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中国电力山西神头发电有限责任公司 “上大压小”2×600MW空冷超临界燃煤机组

工程特点介绍

蒋 华

一、工程简介：

山西神头发电有限责任公司拟在山西省朔州市平鲁区榆岭乡薛家港村附近采用“上大压小”模式分两期异地建设装机容量为3200MW的大型坑口火力发电站（一期规划容量为2×600MW，二期扩建规划容量为2×1000MW）。

异地建设中的一期工程厂址与中煤平朔东露天煤矿相距约1.3公里，燃煤采用带式输送机运输进厂，是典型的坑口电站。电厂以500kv出线2回接入系统，厂址距离华北电网负荷中心和规划建设的晋北特高压站较近，满足山西电网用电增长及晋电外送的需要。工程生产用水采用万家寨引黄北干线水源，保护了原老厂附近神头泉域重点保护区的地下水资源，具有节能减排效益。目前公司已与中国中煤能源股份有限公司签定了供煤协议，每年供给全厂生产用洗混煤共943万吨。工程为煤电联营方式，符合国家能源政策、产业政策及环保政策。

一期工程锅炉、汽轮机和发电机分别由北京巴布科克·威尔科克斯有限公司、北重阿尔斯通（北京）电气装备有限公司设计、制造和供货。同步建设SCR脱硝装置、电袋除尘器、石灰石—石膏湿法脱硫装置，脱硫装置不设旁路，无GGH装置。

二、工程主要技术经济指标：

锅炉为北京巴威锅炉厂超临界参数、一次再热、平衡通风、固态排渣、前后墙对冲燃烧变压直流炉。锅炉设计效率为93.43%。

汽轮机发电机组为北重阿尔斯通超临界、一次中间再热、四缸四排汽、单轴、间接空冷凝汽式（表面式）发电机组，汽轮机THA工况的保证热耗率为8010kJ/kW.h。

机组管道设计效率为99%。厂用电率为5.2%（含脱硫、引风机小汽轮机驱动方式），发电设计标准煤耗为295.9g/kW.h（含脱硫、引风机小汽轮机驱动方式）。

耗水指标设计值为0.094m3/s·GW（热季）和0.089 m3/s·GW（冷季）。（优于同期同类型空冷机组设计值）

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电袋除尘器效率设计不小于99.94%，设计排放浓度不大于30mg/Nm（干态）。

每台机组设一套SCR脱硝装置，在设计煤种及校核煤种、锅炉最大工况(BMCR)处理100%烟气量两层催化剂投运条件下，脱硝效率不小于80％（预留一层催化剂空间）。

脱硫装置采用石灰石—石膏湿法脱硫技术，脱硫吸收塔布置在间冷塔内，脱硫率设计不小于97%（设计煤种）/96.5%(校核煤种)。

三、工程特点：

工程本着节约占地、节约造价、节能环保、提高机组盈利能力、主要经济指标争创国内同类型机组标杆的原则，优化设计方案和设备选型。应用“四新”先进理念、低碳化设计，技术经济指标优势明显，工程特点突出。 1、表面式间接空冷

本工程厂址所在地山西省朔州市平鲁区为三北缺水地区，考虑到2×600MW空冷机组可比同容量的湿冷机组每年节约1440×103 万吨水，节水约 80 %，本工程采用表面式间接空冷系统。与直接空冷系统相比，表面式间接空冷耗电量小、背压稳定、无噪音、防冻能力好、煤耗低（较直接空冷系统发电标准煤耗低约4g/kW·h）、受风力和风向影响小。虽然初投资总体略高于直接空冷系统，但技术经济性比较年总费用要远低于直接空冷。而且随着煤价的上涨，这一趋势会更加明显，优越性会进一步发挥。空冷选型符合中国电力规划设计协会提出的关于大型空冷电站优先考虑建设间接空冷机组趋势的建议和意见。 2、三塔合一

本工程采用烟囱、冷却塔、脱硫塔三塔合一方案，将脱硫吸收塔放置在空冷塔内，利用冷却塔中的热能来提升烟气的排放高度。通过空冷塔排出烟气排放扩散范围更广，高度更高，减轻环保压力。不设烟囱，大大降低了电厂的空间高度、节省了烟囱初期投资，同时也解决了运行期间烟囱腐蚀给电厂带来的维修困难。不设GGH装置，节省了GGH系统设备及运行费用和初期投资。三塔合一对环境的影响小于常规烟囱排放产生的影响，具有烟气治理水平高、节水、节煤、景观好、无噪声等环境效益及节约投资、节约占地等优势。

3、侧煤仓

本工程采用汽机房—除氧间—锅炉房三列式布置，打破了我国沿用前苏联传统的四列式布置思路。两炉合用一煤仓间，布置在两台炉的中间，充分利用了两炉之间的空间，减小了主厂房体积，缩短了汽机房与锅炉房之间的距离，使机炉间的汽水管道短捷。两炉磨煤机合用一套检修设备和检修通道，在总结以往工程侧煤仓布置中磨煤机检修场地相对较小的工程经验基础，两炉适度拉开炉间距，改善了磨煤机检修条件。在土建结构方面，较前煤仓间方案布置规则、受力对称、整体均匀，故结构体系刚度分布更有利。避免了前煤仓间方案出现短柱的不利现象。在电控方面，不在两炉间设集中控制楼，电子设备间考虑物理分散，只在两台机之间运转层设集中控制室，节省了电缆长度。侧煤仓方案与常规的前煤仓方案相比其优势是占地面积减小、节省四大管道材料、电缆和土建结构总费用。 4、取消电动给水泵

为了降低工程初投资、节约厂用电，本工程取消了电动启动/备用给水泵，配置2台50%容量的汽动给水泵。取消电动给水泵后，在机组启动前，锅炉充水和冲洗时可采用汽动给水泵的前置泵供水。锅炉点火启动后，可采用辅助蒸汽启动汽动给水泵，机组在40%THA负荷时辅汽将切换至四段抽汽，保证机组启动期间给水泵正常供水。机组在高负荷工况下跳闸后，在锅炉水冷壁温度下降前给水泵不停止供水，以防止水冷壁变形；采用闷炉方，对锅炉水冷壁没有影响、对锅炉不会造成损坏。调试期间，调试时间有保障，因本工程汽动给水泵是独立的EH油系统，不受主机进度的影响，小汽机和汽动给水泵的试运将不再是关键路径。随着汽动给水泵可靠性的提高，其大修的间隔完全能做到与主机相同或更长。目前国内1000MW机组取消电动启动/备用给水泵逐渐成为设计主流，国内已有汽动给水泵正常启动的电厂运行实例。 5、引风机与增压风机合并及汽动引风机

本工程取消增压风机，采用三合一式引风机，由于脱硫不设旁路，故在运行经济性方面三合一风机方案更具优势。虽然取消增压风机后，引风机的压头有所提高，但对于引风机的整体造价并未提高很多。对于目前国内大部分电网按发电机端的输出功率(铭牌功率)进行调度的调度特点，减少厂用电耗能、增加机组的净供电量、提高电厂的收益一定程度上已成为工程低碳设计所追求的目标。因此