 179 台， 3580 万千瓦， 占 17.05%； 苏制超高压鲍曼级 210MW 机 17 台，357 万千瓦，占 1.7%。 100MW 以下（不含 100MW）的高压、中压、低压参数机组，共 7060 万千瓦， 占 33.6%。 300MW 以下（不含 300MW）的燃煤机组，一般设计于 50 年代末至 70 年代初， 但采用的都是前苏联四十年代的汽轮机设计技术。经济性低、煤耗大，相应的 SO2 和 CO2的排放量也大，对环境产生较大污染。统计的供电效率和煤耗见表 1-1，电 站烟气排放见表 1-2。 表 1-1 火电机和燃气轮机电站效率比较 简单循环联合循环 汽轮机电站燃机电站燃气
4、-蒸汽电站 类型中压高压超高压亚临界超临界1200-1300双压/三压 114 供电效率%21-2329-3134-3537-3839-4132-4248-58 折合的供 电标煤耗 克/度 585-534424-396361-351332-323315-300384-293256-212 发电效率%29-3037-3841-4245-4647-49 表 1-2 火电机和燃气轮机电站烟气排放比较 电站汽机电站（有脱硫）联合循环电站 NOX 7010 -6 1010 -6 SO2去除率%9099 粉尘mg/Mj129极少 由表 1-1、表 1-2 可见，占火电总装机 33.6%的 100MW 以下
5、的燃煤机组，不但 设计技术落后，而且采用的是低参数（初温、初压低）的循环，因此经济性差， 煤耗高、污染严重。 火电机组经济性差最根本的问题还在于循环本身，这可以从卡诺循环看出。卡 诺循环是一个理想的热力循环，永远也无法达到的，它在热机方面的贡献在于： 指出了如何提高热机效率的方向。汽轮机的发展就是这样的：为了提高平均吸热 温度，采用多级回热、再热、高温/高压等措施，研制了超高压机、亚临界、超临 界、超超临界机；为了降低平均放热温度，采用低的凝汽压力，大循环水倍率等。 卡诺循环见图 1-1。 1 23 4 等温吸热 等温放热 等熵压缩 等熵膨胀 S T 图 1-1理想卡诺循环 理想卡诺循环效率见
6、表 1-3。 表 1-3理想卡诺循环效率 热机类型汽轮机循环燃气轮机循环联合循环 最高吸热温度53513001300 平均吸热温度400750750 最高放热温度3560035 115 平均放热温度2531025 热机极限效率%564371 实际效率水平%35-4128-3860 理想卡诺循环由无损失的等熵压缩、等温吸热、等熵膨胀和等温放热构成， 实际是无法达到的。热机按平均吸热温度和平均放热温度可以估算出循环的极限 效率，从而判定热机改进的潜力还有多大。 由表 1-3 可见，汽轮机循环效率低的根本问题是平均吸热温度低，而燃气轮 机效率不高的根本问题是平均放热温度太高。 燃气-蒸汽联合循环正是
7、一种有高平 均吸热温度和低平均放热温度的循环，所以有最高的循环效率。 2 2 燃煤电厂改造成联合循环的可行性燃煤电厂改造成联合循环的可行性 燃气轮机循环如图 2-1，燃煤电站循环如图 2-2。 燃烧室 发电机压气机涡轮 图 2-1燃气轮机电站循环 燃 煤 锅 炉 发电机 给水泵 汽轮机 凝汽器 图 2-2燃煤电站循环 空气经滤清器进入压气机压缩成高压空气（大约 10-30ata） ，被引入燃烧室 喷油（或气体燃料）燃烧，并混合成 1200-1400的高温燃气，高温燃气在涡轮 机内膨胀作功（热能转变为机械能） ，作功后的燃气排向大气（大约 550-600） ， 形成开式循环。典型燃气轮机的性能见
8、表 2-1。 116 表 2-1典型燃气轮机性能 制造商/机型燃机功率MW效率%排气温度 GE/9FA25636.8609 GE/9E12334538 西门子/V94.3A25538.5577 ABB/GT2626538.5640(两次燃烧) 三菱/701G33439.5587 燃气轮机电站有很快的启动性能,优良的调峰和两班制运行能力,见表 2-2。 表 2-2启动时间比较（分） 启动方式汽机电站燃机电站联合循环电站 冷态360-48020120-180 温态1801060-90 热态90218-30 联合循环的焓熵图和系统简图见图 2-2、图 2-3。 燃气轮机循环 (顶循环）1.1 汽轮机
9、循环 (底循环）1.2 2.2 2.1 联合循环效率= 面积1.1+面积1.2 (1.1+1.2)+(2.1+2.2) 图 2-2联合循环焓熵图 117 压气机 燃烧室 涡轮发电机 余热锅炉 汽轮机 发电机 凝汽器 给水泵 燃 煤 锅 炉 图 2-3燃煤电站改造成联合循环电站的系统简图 图 2-2 上部是燃气轮机循环，称为顶循环，下部是汽轮机循环，称为底循环。 顶循环的排气温度高于底循环的进汽温度，用顶循环的排气在余热锅炉里加热底 循环的给水，产生蒸汽在汽轮机里作功。这部分功相当于无煤耗功，是利用燃气 轮机废气产生的，功率大约等于燃气轮机功率的一半。因此，联合循环效率比燃 气轮机效率高约 1.
10、5 倍。 图 2-3 是联合循环系统简图。如果用汽轮机电厂改造，除增加一台燃气轮机 发电机组（大约为汽轮机功率的两倍）外，还要将原锅炉、储煤、输煤、制粉等 系统拆除，新加一台余热锅炉，系统也要相应改造。一般燃气轮机发电机组是整 体车厢式露天安装，可以不用厂房。 燃煤电厂改造成联合循环电站有三种方式，余热锅炉型效益最好，改造投资 大些。 2.12.1 余热锅炉型（图余热锅炉型（图 2-42-4） 汽轮机 压气机发电机 涡轮 燃烧室 余热锅炉 IPHP 凝汽器 发电机 图 2-4 改造成余热锅炉型联合循环 118 在现有的蒸汽轮机电站的基础上，用一台或多台燃气轮机和余热锅炉来取代原 有的燃煤锅炉。
11、燃气轮机的排气在余热锅炉不用补充燃料燃烧。在改造单台大功 率的蒸汽轮机时，宜采用多台燃气轮机和余热锅炉的组合方案，这将有利于提高 电站部分负荷工况的效率。 燃气轮机功率（PG）选取与蒸汽轮机功率（PS） 、燃气轮机排气量、排气温度、 余热锅炉的换热效率等有关，一般取 PG/ PS=1.5-2.0 范围,由最佳配比关系来选 择燃气轮机的容量和台数。 改造后电站的效率与所选用的燃气轮机性能、余热锅炉参数以及蒸汽轮机循 环系统和参数等因素有关，其中以燃气轮机效率和参数的影响最大。目前使用得 比较普遍的是双压/无再热的临界参数以下的循环方式， 这种方案的联合循环效率 已可超过 52%，投资费用比较低廉
12、。通常，燃气轮机的排气温度低于 538时，则 不宜采用再热循环方式。 余热锅炉既可以采用强制循环方式，也可以采用自然循环方式。欧洲的制造 商较多地选用立式强制循环，而美国制造商则偏向于用卧式自然循环。目前选取 卧式自然循环较多，因为它的运行可用率较高，厂用电消耗少，运行维护方便。 缺点是安装场地要求较大，启动时间略长些。通常，在设计余热锅炉时，排烟温 度不能低于烟气的酸露点；在燃用无硫燃料时，排烟温度最好不低于烟气的水露 点。 为了使燃气轮机能够单独运行，可以在燃气轮机与余热锅炉之间的排气管道 中安装烟气旁通伐，排气可直接通向烟囱。要特别注意确保这些伐门的严密性， 以防在联合循环运行时漏气，影
13、响机组的功率和效率。 鉴于现成的燃煤电站汽轮机的概率寿命要比燃煤锅炉长， 因而在电站改造时， 保留原有的汽轮机是可行的。但是汽轮机本身及其给水系统需要做适当改造，内 容包括： （1） 汽轮机要改造成为全周进汽的结构型式； （2） 关闭原有的汽轮机回热抽汽伐门； （3） 核算汽轮机尾部的通流面积，增大凝汽器的冷却面积或增大冷却水量； （4） 在汽轮机的适当部位开低压蒸汽输入口； （5） 改造成 DEH 全电调控制系统，有自启动和停机功能； （6） 校核汽轮机的机械强度，主要是叶片的动强度。 电站必须改烧天然气或液体燃料（包括渣油或柴油） ，不能烧煤。为此，需 要增设燃料前置系统，NOX排放量则可
14、以通过在燃气轮机燃烧室中喷水、喷蒸汽 或是采用低 NOX燃烧器的方法加以控制， 因而改造后的电站污染排放水平 （包括 CO2）将得到很大程度的改善。 在现成的燃煤电站的场地范围内，实现上述增容改造是完全现实的。因为 燃煤锅炉房占地尺寸，无论在平面上还是高度上，都能满足布设燃气轮机、余 热锅炉及其附属设备的要求。当然，站内原有的输配电系统可以留用，但需增 119 设燃气轮机部分的变压器和输配电系统设备。 今后一但整体煤气化燃气-蒸汽联合循环（IGCC）方案成熟时，再改造成 IGCC 是很容易的。 这将使电站可燃用固体煤燃料， 成为新一代的高效燃煤电厂。 本方案可以使燃煤电站的功率和效率获得最大程
15、度的改善，污染排放水平 降至最低，改造的投资费用也较少，因而在不缺乏天然气和液体燃料的前提下， 它是改造燃煤电站的最优选择。改造后的联合循环电站可快速启动，带尖峰负 荷和两班制运行。 德国来田港电厂曾将一台100MW汽轮机改造成360MW的燃气-蒸汽联合循环 电站，新增加一台 GT26（240MW）燃气轮机和一台余热锅炉。汽轮机的全部抽 汽口被堵掉（不用抽汽加热给水） ，汽封系统进行了改造。改造后的电站效率 58.2%，NOX排放量小于 25ppm。 自八十年代中期，德国陆续开始用燃气轮机来改造旧的燃煤电站，并在工业 实践中取得明显效果。 图 2-5余热锅炉型联合循环布置图 2.22.2 燃气
16、轮机前置型联合循环燃气轮机前置型联合循环 这种改造方案的特点是：在现有电站的燃煤锅炉前，加装一台燃气轮机，通 过尺寸较大的高温管道，把燃气轮机的高温排气供向燃煤锅炉的燃烧器和磨煤系 统的磨煤风机，以取代原有电站中通过鼓风机和锅炉中的空气预热器，向燃煤锅 炉和磨煤风机供应高温纯空气的供风系统，即：把燃气轮机的排气作为燃煤锅炉 的高温燃烧用空气来使用。燃气轮机燃用天然气或液体燃料，在锅炉中仍然燃用 “非褐煤”型原煤。 燃气轮机功率（PG）与蒸汽轮机功率（PS）比例选为： 120 PG： PS=1：4-1：3（无辅助送风）和 PG： PS=1：6-1：4（有辅助送风） 原有的燃煤锅炉仍能保留使用，但要进行适当改造。锅炉内的空气预热器要 拆除，燃烧器也要改造，以适应在含氧浓度较低的烟气介质中，能够稳定和完全 燃烧煤粉的要求。 当电站负荷变化时，应尽可能维持燃气轮机的负荷变动不大，而通过调节燃 煤量来控制汽轮机的功率，达到调节负荷的目的。当电站负荷增高到 60-70%额定 负荷工况时，则宜投入辅助送风机。这种机组的效率随负荷的变化关系是比较平 坦的。 汽
