湖北华电襄阳公司#5、6机组铭牌增容可研报告

可行性研究报告书
项目名称：#5、6机组铭牌增容
可行性分析报告
建设单位：湖北华电襄阳发电有限公司编制：中国华电工程（集团）有限公司审核：王凯亮
批准：陶爱平
二〇一三年一月
目录
1 项目背景 (1)
1.1国家节能减排政策及火电企业现状 (1)
1.2襄阳发电公司超临界机组节能增容设想 (2)
2 铭牌增容必要性及其技术条件 (3)
2.1 铭牌增容的必要性 (3)
2.2 铭牌增容的目的 (3)
3 现有设备的基本情况 (4)
3.1 锅炉基本情况 (4)
3.2 汽轮机基本情况 (5)
3.3 发电机基本情况 (6)
3.4 主变基本情况 (9)
4 改造可行性分析 (10)
4.1改造预期效果 (10)
4.2 主、辅机适应性分析 (11)
4.2.1 汽轮机主机适应性分析 (11)
4.2.2 加热器的适应性分析 (15)
4.2.3 给水泵适应性分析 (16)
4.2.4锅炉设备适应性分析 (18)
4.2.5锅炉风烟系统适应性分析 (18)
4.2.5 发变组与励磁系统适应性分析 (18)
4.2.6 除灰脱硫系统适应性分析 (19)
4.3 对电网运行的影响 (19)
4.4 其他 (19)
5 项目进度和初步计划安排 (20)
6 投资估算 (21)
7 技术经济评价 (22)
7.1测算依据 (22)
7.2 计算结果及具体内容 (23)
7.3 评价建议 (23)
8. 投资风险分析及规避措施 (24)
8.1 投资风险 (24)
8.2 规避措施 (24)
9、存在的问题和建议 (24)
9.1关于设计煤种和实际煤种的限制 (25)
9.2关于增容后对脱硫系统的限制和应对措施 (27)
10、结论 (27)
1 项目背景
1.1国家节能减排政策及火电企业现状
电力工业是我国国民经济的重要基础产业，燃煤火力发电企业是为社会发展和经济发展提供电力能源的企业，同时也是大量消耗一次能源和水资源的行业。

随着近几年我国和全球经济、能源和环保形势的发展，火力发电企目前面临的形势也出现了一些新的特点。

（1）节能减排已经提升为火电企业发展的约束性指标
国务院发布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》提出：到2015年，中国非化石能源占一次能源消费比重达到11.4％，单位国内生产总值能源消耗比2010 年降低16％，单位国内生产总值二氧化碳排放比2010 年降低17％。

中国政府郑重承诺，到2020 年非化石能源占一次能源消费比重将达到15％左右，单位国内生产总值二氧化碳排放比2005 年下降40％—45％。

国家现行标准GB 21258-2007《常规燃料火力发电机组单位产品能源消耗限额》中规定超临界600MW机组供电煤耗不得大于320g/kWh。

（2）火力发电企业的电量调度已由铭牌调度逐步调整为节能调度
2007年8月，国务院批转了由发改委、环保总局、电监会、能源办制定的《节能发电调度办法》, 并安排首先在广东、贵州、四川、江苏和河南五省进行试点；12月30日贵州省在全国率先启动节能发电调度试点工作。

对火电机组，按照能耗水平由低到高排序，按照煤耗水平进行电量调度；在实际节能调度操作中关于机组能耗水平的认定暂依照设备制造厂商提供的机组能耗为标准，逐步过渡到按照实测数值排序。

（3）国内外煤炭价格依然处于较高水平且受机组装机不断增加影响电量需求有较大下降，火力发电企业经营压力陡增
2007年下半年以来，受国际煤炭价格上涨因素影响，国内的电煤价格持续上涨，一度超过1000元/吨。

进入2012年以来，煤炭价格有所下降，但标煤价格依然在900元/吨左右。

襄阳电厂发电量受新装机组投产及湖北水电大发影响，运行小时数和负荷率有很大程度的下降，企业面临亏损局面，经营压力陡增。

1.2襄阳发电公司超临界机组节能增容设想
随着国家节能减排的政策要求，节能减排成为发电厂长期的重点工作，为机组的节能增容降耗改造提供了机遇。

湖北华电襄阳发电有限公司根据机组的具体情况提出了对600MW超临界机组进行节能降耗及增容改造的设想，拟通过600MW超临界机组的节能降耗及增容改造来达到节能减排、降低发电成本、提高企业经济效益的目的。

湖北华电襄阳发电有限公司（以下简称襄阳公司）一期现有4台300MW 机组，二期现有2台600MW机组。

600MW超临界机组在设备方面，原来的机炉匹配设计中，汽轮机相对于锅炉来说有一定增容空间，锅炉则是按汽轮机达到660MW出力配臵的，发电机设计时也存在一定的富裕容量，也具备增容的条件，完全可以充分发挥机组设计能力，通过铭牌增容达到机组节能降耗的目的。

2 铭牌增容必要性及其技术条件
2.1 铭牌增容的必要性
襄阳发电公司＃5、6机组基建选型时是按带基本负荷考虑的，机组投运至今，发电市场已经有了很大变化。

当前，节能减排、电网节能调度，提高设备的安全性、可靠性和经济性是各发电企业的必然要求。

根据襄阳公司委托，2012年12月28日上海电气电站设备有限公司上海锅炉厂、上海汽轮机厂及上海发电机厂完成了#5、6机组增容到640MW的设计计算及复核。

结论意见为襄阳公司#5、6机组锅炉、汽轮机、发电机具有带640MW负荷安全连续运行的能力。

目前襄阳公司#5、6机组铭牌为600MW，未能充分发挥设计能力，挖掘设备潜力。

所以，对襄阳电厂#5、6机组进行铭牌增容是十分必要的。

不仅具有巨大的经济效益，而且具有显著的环保效益和一定的社会效益。

2007年襄阳公司曾委托湖北省电力试验研究院对#5、6机组进行了最大出力试验，对主机及辅机适应性进行了全面测试，本项目可研部分采用了那次试验的相关数据。

2.2 铭牌增容的目的
襄阳发电公司拟通过对＃5、6机组进行铭牌增容，达到如下目的：
1. 增大机组容量、提高机组经济性；
2. 减少单位发电量对环境的污染；
3. 降低单位发电量运行、检修的费用，降低成本，提高竞价上网的能力；
4. 提高机组运行的可靠性。

3 现有设备的基本情况
3.1 锅炉基本情况
湖北华电襄阳发电有限公司2×600MW超临界机组锅炉为上海锅炉厂引进技术制造的国产超临界参数、变压运行、螺旋管圈直流锅炉，单炉膛、一次中间再热、四角切圆燃烧方式、平衡通风、固态排渣、全钢悬吊П型结构、露天布臵的燃煤锅炉，锅炉燃用平顶山-矿烟煤。

炉后尾部布臵两台转子直径为φ13492mm的三分仓容克式空气预热器。

锅炉型号：SG1913/25.40-M957。

锅炉（BMCR工况）主要参数如下：
3.2 汽轮机基本情况
2×600MW超临界机组汽轮机由上海汽轮机有限公司（STC）与西门子西屋(SWPC)联合设计制造。

机组为超临界、一次中间再热、单轴、三缸、四排汽凝汽式汽轮机，高中压缸是具有冲动式调节级和反动式压力级的混合型式。

调节级动叶片为三叉三销三联体叶片，低压缸末两级动叶片为调频叶片，其余叶片均为不调频叶片。

调节级喷嘴及动叶采用新的2193D、2179型线，并在喷嘴外壁采取子午面型线通道。

高、中压缸及低压前四级叶片全部采用新设计的马刀叶型及自带围带结构。

具有较高的效率和安全可靠性。

汽轮机主要技术规范：
3.3 发电机基本情况
2×600MW超临界机组发电机是进口SIEMENS公司的THDF 118/56型三相同步汽轮发电机。

发电机额定容量667MVA，额定功率600MW，额定功率因数0.9（滞后）。

发电机采用水氢氢冷却方式：定子线圈直接水冷，转子线圈直接氢冷，转子本体及定子铁芯氢冷。

发电机定子绕组端部全部采用美国西屋公司成熟可靠的刚-柔绑扎固定结构，转子绕组铜线与槽绝缘、护环绝缘和楔下垫条间均压粘有聚四氟乙烯滑移层，使铜线在离心力高压下能自由热涨冷缩，充分适应机组的调峰方式和非正常运行工况。

发电机汽、励两端各有一组氢冷却器，每组在水路上独立地分成两个并联水支路，当停运一个水支路时，冷却器能带80%的负荷运行。

发电机采用机端自并励微机数字可控硅整流励磁系统，进口瑞士ABB公司UNITROL 5000型产品。

由励磁变压器、可控硅整流装臵、励磁调节器、起励单元和灭磁单元五部分组成。

发电机技术规范：
3.4 主变基本情况
主变压器为重庆ABB变压器有限公司生产的三相、油浸式、双线圈铜绕组无励磁调压电力变压器，电压变比为525±2×2.5/20kV。

每台发电机出口接一台50/31.5-31.5MVA分裂变压器，作为高压厂用工作变压器；接一台25MVA 双圈变作为高压厂用公用变压器。

高厂变和高公变均为特变电工衡阳变压器有限公司生产，为自然油循环风冷。

主变技术参数：
4 改造可行性分析
4.1改造预期效果
#5、6机组增容后，其额定出力将由600MW增加到640MW,汽轮机热耗率达到7566kJ/kWh。

从政策层面分析，大型机组综合提效与增容改造是目前国家发改委重点给予资金政策支持的节能减排项目。

可以获得国家节能减排有关政策奖励。

厂网分开前，省内的机组容量变更权限在省电力局，在厂网分开后，省内目前尚无相关的机组容量变更的规定，经过与省发改委的沟通，目前经发改委基本明确了以下申报和认定程序：
1）由业主单位委托有资质的单位编制机组节能增容改造的可研报告，以正式文件（7-8份）形式报省发改委；
2）省发改委组织专家进行可研审查，给出审查意见；
3）业主组织实施后，由相应资质的第三方出具性能试验报告；
4）业主提交项目验收申请，由省发改委组织验收鉴定；
5）根据验收鉴定结论，变更机组容量。

在节能降耗的优惠方面主要有，贷款贴息、10%有增值税抵免、投资额10%但当年不超过1000万元的节能补助，具体执行的细则尚未明确，但申请的前提是要有省发改委的项目可研批复意见。

经过项目的严格审查和验收，机组容量是可以变更的，并有一定的优惠措施。

4.2 主、辅机适应性分析
在机组出力增加后，相应的主、辅设备及系统的工作状态也会随之变化。

为了摸清目前机组状况以及机组辅助设备对机组增容以后带640MW负荷的适应性，在机组铭牌增容前，需要对这些设备和系统进行相关的运行工况测试。

通过测试，评价和判断其在改造后的适应能力，为机组铭牌增容提供参考和评价依据。

4.2.1 汽轮机主机适应性分析
#6机组640MW工况主要测量数据和试验结果见表4-1。

运行的能力。

#6汽轮发电机组绝对振动、相对振动的限制值：报警值为125µm；
1-9号轴承金属温度的限制值：报警值为107℃，113℃手动停机；
前、后推力轴承金属温度的限制值：报警值为99℃。

轴向位移限值：报警为±0.9mm；
差胀限值：高压缸差胀为-3.8或+9.52mm；；低压缸差胀为-0.26或+15.24mm。

考核试验期间#6汽轮机组各工况下轴承金属温度和振动值见表4-2。

由上表可以看出，#6汽轮机组在640MW负荷期间振动、轴承温度、轴向位移、差胀最大值分别为100.74µm(6X相对)、92.39℃（2号轴承金属温度）、-0.71mm、2.38/12.38(高/低)mm。

轴向位移、振动、轴承金属温度等参数在试运行期间变化不大。

各个试验工况下，汽轮机运行稳定，各个轴承的振动值均小于报警值125µm。

推力轴承金属温度小于报警值为107℃，汽轮机的轴向位移和差胀全部在允许的范围之内，并仍有较大裕量。

试验表明，#6汽轮发电机组在高负荷试验工况下，轴振、轴承金属温、
轴向位移、差胀符合机组安全要求，可长期、安全、稳定的运行。

4.2.2 加热器的适应性分析
(1) 高加的适应性
从试验测量计算的情况来看，抽汽压力、抽汽温度、均在设计范围内，最大流量试验工况下水侧流量略超过设计水侧流量（1805.45t/h）。

温升略高于设计温升，基本满足增容后机组运行的需要。

(2) 除氧器的适应性
从试验测量计算的情况来看，抽汽压力、抽汽温度、出水流量均在设计范围内，机组增容后的各项参数也基本在设计范围，因此除氧器基本满足增容后机组运行需要。

(3) 低加的适应性
从试验测量计算的情况来看，最大流量试验工况下凝结水水侧流量小于设计凝结水流量（1375.47t/h）。

温升略小于设计温升，基本满足增容后机组运行的需要。

(4)加热器运行水位
表4-3加热器运行水位表
根据上表数据可知，加热器运行水位均正常。

4.2.3 给水泵适应性分析
A、B汽泵进口最大运行流量为1089.3t/h。

额定出力试验期间A汽泵和B汽泵并联运行，平均流量为1936.86t/h，最大流量为1986.49t/h， A汽泵和B汽泵最大平均流量为993.25t/h小于汽泵最大运行流量。

给水泵报警值：径向轴承温度为75℃，推力轴承温度为80℃，轴承振动为100μm。

小机报警值：轴振为60μm，回油温度为68℃，径向轴承温度为105℃，推力轴承温度为105℃。

试验工况下A、B给水泵及小汽轮机试验计算数据见表4-4。

小机、给水泵各轴承振动、温度、轴承回油温度都在安全限值以内。

表4-4 #6汽轮机小机、给水泵试验参数
试验表明，#5、6机组A、B汽动给水泵及小汽轮机在各试验工况调节灵活，运行安全稳定，能满足汽轮机组640MW设计值的要求。

机组在高负荷640MW 工况下，A、B汽动给水泵及小汽轮机可长期、安全、稳定地运行。

4.2.4锅炉设备适应性分析
机组在高负荷640MW工况下，锅炉改造后设备总体运行情况良好，运行参数能够达到设计要求，能够正常带满额定负荷。

锅炉在640MW工况下热力数据与原设计值相比几乎没有变化，金属壁温也无大的变化，因此锅炉在640MW工况下运行时仍是安全可靠的。

4.2.5锅炉风烟系统适应性分析
机组在高负荷640MW工况下，送风、引风机、一次风机运行参数和振动、轴承温度在规程合格范围内。

锅炉炉膛总风量基本不超过1900 t/h（表盘监视数据）。

因此送风、引风机、一次风机等设备在640MW工况下运行时仍是安全可靠的，可长期、安全、稳定地运行。

4.2.5 发变组与励磁系统适应性分析
表4-5 发电机与励磁参数表
根据相关试验数据，机组带640MW负荷时发变组和励磁系统运行平稳，各项参数与设计限制值相比还明显较低，发电机、主变压器各部分温度及温升
合格未超过国标和制造厂相关规定。

4.2.6 除灰脱硫系统适应性分析
试验期间除灰、除渣系统运行正常；脱硫系统除脱硫率下降3%-4%外其它正常，但是整个试验期间煤质状况较好，不能保证正常运行时一直能够维持较低含硫量的煤种。

但是襄阳公司已计划进行#5、6机组脱硫系统增容改造，当改造完成后可解决这个问题。

4.3 对电网运行的影响
#5、6机组铭牌增容后，对电网安全运行的影响不大，但是需要安排进行相关涉网试验已获得必要的技术指标。

根据涉网安评及《华中电力调控分中心直调机组增容管理规定（试行）》要求，襄阳公司应当组织有资质的试验单位（湖北电力试验研究院、中国电力科学试验研究院等）进行相关涉网试验项目。

通过现场试验确定机组PSS参数，检验PSS性能，使机组PSS具备正常投运条件；通过对发电机组励磁系统参数测试，取得了可供系统稳定分析及电网日常生产调度计算用的励磁系统模型及参数；测试机组AGC平均变负荷速率，是否满足调度投入AGC的要求；测试机组是否满足电网一次调频运行管理规定的相关技术指标要求。

4.4 其他
#5、6机组铭牌增容后，对劳动定员和技术水平要求与改造前相同。

5 项目进度和初步计划安排
6 投资估算
表6-1列出了铭牌增容的前期调研费、可研费、技术服务费、试验费、保险费和工程总投资（合计）等。

表6-1 投资明细单位：万元（￥）
7 技术经济评价
7.1测算依据
收益分析的基本数据如下：财务评价基础数据如下：
襄阳公司年平均发电量：100 亿kWh
上网电价：0.39元/kWh （不含税）
标煤价格：900 元/吨
（1）机组年节煤收益
#5、6机组铭牌增容后将从两个方面降低全厂能耗水平，一是可改善发电结构，大幅度使发电计划由一期高煤耗机组向二期低煤耗机组转移。

二期超临界机组比一期亚临界机组供电煤耗低30 g/kWh左右，二期发电比例每提高1%，将降低全厂供电煤耗降低0.3g/kWh，按二期发电比例提高3%测算，将使使全厂年平均供电煤耗下降0.9g/kWh；二是可提高二期机组平均负荷，机组平均负荷提高5MW，可使汽轮机热耗率下降约30kJ/kWh,降低供电煤耗 1.2 g/kWh，按电量折算使全厂年平均供电煤耗下降0.6g/kWh以上。

综合上述两个方面，#5、6机组完成铭牌增容后预计使襄阳电厂全厂年平均供电煤耗下降1.5g/kWh以上。

按年发电量100 亿kWh计算，年节标煤量约为：
1.5g/kWh×100亿kWh=1.5万吨
按照标煤价格：900元/吨计算，节煤收益约为1350万元。

（2）资产增值
铭牌增容完成后，机组铭牌可增至640MW，机组的发电能力得到大幅度提
高，相当于现有固定资产得到增值。

按电力装机每千瓦建设费用4500元计算，每台机组的发电资产可增值1.8亿元。

（3）二氧化碳减排收益
供电煤耗降低1.5g/kWh，每年节煤量约为1.5万吨，可减排二氧化碳3.9万吨，按照联合国CDM机制进行碳交易可获得减排收益。

按10美元/吨二氧化碳计算，可获得二氧化碳减排收益约242万元。

因此，＃5、6组铭牌增容项目不仅具有非常好的经济效益还具有非常好的社会效益。

7.2 计算结果及具体内容
财务评价结果如下表所示。

“改造后成本节约”栏数据为7.1测算依据（1）中机组年节煤收益相加，投资回收期为0.33年。

表7-1 财务评价结果表
7.3 评价建议
财务测算结果表明，投资回收期为0.33年，内部收益率超过50%，具有很好的效益，投资计划财务可行。

建议尽快实施机组铭牌增容。

8. 投资风险分析及规避措施
8.1 投资风险
从理论上来讲，本项目在投资上存在下述风险：
（1）机组铭牌增容后机组热耗与设计值相比大幅度下降，使得机组煤耗降得不多，造成节煤收益下降，使得投资期延长。

（2）机组铭牌增容后机组发电量与预计电量相差太大，即机组负荷率不高，机组长期在低负荷运行，虽然机组的供电煤耗达到合同保证值和设计值，但因电量较小可能会导致节煤年收益较少，使得投资回报期延长。

8.2 规避措施
襄阳电厂地处华中电网，从能源配臵结构上华东地区需要周边地区送电，湖北地区的火电企业的发展不仅可以满足华中电力负荷发展的需要，还可通过外送通道向华东送电。

充分发挥襄阳能源基地的优势，加强一次能源煤炭向二次能源电力转化。

从华中地区的经济发展来看，未来电量需求的是持续上升的，也是稳定的。

从襄阳电厂所处区域来看，襄阳市经济发展水平较高、工业发展速度较快，对电力需求非常旺盛，应该来讲襄阳电厂无论是从目前还是从长期来看，电量是有保证的。

9、存在的问题和建议
为保证机组增容后能够满足连续稳定运行要求，以下事项需在增容后落实。

9.1关于设计煤种和实际煤种的限制
锅炉设计煤种选用燃煤为烟煤，燃煤煤质特性如下：
受煤炭市场的变化，目前采用掺烧方案，挥发份和发热量低于设计煤种，给锅炉燃烧带来不利影响。

增容后为保证机组稳定出力，连续蒸发量必须维持不比增容前设计最大连续蒸发量下降，对煤质的稳定和发热量有一定的限制。

以上为2012年掺烧煤质的基本参数，按照同样锅炉效率计算，计算锅炉燃料消耗量（设计煤种）为266t/h，实际锅炉燃料需求量为
266*4901.1/4330=301t/h。

锅炉制粉系统设计容量需保持6台磨煤机连续运行。

因此为保证机组稳定，应对燃煤掺烧后煤质指标进行限制。

按照增容后锅炉蒸发量维持设计最大连续蒸发量不变，锅炉效率达到设计值，入炉煤基本要求如下:
应用基低位发热量大于4901kcal/kg，应用基挥发物不低于22.04%，应用基灰不高于35%。

9.2关于增容后对脱硫系统的限制和应对措施
600MW机组脱硫系统设计煤种含硫量0.64%，考核试验中含硫量不大于0.8%能够满足系统排放要求。

2010年元月增效剂试验中，加入后20分钟即可产生效果，加入后脱硫装臵的硫处理能力提高40%以上。

脱硫系统为满足增容后机组排放指标要求，增效剂的加入作为高负荷的基本运行方式。

实际运行中受增压风机出力限制，风量及煤量不能超过额定值。

10、结论
通过以上的分析，#5、6 机组铭牌出力增容至640MW是完全可行的，经济上是合算的。

在进行铭牌增容后，将极大地提高机组效率，降低供电煤耗，同时机组将完全具备达到 640MW 负荷连续运行的能力。

应抓住国家政策向节能减排倾斜的有利时机，尽快安排铭牌增容工作,尽早取得效益，为建设资源节约、环境友好型社会作出贡献。