9F级燃机供热机组运行方案专题.docx

9F级燃机供热机组运行方案专题.docx

《9F级燃机供热机组运行方案专题.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《9F级燃机供热机组运行方案专题.docx（18页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

9F级燃机供热机组运行方案专题

单燃机供热运行方案

第一章工程概况

1.1工程概况

xxx热电900MW级燃机工程本期建设规模为一套F级“二拖一”燃气-蒸汽联合循环供热机组，留有再建设一套F级“二拖一”燃气-蒸汽联合循环供热机组余地。

工程厂址位于xxxxxx

1.2联合循环机组技术条件

本工程主机招标尚未进行，本次投标暂取用三菱的技术参数，并以三菱提供的热平衡作为系统、设备选型的依据，最终的主机型式和参数通过招标确定。

机组配置型式：

二拖一多轴，即2台燃气轮机、2台燃气轮发电机、2台余热锅炉、1台供热蒸汽轮机和1台蒸汽轮发电机

机组频率：

50Hz

机组出力：

850.2MW（供热工况）

950.6MW（年平均工况，性能保证工况）

846.5MW（夏季工况）

机组热耗率：

4030kJ/kWh（供热工况）

6171kJ/kWh（年平均工况，性能保证工况）

6262kJ/kWh（夏季工况）

机组效率：

89.33%（供热工况，性能保证工况）

58.34%（年平均工况，性能保证工况）

57.48%（夏季工况）

注：

1）供热工况指：

环境条件为温度-3.3℃，大气压101.3Pa（a），相对湿度59%，冬季供热运行。

2）年平均工况，性能保证工况指：

环境条件为温度12.6℃，大气压101.6kPa（a），相对湿度63%，纯凝运行。

3）夏季工况指：

环境条件为温度26.5℃，大气压101.3kPa（a），相对湿度77%，纯凝运行。

4）燃气低位发热量（LHV）约为35.3868MJ/Nm3（Nm3系指环境条件为：

压力101.32kPa，温度20℃。

主要设备参数：

1、燃气轮机

燃气轮机型号：

燃气轮机型式：

重型

自持转速：

1560rpm

电子超速跳闸转速：

3240rpm

燃机透平：

级数：

4级

型式：

轴流式

燃气前置模块入口压力：

2.9-3.1MPa

燃气轮机排气流量：

2649.00t/h（供热工况）

2648.10t/h（年平均工况，性能保证工况）

燃气轮机排气温度：

594.8℃（供热工况）

594.9℃（年平均工况，性能保证工况）

燃气轮机排气压力：

4kPa（g）（静压，供热工况）

3.8kPa（g）（静压，年平均工况，性能保证工况）1、

燃机出力：

323.24MW（供热工况）

323.07MW（年平均工况，性能保证工况）

2、蒸汽轮机

型式：

三压、再热、双缸、向下排汽、可背压、可纯凝、带SSS离合器

额定转速：

3000rpm

在性能保证工况设计条件下，蒸汽轮机的性能数据如下：

a）蒸汽压力

HP主蒸汽12.78MPa（a）（供热工况）

12.77MPa（a）（年平均工况）

再热（热段）蒸汽3.34MPa（a）（供热工况）

3.35MPa（a）（年平均工况）

LP主蒸汽0.597MPa（a）（供热工况）

0.648MPa（a）（年平均工况）

b）蒸汽温度

HP主蒸汽537.9℃（供热工况）

538.0℃（年平均工况）

再热（热段）蒸汽565.9℃（供热工况）

566.0℃（年平均工况）

LP主蒸汽241.5℃（供热工况）

243.9℃（年平均工况）

c）蒸汽流量

HP主蒸汽587.3t/h（供热工况）

586.9t/h（年平均工况）

再热（热段）蒸汽720.8t/h（供热工况）

721.3t/h（年平均工况）

LP主蒸汽76.2t/h（供热工况）

101.1t/h（年平均工况）

d）凝汽器排汽压力5.3kPa（a）（年平均工况）

凝汽器排汽压力11.8kPa（a）（夏季工况）

e）供热蒸汽流量812.7t/h（供热工况，也即热网蒸汽流量）

f）低压缸排汽量0t/h（供热工况）

840.5t/h（年平均工况）

g）供热工况蒸汽温度310.5℃

h）出力：

153.73MW（供热工况）

304.47MW（年平均工况）

3、余热锅炉

余热锅炉型式：

卧式、自然循环、三压、无补燃、露天布置

在设计条件下（供热工况），余热锅炉的性能数据如下（每台余热锅炉）：

余热锅炉效率（含烟气加热器）83.5%

余热锅炉高压部分

蒸汽量293.7t/h

过热器出口蒸汽压力13.16MPa（a）

过热器出口蒸汽温度539.9℃

余热锅炉热再热部分

蒸汽量360.4t/h

再热器出口蒸汽压力3.44MPa（a）

再热器出口蒸汽温度567.9℃

余热锅炉中压部分

蒸汽量75.8t/h

过热器出口蒸汽压力3.64MPa（a）

过热器出口蒸汽温度290.0℃

余热锅炉低压部分

蒸汽量38.1t/h

过热器出口蒸汽压力0.647MPa（a）

过热器出口蒸汽温度243.2℃

给水温度168.5℃

排烟温度81℃

最大烟气侧压降（从燃气轮机排气法兰到余热锅炉烟囱出口）3.9kPa

最大水侧压降（从省煤器入口阀到高压蒸汽供给模块出口侧）960.2kPa

余热锅炉噪音（1m）＜65分贝

在设计条件下（年平均性能保证工况），余热锅炉的性能数据如下（每台余热锅炉）：

余热锅炉效率83.03%

余热锅炉高压部分

蒸汽量293.4t/h

过热器出口蒸汽压力13.16MPa（a）

过热器出口蒸汽温度540℃

余热锅炉热再热部分

蒸汽量606.6t/h

再热器出口蒸汽压力3.44MPa（a）

再热器出口蒸汽温度568.0℃

余热锅炉中压部分

蒸汽量76.2t/h

过热器出口蒸汽压力3.65MPa（a）

过热器出口蒸汽温度289.9℃

余热锅炉低压部分

蒸汽量50.6t/h

过热器出口蒸汽压力0.687MPa（a）

过热器出口蒸汽温度246.0℃

给水温度170.1℃

排烟温度87.1℃

最大烟气侧压降（从燃气轮机排气法兰到余热锅炉烟囱出口）3.65kPa

最大水侧压降（从省煤器入口阀到高压蒸汽供给模块出口侧）1060.52kPa

4、燃气、蒸汽轮发电机（3台）

铭牌额定功率：

300MW级

额定电压：

20kV

功率因数：

0.85

额定转速：

3000rpm

额定频率：

50Hz

冷却方式：

氢冷

第二章热负荷分析

2.1供热现状及现状热源

“十一五”期间xx市新增集中供热面积9129万m2。

完成老住宅区供热补建466万m2，使9万余户居民结束了小煤炉取暖的历史，五年内中心城区累计拆除10吨以下燃煤小锅炉257座，并网面积1341万m2，减少二氧化碳排放15.3万吨，二氧化硫排放3798吨，烟尘排放2726吨，节约标煤9.92万吨。

1）现状集中供热面积

2009年xx市集中供热面积为21451万m2，预测2010年底xx市建成区集中供热面积23651万m2，集中供热普及率达85.2％。

其他建筑采用分散小锅炉或小火炉供热。

现状各区域集中供热面积详见表3.1-1。

表3.1-12010年全市集中供热面积统计表（万m2）

地区

建筑面积

集中供热面积

集中供热普及率

中心城区

13026

12053

92.5%

滨海新区

6154

5390

87.6%

环城四区

4704

4041

85.9%

两区三县

3878

2167

55.9%

合计

27762

23651

85.2%

2）现状集中热源

经调查统计，xx市现有集中热源主要为热电厂、燃煤锅炉房、可再生能源及燃气供热等。

全市现有供热锅炉房452座，锅炉1050台，总容量15227MW。

各类型热源供热情况见下表。

表3.1-22010年热电厂集中供热面积统计表

地区

热源名称

台数×单机容量（万kW）

装机规模（万kW）

供热面积（万m2）

中心城区

第一热电厂

1×10+2×2.5+1×5

20

1018

陈塘庄热电厂

1×13.5+2×30

73.5

1318

环城四区

杨柳青热电厂

4×30

120

1675

军粮城发电厂

2×20+2×30

100

970

滨海新区

国华热电厂

2×0.3+1×0.15

0.75

1065

热源五厂

1×0.6+4×1.2

5.4

天碱热源

1×2.5+1×5+1×6

13.5

两区三县

静海电厂

2×2.5+1×1.2

6.2

300

合计

339.35

6346

2.2供热规划

根据《xx热电联产规划》（2008年～2020年）修订版，xx市“十二五”期间共规划9座大型热电厂，其中扩建2座，在建2座，新建5座。

具体规划如下：

（1）东北郊热电厂替代中心城区第一热电厂全部供热用户，总规模4×300MW机组，到2020年满足总供热能力1400MW，供热面积3205万m2，向中心城区、滨海新区及环城四区供热。

（2）军粮城电厂扩建2×200MW+2×300MW+2×600MW供热机组，到2020年满足总供热能力1950MW，供热面积4519万m2，向中心城区、滨海新区及环城四区供热。

（3）杨柳青热电厂扩建4×300MW+2×600MW供热机组，到2020年满足总供热能力2330MW，供热面积5481万m2，向中心城区和环城四区供热。

（4）滨海新区新建大港二站热电厂2×300MW+2×600MW供热机组，外供蒸汽500t/h，到2020年满足供热能力1750MW，供热面积4681万m2，向滨海新区供热。

（5）滨海新区新建北塘热电厂2×350MW+2×660MW供热机组，到2020年满足供热能力1750MW，供热面积4681万m2，向滨海新区供热。

（6）滨海新区新建xx热电厂2×350MW+2×660MW供热机组，到2020年满足供热能力1750MW，供热面积4681万m2，向滨海新区供热。

（7）北疆电厂扩建4×1000MW机组，除海水淡化外，到2020年满足供热能力700MW，供热面积1400万m2，向滨海新区供热。

（8）中心城区陈塘庄热电厂移至西青区，建设规模4×300MW+2×600MW级供热机组，到2020年满足供热能力2450MW，供热面积6250万m2，向中心城区、环城四区供热。

（9）新建北郊热电厂2×300MW+2×600MW供热机组，到2020年满足供热能力1720MW，供热面积4884万m2，向中心城区、环城四区供热。

表3.2-1xx市规划热源点及其热负荷平衡表（万m2）

区域

年份

杨柳青

热电厂

陈塘庄

热电厂

军粮城

发电厂

东北郊

热电厂

北郊

热电厂

北疆

电厂

xx

热电厂

北塘

热电厂

大港

二站

合计

中心城区

2010年

1500

1400

380

/

/

/

/

/

/

3280

2015年

2000

1800

1000

1200

500

/

/

/

/

6500

2020年

4170

3900

2700

2200

1400

/

/

/

/

14370

环城四区

2010年

400

/

350

130

/

/

/

/

/

880

2015年

1200

700

1000

680

540

/

/

/

/

4120

2020年

1311

2350

1019

755

3484

/

/

/

/

8919

滨海新区

2010年

/

/

/

/

/

/

/

/

/

2015年

/

/

800

200

/

1400

1400

1400

1400

6600

2020年

/

/

800

250

/

1400

4681

4681

4681

16494

供需平衡

2010年供热能力

1282MW

850MW

1100MW

700MW

/

/

/

/

/

3932MW

2600

1700

2200

1400

/

/

/

/

/

7900

外供面积

1900

1400

730

130

/

/

/

/

/

4160

供热平衡

700

300

1470

1270

/

/

/

/

/

3740

2015年供热能力

2330MW

1400MW

1950MW

1400MW

700MW

700MW

700MW

700MW

700MW

10580MW

4660

2800

3900

2800

1400

1400

1400

1400

1400

21160

外供面积

3200

2500

2800

2080

1040

1400

1400

1400

1400

17220

供热平衡

1460

300

1100

720

360

0

0

0

0

3940

2020年供热能力

2330MW

2450MW

1950MW

1400MW

1750MW

700MW

1750MW

1750MW

1750MW

15830MW

5481

6250

4519

3205

4884

1400

4681

4681

4681

39783

外供面积

5481

6250

4519

3205

4884

1400

4681

4681

4681

39783

供热平衡

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

3.2.2热负荷指标及热负荷

1）采暖热指标

根据国家《城市热力网设计规范》（CJJ34-2002）中的规定和xx市采暖期气温、室外采暖计算温度，各类建筑物的采暖热指标按下表进行估算。

表3.2-2各类建筑物采暖热指标推荐值qh（W/m2）

建筑物

类型

住宅

居民区综合

学校

办公楼

医院

托幼

旅馆

商店

食堂

餐厅

影剧院

展览馆

大礼堂

体育馆

未采取节能措施

58～64

60～67

60～80

65～80

60～70

65～80

115～140

95～115

115～165

采取节能措施

40～45

45～55

50～70

55～70

50～60

55～70

100～130

80～105

100～150

注：

①表中数值适用于我国东北、华北、西北城区；

②热指标中已包括约5%的热网损失。

根据以上节能设计标准，本规划确定现状、“十二五”采暖综合热指标为50W/m2，“十三五”采暖综合热指标为32W/m2。

采暖室外计算温度为-9℃，室内计算温度为18℃。

采暖期为当年的11月15日起，至次年的3月15日止。

采暖天数为122天，采暖小时数为2928小时。

2）供热面积

根据《xx滨海新区供热专项规划》、《xxxx热电厂选址规划报告》及xx津能滨海热电有限公司对渤海石油等单位供热情况的调查、收集、测算，对塘沽区南部（京山铁路和津塘四号路以南）区域现状情况进行统计，塘沽区南部现状供热面积807万平方米。

（见下表）

表3.2-3　塘沽城区供热热源一览表

序号

名称

锅炉容量

供热面积（万m2）

供热区域

1

xx滨海供热公司

热水炉：

3×29MW

346

中心区的河北路以西津塘路以南、海河以北地区

热水炉：

4×7MW

蒸汽炉：

8×20t/h

清洁能源（地热）3×5.6MW

34

2

xx永利供热公司

200

津塘四号路以南

3

707所供热

蒸汽炉：

1×4t/h

6

707段附近

蒸汽炉：

1×2t/h

4

大沽化工厂

3×130t/h;5×35t/h

100

5

渤海石油基地东沽新村和滨海新村

3×10.5MW

3×14MW

100

6

其它小型供热单位

10t/h以下小锅炉

21

小锅炉

总计

通过对xx滨海热电有限公司所提供的xx热电厂供热区域内规划建设情况进行分析测算，除一期替代现状供热面积773（不含滨海供热的地热源）万平方米外，规划建筑面积3917万平方米，总计4690万平方米。

表3.2-4　建筑面积调查测算汇总表

单位：

万平方米

序

号

区域名称

建筑面积

备注

现状供热面积

规划发展面积（2020）

合计

一

塘沽区南部

1

解放路街和新港街（天碱热电厂）

200

400

600

2

渤海石油东沽新村

70

0

70

3

渤海石油滨海新村（蓝鲸岛）

30

0

30

4

大沽化工厂

100

0

100

5

塘沽区政府周边（xx滨海供热公司）

346

0

346

6

707所供热

6

0

6

7

其他小型供热单位所带负荷区域

21

0

21

8

于家堡

0

950

950

9

响锣湾

0

560

560

1

东、西沽

700

700

1

胡家园及新城镇

0

600

600

1

新港街（行政文化中心）

0

107

107

小计

773

3317

4090

二

临港产业区北部

0

600

600

总计

773

3917

4690

3）热负荷及年供热量

根据对xx热电厂供热区域内现状及规划热负荷的统计，供热区域一期替代现状供热面积为773万m2，规划供热面积为3917万m2，则总的规划供热面积为4690万m2根据热源点规划（表3.2-1），热电厂需承担其中1750MW的热负荷。

电厂一期2X350MW机组可实现供热负荷700MW，即已满足供热区域内的现状热负荷，二期采用F级燃气蒸汽联合循环机组可实现供热负荷650MW；剩余的400MW规划热负荷可考虑由后续扩建机组或其他清洁能源（地热、燃气等）满足。

届时该区域内所有现状锅炉房将全部被替代。

第三章供热方案

3.1设计热负荷

本工程设计热负荷按1套“二拖一”F型机组的最大供热能力660MW考虑，不考虑工业热负荷。

根据供热规划，“十二五”采暖综合热指标为50W/m2，“十三五”采暖综合热指标为32W/m2，则本工程采暖综合热指标暂按40～50W/m2考虑，可满足约1300～1625万m2的供热面积。

3.2供热方案

3.2.1蒸汽轮机供热系统

经对燃机运行可靠性、造价、效率、供热能力等因素综合比较，本期工程拟安装1台可背压、可纯凝运行的汽轮发电机组，采用二拖一方式运行，冬季热负荷需求较大时，汽轮机可背压方式运行，对外可供净热负荷660MW（含余热锅炉烟气加热器热量60MW），可满足本供热区内近期的采暖热负荷需要。

按xx热网设计要求，采暖热网系统采用二级换热闭式循环系统。

厂内设置一级换热站，用汽机抽汽将热网循环水加热至130℃，通过热网循环水泵外供城市热网。

热网回水温度为70℃，供水压力1.5MPa。

冬季采暖期运行方式：

按照“以热定电”的方式运行，汽轮机为背压运行，机组冬季运行小时数2928小时。

3.6.2供热方案

根据机组的蒸汽量及供热负荷，本次设计选用4台汽水热网加热器并列运行，将热网循环水（约9500t/h）从70℃加热到130℃，加热器疏水由疏水冷却器冷却，疏水出口温度为80℃。

当1台热网加热器停运时，其余加热器可提供75％的热负荷，符合规程要求。

配置4台热网循环水泵，采用液偶调速，不设备用，每台泵的流量为2500m3/h，扬程约140m。

热网疏水系统设置3×50%容量热网疏水泵，两用一备，设两磁变频装置，每台泵的流量为447m3/h，扬程约120m。

正常情况下，疏水返回到主机凝结水系统轴封加热器前；事故或高水位情况下，疏水进入主机凝汽器的疏水扩容器，在疏水扩容器中扩容后，进入凝汽器水箱。

3.6.3调节方式

由于网路系统流量变化会产生水力失调，故对热负荷调节采用质、量双调方式。

即外界热负荷的变化通过调节汽轮机负荷来改变蒸汽量；对于短时间内的热负荷变化，则借助加热器水侧旁路调节阀来实现改变供水温度；同时循环水泵采用调速泵，根据热负荷的变化调节热网循环水量，控制供热量。

3.6.4定压措施

为保证热网末端最高用户处的热网水压力不小于相应温度下的饱和压力，避免热网水汽化，系统采用补水泵补水定压，定压压力为0.3MPa。

本工程设2×100%容量的补水泵，采用变频调速。

第四章单燃机供热方案分析

4.1机组正常运行

本期工程（两台燃气轮机、两台余热锅炉和一台蒸汽轮机）建成后，带基本热负荷。

机组正常工况运行时，两台燃机的排气分别进入两台余热锅炉，余热锅炉产生的蒸汽汇合成母管后进入一台蒸汽轮机，汽轮机中压缸排汽与余热锅炉的低压蒸汽合并作为热网加热器的加热蒸汽汽源，在中压缸与低压缸的联通管上设置调整蝶阀，用以控制热网抽汽压力。

热网加热器的加热蒸汽参数0.646MPa、313.2℃，加热蒸汽量764.2t/h，供热量约600MW。

为了增加电厂的对外供热量，余热锅炉增大了低压省煤器的受热面积，在供热工况时，可抽取部分高温凝结水加热热网循环水，两台余热锅炉可增加供热量约60MW，将热网循环水热网循环水从70℃加热到130℃。

此时整套机组能够提供660MW（最终需根据选定的燃机计算确定）的供热量，可满足本供热区内近期的采暖热负荷需要。

4.2蒸汽轮机故障

若蒸汽轮机故障停用，而燃气轮机和余热锅炉仍在运行，则关闭全部进汽门，切除蒸汽轮机，由两台余热锅炉产生的高压过热蒸汽，经汽机高旁减温减压后送入低温再热管道，与中压过热蒸汽混合后进入再热器，高温再热蒸汽经中压旁路减温减压后和低压蒸汽一起进入热网加热器供汽系统，对热网循环水进行加热。

此时利用高中压旁路阀后蒸汽、低压蒸汽、低压省煤器热水等作为热源，具有约787MW的供热能力。

两台余热锅炉的低压省煤器可增加供热量约60MW，两台机组共计可提供847MW，完全可满足本供热区内近期的采暖热负荷需要。

因蒸汽轮机退出运行，发电功率减少153.6MW。

4.3燃气轮机或余热锅炉故障

1、一台燃气轮机停运，汽轮机正常运行

当1台燃气轮机或余热锅炉故障停用后，另一台燃机、余热锅炉带蒸汽轮机运行，蒸汽轮机50％负荷运行，此时可抽出抽汽参数0.646MPa、313.2℃，加热蒸汽量约390t/h，总供热量约300MW，一台余热锅炉的低压省煤器可增加供热量约30MW，共计供热量约330MW可保证供热区域约50％的采暖热负荷，不符合《火力发电厂设计技术规定》60%~75%的有关要求。

2、一台燃气轮机停运，蒸汽轮机故障或切除

当仅一台燃机正常运行，蒸汽轮机切除时，余热锅炉产生的高压过热蒸汽，经汽机高旁减温减压后送入低温再热管道，与中压过热蒸汽混合后进入再热器，高温再热蒸汽经中压旁路减温减压后和低压蒸汽一起进入热网加热器供汽系统，对热网循环水进行加热。

此时利用高中压旁路阀后蒸汽、低压蒸汽、低压省煤器热水等作为热源，具有约393MW的供热能力。

余热锅炉的低压省煤器可增加供热量约30MW，共计可承担423MW供热负荷，约为规划供热负荷660MW的64%，满足《火力发电厂设计技术规定》60%~75%的有关要求。