镇海联合发电-9E燃机油改气工程-可行性研究报告

《镇海联合发电-9E燃机油改气工程-可行性研究报告》由会员分享，可在线阅读，更多相关《镇海联合发电-9E燃机油改气工程-可行性研究报告（18页珍藏版）》请在装配图网上搜索。

1、1.1 项目背景浙江浙能镇海联合发电有限公司（以下简称“镇海联合发电公司”或“电厂”）位于浙江省宁波市镇海区，其建设规模为1300MW燃气-蒸汽联合循环机组。从1999年建成投产以来，一直以重油为燃料，发电成本高，污染比较严重（尤其是SO2和NOX）。随着近几年燃油价格的不断攀升，发电的燃料成本更是上升到了令人难以忍受的地步。为了降低发电成本提高经济效益并解决电厂对环境的影响问题，镇海联合发电公司经过多方面论证决定实施镇海9E燃机油改气工程。1.3 可行性研究的范围和深度本可行性研究的研究范围和深度参照中华人民共和国电力行业标准DL/T 5375-2008火力发电厂可行性研究报告内容深度规定进

2、行。着重对与机组改烧天然气有关的主设备本体改造、天然气供应系统、天然气调压系统、控制系统、消防系统和环境保护等进行研究，提出投资估算并进行财务分析。本可行性研究无业主另行委托专门研究的其它项目。1.4 项目概况1.4.1 电厂现状电厂厂区总占地为4.87公顷，建设规模为1300MW燃气-蒸汽联合循环机组。机组配置为2台100MW级燃气轮发电机组、2台余热锅炉和1台100MW级蒸汽轮机的S209E“二拖一”方式。正常工况机组燃用重油，启动用轻油。淡水接自镇海发电厂，海水采取甬江岸边取排方式。二台燃机以及一台汽轮发电机各以发电机变压器组接线接入电厂220 kV母线，送出4回。机组原设计年利用350

3、0小时，调峰运行。但由于油价高企，近年来实际年运行时间远远低于设计年利用小时。2008年全年实际运行时间仅为1822.14小时，发电利用小时为1049.72小时。2009年全年实际运行时间仅为1246.68小时，发电利用小时为748.49小时。1.4.4 主要设计原则（1） 本工程为利用天然气对电厂的S209E机组进行油改气的研究，将机组燃料改为仅烧天然气，不考虑备用燃料。（2） 按业主意见，为控制投资，余热锅炉受热面部分和汽轮发电机整体目前暂不考虑改造。（3） 本工程为老厂改造，因此应充分考虑利用现有电厂的设施，以利节省投资，降低工程造价。（4） 厂外天然气管道由浙江省天然气开发有限公司负责

4、建设。（5） 天然气的热值暂按3.3656104 KJ/Nm3，到厂天然气含税气价按2.60元/Nm3。（6） 机组调峰运行，年利用小时按3500小时计。（7） 厂址区域地震动峰值加速度为0.10g，对应的抗震设防烈度为7度。（8） 机组名义容量为1300MW级，经济评价计算中毛出力按343MW、净出力按334.4MW为基准进行测算。1.4.5 主要技术经济指标工程静态投资(万元) 13101发电气耗(NM3/kW.h) 0.229平均电价（含税）(元/MW.h)667.21SO2排放浓度近0NOX排放浓度ppmvd15%O225粉尘排放浓度近01.5 主要结论及问题和建议1.5.1 项目建设

5、的必要性(1) 增加电力供给，增强电网调峰能力由于电力负荷具有一定的年变化及日变化特性，而电网中的电厂受发电机组技术条件限制不能随供电负荷作无限、即时的变化，因此，为保证电力系统安全、稳定运行，电网中需要存在一定的调峰电源以保持电网运行的调峰平衡。本工程涉及的镇海联合发电公司1300MW燃气-蒸汽联合循环机组即为浙江电网调峰机组。改革开放以来，浙江省经济迅猛发展，供电负荷业随之快速增长，但随着产业结构的调整，第三产业用电和居民生活用电增加迅速，浙江电网统调负荷峰谷差逐年增大。20062009年间浙江电网统调最高负荷和峰谷差的情况见表1-1。表1-1 20062009年浙江电网统调最高负荷和峰谷

6、差情况年份2006200720082009统调最高负荷/万千瓦2575.63064.13403.63712.5统调负荷峰谷差/万千瓦915.61022.81157.01275.5截止至2009年底，浙江电网统调最高负荷达到3712.5万千瓦，同比增长约为9.08%，最大用电峰谷差为1275.5万千瓦，同比增长约为10.24%；统调装机容量为3600.78万千瓦，其中火电装机为3408.03万千瓦，水电装机为161.75万千瓦，核电装机为31.0万千瓦。其中2009年统调最高负荷3712.5万kW，最大峰谷差1275.5万kW，而当年浙江电网统调水电装机容量仅161.75万kW，正常情况下，利用

7、火电调峰后，可基本满足浙江省的调峰需求，丰水季节水电调峰能力降低，主要依靠火电调峰，调峰缺口117万kW左右。因此，在调峰能力尚不充分的浙江电网，保留这些调峰功能强的燃机机组，对缓解我省电网的峰谷差将起到十分积极的作用。(2) 保护环境的需要采用天然气作为燃料的联合循环电厂采用先进的低氮燃烧技术，NOX排放低；由于天然气中不含可检出硫，可实现SO2的近零排放；所以，排放的烟气污染物中烟尘、二氧化硫和氮氧化物等均低于原燃用重油机组的排放水平，可以大大减少对周围环境的污染物排放；本工程不新增污废水和噪声源。因此，从环保角度来说，本工程进行油改气具有一定的环境效益，可符合“总量控制”的要求。改造后对

8、周围环境质量现状有明显的改善作用。(3) 提高能源利用率，实施节能减排和可持续发展战略本改造工程实施后，预期燃机出力能提高约4.5%以上，燃机热耗降低约0.3%。取消了重油和轻油燃料，机组正常运行和启停均采用天然气，节省了燃油的消耗。燃料天然气采用直接供气方式，不设置增压机，同时取消了燃油处理装置及前置泵组，节省了厂用电。所以，本项目完全符合国家节能减排和可持续发展战略要求。1.5.2 项目建设的可行性根据我省的天然气供需预测及气量平衡，至2015年气量基本平衡，至2020年缺口又将扩大，但浙江浙能镇海联合发电有限公司已获得浙江省天然气开发有限公司关于天然气购销及管道运输意向书。所以本工程的燃

9、料及运输基本落实，但在下阶段仍需尽快签署天然气购销合同。本工程属改造项目，原厂址内有足够的场地实施改造项目，并且交通运输条件非常便利，无重大设备需运至厂内。工程所在地的水文气象条件及地址条件均适合改造项目的实施。本改造工程实施后基本不增加淡水耗量。主设备制造商已经提供了燃气轮机的改造方案，余热锅炉及汽轮机暂不改造，与燃机改烧天然气后进行联合循环运行，不存在重大的技术障碍。本项目由原燃用重油改为燃用天然气，改造后的大气污染物明显降低，可以改善当地环境质量现状。本改造工程实施后，燃机机组出力能提高约4.5%以上，燃机热耗降低约0.3%，符合国家节能减排和可持续发展战略要求。若按目前9F燃机电厂的电

10、价进行评价，本改造项目经济效益良好。所以，本项目的建设是可行的。3 厂址条件3.1 厂址概况镇海发电厂位于浙江省宁波市镇海区虹桥村，厂区地处甬江北岸，距甬江出海口约7公里，距宁波市中心约18公里，距镇海城关镇2公里，宁波至镇海的公路就在厂区北侧通过，电厂进厂道路与宁镇公路相接。镇海发电厂现有装机容量为1800MW。一期工程为2125MW燃油机组，二、三期工程各为2200MW燃煤机组，第四期工程即本工程为1300MW燃气-蒸汽联合循环机组。其中，一期2125MW燃油已改建为2350MW燃气-蒸汽联合循环机组，并已于2007投产。本工程是对镇海9E燃机电厂1300MW燃气-蒸汽联合循环机组（四期工

11、程）进行油改气的方案论证。镇海9E燃机电厂（四期工程）位于整个镇海发电厂厂区的西部，其建设规模为1300MW燃气-蒸汽联合循环机组，联合循环于1999年6月投产。厂区总占地为4.87公顷，厂址附近甬江1%频率高潮位3.72米（85国家高程系，下同），1%频率最高内河水位2.62米，场地设计标高为3.12米。机组配置为2台100MW级燃气轮发电机组、2台余热锅炉配1台100MW级蒸汽轮机。燃机机组露天布置在厂区的中部，汽机房布置在燃机的西北侧、前大河的南岸。辅助生产设施主要布置在主厂房区的西侧及南侧，依次由北向南布置工业水再循环泵房和闭式除盐水泵房、净化油罐、轻油日用油罐、重油日用油罐等建构筑物

12、。二台燃机以及一台汽轮发电机各以发电机变压器组接线向东接入电厂220 kV升压站，送出4回。循环水采取甬江岸边取排方式，取水泵房位于一期循环水泵房的西侧。3.2 交通运输3.2.1 公路运输镇海发电厂的厂区北侧是宁波至镇海的公路，四期燃机工程在镇海发电厂的西北侧与宁镇公路引接，公路交通非常方便。3.2.2 铁路运输镇海发电厂的厂区北侧约2公里处是从杭甬铁路接出至镇海港及镇海炼化的铁路专用线。3.2.3 水路运输镇海发电厂地处甬江北岸，距出海口约7公里，甬江能侯潮通航3000吨级轮船。宁波镇海港距离电厂约6公里，宁波北仑电厂重件码头距离电厂约20公里，五里牌大件码头位于电厂西南侧约1公里处。综上

13、所述，本工程的交通运输条件非常便利。因本工程为改造项目，无重大设备需运至厂内，因此本工程不考虑大件设备的运输。3.3 水文及工程气象3.3.1 水文条件3.3.1.1 电厂潮位特征电厂濒临甬江，潮汐属非正规半日潮，最高潮位通常秋季，由天文大潮遭遇台风增水和上游洪水所造成，最低潮位一般发生在冬季，受西北大风影响，导致水域减水形成。根据电厂附近的镇海潮位站历年实测资料统计分析，电厂特征潮位如下：实测最高潮位：3.35m 1997.08.18 (1985国家高程，下同)实测最低潮位：-2.07m 1952.01.26累年平均高潮位：1.12m累年平均低潮位：-0.69m累年平均潮位：0.30m 最大

14、潮差： 3.96m 2000.08.31累年平均潮差：1.82m平均涨潮历时：6:21平均落潮历时：6:04百年一遇高潮位：3.72m五十年一遇高潮位：3.46m保证率97%低潮位：-2.04m保证率99%低潮位：-2.10m3.3.1.2 潮流工程海域潮流运动基本呈往复流形态，最大垂线平均涨潮流速在0.70m/s1.16m/s之间，流向多偏向西南，测点最大涨潮流速1.30m/s；最大垂线平均落潮流速在 0.94m/s1.32m/s之间，流向多偏东北，测点最大涨潮流速1.66m/s。潮流速随潮汛大小的变化，表现为大潮大于中、小潮，落潮流速大于涨潮流速。3.3.1.3 泥沙工程附近甬江水域含沙量

15、较大，大潮期间垂线平均含沙量涨潮在1.82kg/m33.02kg/m3之间，落潮在1.12kg/m32.12kg/m3之间；中潮期间垂线平均含沙量涨潮在1.45kg/m32.67kg/m3之间，落潮在1.10kg/m31.57kg/m3之间；小潮期间垂线平均含沙量涨潮在0.053kg/m31.17kg/m3之间，落潮在0.166kg/m30.906kg/m3之间，总体上涨潮时段的含沙量要大于落潮时的含沙量。含沙量垂向分布的规律十分明显，从0.2H层向底层逐渐增大，在底层含沙量最高，底层实测最大值可达9.10kg/m3。3.3.1.4 内河水位特征电厂地处平原河网地区，区域河流众多，主要河流有中

16、大河、江北大河、英雄河、西大河、前大河、浜子港等，河流纵横交错，与沿江的排水闸一起组成区域的排水体系。厂址附近河流主要有中大河和前大河，前大河位于厂区西北侧，在厂区东北侧与中大河汇合，通过张槛契闸注入甬江。根据电厂附近的骆驼桥水位站历年实测水位资料统计分析，多年平均水位0.85m，累年最高水位2.41m，百年一遇高水位2.50m，五十年一遇高水位2.40m。3.3.2 气象条件电厂所处区域属亚热带季风气候，受沿海季风影响，呈现冬冷夏热，四季分明特征。根据电厂附近北仑气象站历年资料统计，各气象特征值如下：累年平均气压：1014.1hPa累年平均气温：16.5极端最高气温：38.5 (1988年7

17、月20日)极端最低气温：-6.6 (1977年1月31日)累年平均相对湿度：79%极端最小相对湿度：10% (1974年3月19日)累年平均水汽压：16.7hPa累年平均降水量：1316.8mm最大日降水量：160.9mm (1981年9月23日)最大小时降水量：81.2mm (1981年7月30日)最长连续降水天数：18d (1990年8月30日9月16日)相应过程降水量：251.1mm累年平均蒸发量：1499.5mm累年平均雾日数：26.7d累年平均雷暴日数：31.1d最大积雪深度：14cm (1977年1月30日)土壤冻结最大深度：50mm累年平均风速：5.1m/s十分钟平均最大风速：3

18、4.3m/s (1988年08月08日 E)瞬时最大风速：40m/s 全年主导风向：ESE、NW(10%)夏季主导风向：ESE冬季主导风向：NW全年风向风速玫瑰图见图3-1。图3-1 北仑气象站全年风玫瑰图4 工程设想4.1 总平面布置规划本工程为改造工程，工作内容是将镇海发电厂四期燃机工程的2台100MW级燃气轮发电机组由燃油机组改造为燃气机组。本专业的具体工作内容为：1、新建二套天然气前置模块。2、新建二套燃机本体燃气模块。3、新建天然气调压站和放散塔各一座。4、新建天然气调压站、天然气前置模块、燃气模块之间的天然气管道。对应的处理对策：1、燃机附近本来布置有燃油选择加热模块，在油改气后，

19、该燃油前置模块将拆除，其场地可用来布置天然气前置模块。2、燃机本体燃气模块体量不大，约4mx4.5m，需要靠近燃机布置（模块中心距离燃机外缘不应大于3米）。现场燃机附近只有进风道钢架边有空地，可以布置燃气模块。#7燃机的燃气模块布置在燃机的东侧，#8燃机的燃气模块布置在燃机的西侧。3、天然气调压站和放散塔需要的占地比较大，约18mx40m，天然气调压站和放散塔均为甲类建筑，对周围建筑均需保证足够的安全间距，这在四期燃机电厂的内部是无法布置的，因此，天然气调压站和放散塔考虑布置在电厂前大河北岸地块东侧的河边、浙江省天然气公司末站的南侧。该场地目前为空地，无其它建筑，部分场地目前已敷设石渣回填，作

20、为天然气公司末站南侧的简易路面使用。4、由调压站出来的天然气管（2根管径DN200）采用直埋方式沿前大河北岸，在动力岛区和220kV屋外配电装置之间沿现有进厂小桥西北侧架空跨越前大河，再向南进入厂区，然后分别接至#8、#7燃机的天然气前置模块，其中至#7燃机天然气前置模块的支管采用直埋方式敷设在老厂废弃的油管沟内。由前置模块至燃气模块之间的管道可采用架空敷设。该改造方案的优点是：可充分利用现有场地及设施进行改造，无需增加工业用地。该改造方案的缺点是：调压站离燃机距离较远，需要选择合适的调压器和供气管径以保证变负荷时压力波动不影响燃机运行。另外，因本工程改造项目不需要很大的施工场地，完全可以利用

21、附近空地解决，因此，本工程不考虑租借施工场地。4.2 装机改造方案4.2.1 燃机系统4.2.1.1 原有情况本工程两台燃机为PG9171E型，正常燃用重油，启停用轻油。其中#8燃机（对应GE系列号296882）已于2005年作性能升级，可实现最高点火温度（firing temperature)。而#7燃机（对应GE系列号296883）不能实现最高点火温度。根据燃机合同，燃机厂家提供的联合循环工况燃机估算性能参数见表4-1。表4-1 燃机估算性能参数环境温度-101539.4燃料重油重油重油发电机毛出力 MW130.580112.63094.190排烟流量kg/sec453.3409.7364

22、.3排烟温度505523541毛热耗率KJ/KWh10709.811028.011630.9环境温度-101539.4燃料轻油轻油轻油发电机毛出力 MW138.640119.820100.510排烟流量kg/sec453.5409.8364.4排烟温度524541560毛热耗率KJ/KWh10563.310860.611430.04.2.1.2 改造内容及改造后性能本工程燃机的改造内容包括拆除与液态燃料系统和雾化空气系统相关的设施和管道，增加气体燃料模块、燃气速比/截止阀（SRV）、燃料控制阀（GCV）、燃气止回阀组、燃气管道及过滤器等，同时将燃料系统由烧轻重油燃料的标准燃烧器更换为仅烧天然气

23、的DLN-1燃烧器，并将燃机透平间进行扩容改造，包括对原有系统及设备的重新设计和布置。改造后的燃机性能参数见表4-2和表4-3。燃机性能及排气参数均为粗略估算值，假设燃机为全新状态，未计入燃机老化等因素。表4-2 #7燃机性能参数环境温度-7.215.00 37.2发电机毛出力MW137.348120.000101.983排烟流量kg/sec457.530418.301377.495排烟温度516.8532.2548.2毛热耗率KJ/KWh10498.410795.211308.3表4-3 #8燃机性能参数环境温度-7.215.00 37.2发电机毛出力MW149.440131.250112.

24、414排烟流量kg/sec457.577417.799376.692排烟温度522.6538.3554.8毛热耗率KJ/KWh10016.610263.810689.34.2.2 余热锅炉系统4.2.2.1 原有情况镇海联合发电公司与燃机配套的余热锅炉由荷兰NEM公司设计，其中高压汽包、除氧器、各受压件模块由杭锅集团有限公司制造。锅炉为非补燃单压加除氧强制循环立式全悬吊结构。锅炉所有的受热面模块（管箱）都通过8根吊杆悬挂在炉顶钢架上。锅炉运行时，本体受热面模块（管箱）向下膨胀。燃机燃重油时，锅炉的最大额定蒸发量为171.7t/h，过热蒸汽温度为507，过热蒸汽压力为6.9MPa，排烟温度为17

25、5。燃机燃轻油时，锅炉的最大额定蒸发量为171.7t/h，过热蒸汽温度为507，过热蒸汽压力为7.5MPa，排烟温度为172。由于燃机设计燃料为重油，受热面积灰情况比较严重，故锅炉配备了6层每层3台共计18台吹灰器。锅炉一共有2台，对称布置。燃机排气经锅炉受热面吸热后经出口转弯烟道进入二台锅炉合用的混凝土烟囱。4.2.2.2 改造内容燃机改燃天然气后，其排气量相应增加，排气温度也有所提高。经初步计算，ISO工况下，过热蒸汽压力为6.9Mpa、过热蒸汽温度为507时，#7燃机对应的余热锅炉出口过热蒸汽的流量约为178t/h，#8燃机对应的余热锅炉出口过热蒸汽的流量约为182t/h。燃机改燃天然气

26、后，原有的吹灰器可以拆掉，这样可以提高炉子本体的密封性，并减少吹灰器的日常维护工件量。由于锅炉受热面没变，所以锅炉的钢结构、悬吊装置等基本均能满足安全、强度等方面的要求。4.2.2.3 结论锅炉通过简单的改造，可以满足电厂改烧天然气的要求。详细的改造内容需要在锅炉厂进一步核算之后才能确定。4.2.3 蒸汽轮机系统本工程原有的蒸汽轮机为GEC-ALSTOM生产的单压进汽汽轮机。在最高进汽压力为72.2bara，进汽温度为503，进汽流量为376t/h的情况下，汽轮机的最大功率为112MW。汽机在进汽压力66bara，进汽流量为340t/h的情况下，汽轮机的功率为103MW。经初步计算，改烧天然气

27、后，ISO工况下汽轮机进汽流量增加约20t/h，汽轮机的功率约为110MW。本工程暂不考虑改造汽轮机，以后如需改造，另作论证。4.2.4 改造后机组性能本工程改造后，ISO工况下性能参数汇总见表4-4。表4-4 改造后ISO工况性能参数汇总表项目单位数值#7燃机毛出力MW120.000#7燃机毛热耗率KJ/KWh10795.2#7燃机排烟温度532.2#7燃机排烟流量kg/sec418.301#7燃机配套余热锅炉过热蒸汽压力Mpa6.9#7燃机配套余热锅炉过热蒸汽温度507#7燃机配套余热锅炉过热蒸汽流量t/h178#7燃机配套余热锅炉排烟温度175#8燃机毛出力MW131.250#8燃机毛热

28、耗率KJ/KWh10263.8#8燃机排烟温度538.3#8燃机排烟流量kg/sec417.799#8燃机配套余热锅炉过热蒸汽压力Mpa6.9#8燃机配套余热锅炉过热蒸汽温度507#8燃机配套余热锅炉过热蒸汽流量t/h182#8燃机配套余热锅炉排烟温度171汽轮机进汽压力Mpa6.6汽轮机进汽温度505汽轮机进汽流量t/h360汽轮机排汽背压kPa5.1汽轮机毛出力MW110联合循环毛出力MW361联合循环毛效率%49.18联合循环毛热耗率kJ/kWh7320厂用电率%2.5联合循环净出力MW352联合循环净效率%47.95联合循环净热耗率kJ/kWh7508由于燃机制造厂家GE提供的燃机性能

29、及排气参数均为粗略估算值，假设燃机为全新状态，未计入燃机老化等因素；同时，余热锅炉和汽轮机暂不考虑改造，制造厂家还需在下阶段进一步核算性能数据，因此上述性能参数均为估算值。考虑到影响燃气轮机性能的一些因素，如当地实际气象条件、燃气轮机随使用年限的增加性能降低、进气及排烟损失、机组频繁启停等，本工程在技术经济分析中，对机组的联合循环出力及效率进行修正，修正后联合循环毛出力为343MW、毛效率为46.72%、净出力为334.4MW、净效率为45.55%。4.3 供气系统由浙江省天然气公司天然气管网来的天然气成分、热值、压力等品质参数均应满足燃机设备制造商对天然气的要求。天然气调压站作为全厂天然气系

30、统的主要设施，对厂外来气起控制调整作用。调压站系统包括入口单元、计量单元、过滤分离单元、露点加热单元、调压单元、放散系统、污液收集系统和控制系统等。调压站布置采用加防雨篷的半露天布置形式，可防雨。入口单元包括绝缘接头和紧急切断阀等。计量单元包括1套100%全厂容量的超声波流量计。过滤分离单元考虑设置2100%全厂容量的过滤分离器。考虑到电厂气源气质成分的不确定性以及天燃气调压产生的温降，设置露点加热器以提高天燃气的温度，防止结露。加热热源来自老厂辅助蒸汽，通过汽水换热器加热高压水，高压热水再通过露点加热器加热天然气。调压单元考虑单元制，每台燃机配置2条100%燃机容量的调压工作线（一用一备），

31、全厂共4条调压工作线。每条调压工作线设工作调压器、监控调压器和快速关断门，当工作调压器出现故障，启动监控调压器，当监控调压器出现故障，则关闭快速关断门，启动备用线上的工作调压器，备用线上也同样设有监控调压器和快速关断门。考虑到调压站和燃机之间的压力损失，调压后的压力应比燃机要求的压力适当提高。天然气调压后分别单独经前置模块和燃气模块进入燃机。前置模块包括精过滤装置、计量装置、紧急切断阀和快速放散阀等。精过滤装置采用100%容量（1套燃机）的双联过滤器，以保证进入燃机的燃料满足要求，经过过滤器后至燃机燃气模块的管道和管件均采用不锈钢材料。燃气模块由GE设计并供货，包括燃料速比截止阀SRV、燃料控制阀GCV等。燃气模块把满足燃气轮机起动、加速和带载运行所需的气体燃料以合适的压力和流量输送并均匀分配到燃气轮机的14个燃烧室中。输气管道采用石油天然气输送用直缝电阻焊钢管，防腐层暂按以环氧粉末+共聚物+聚乙烯外层的复合结构，埋地天然气管道按防腐层与电保护防腐法联合防护。内壁按有内涂层考虑。厂区天然气系统图见图4-1。图4-1 厂区天然气系统图