（浙能舟山六横发电厂，浙江舟山316131）

1 000 MW超超临界火电机组的设计优化

金宏伟

（浙能舟山六横发电厂，浙江舟山316131）

舟山六横发电厂新建工程项目在初步设计阶段开展了设计优化。介绍了主厂房运转层标高选择、高压加热器的选型、给水泵及前置泵的容量选择及布置方式、低温省煤器的选择等优化项目并进行经济性分析，将为工程建设节省大量投资费用。

1 000 MW；火电机组；设计优化

浙能舟山六横发电厂位于浙江省舟山市六横镇，一期建设规模为2×1 000 MW超超临界国产燃煤发电机组，三大主机分别选用北京巴威锅炉厂、东方汽轮机厂和东方电机厂的设备，为实现发电厂工程节能降耗与控制造价，提高运行经济性，有必要在发电厂初步设计阶段进行系统设计、工艺流程、设备配置等方面的优化工作，确保建成后的机组在设计水平、工程建设、运行指标方面能达到国内一流或国际先进水平。

1 汽机房运转层标高选择

国内已投运的1 000 MW超超临界机组运转层标高大多定在17 m，主要是考虑凝汽器能顺利穿管及减少负挖土方量[1]，也有少数发电厂（如华能广东海门发电厂、国电潮州三百门发电厂等）将运转层标高定在15.5 m，降低主厂房容积以节省土建费用与减少运行费用[2]。本工程据初步计算，将运转层标高由17 m降到15.5 m，综合主厂房容积减少与负挖土建费用的增加情况，总土建费用仍下降约70万元左右；由于凝汽器布置的下降，循环水泵功率及耗电量减少，年运行费用可以下降约200万元左右，经济效益较明显。

对运转层标高优化为15.5 m的发电厂进行实地调研，认为主厂房容积压缩后设备管道布置过于密集，设备检修空间与检修通道狭窄，不利于平时的检修维护。经综合考虑工程投资、运行的经济性与检修维护的便利性，将运转层标高确定为16 m。

2 汽动给水泵组的选型及布置方式

2.1 汽动给水泵组的比选

目前国内已投运的1 000 MW超超临界机组中，只有外高桥发电厂三期配置1台100%锅炉最大出力工况（BMCR）容量汽动给水泵[3]，其他都配置2台50%BMCR容量汽动给水泵组。

1台100%BMCR容量的给水泵组运行经济性要优于2台50%BMCR容量，给水泵效率可提高1%～2%，给水泵汽轮机效率可提高6%[4]，折合标煤可节约0.8 g/kWh,年运行燃料费用可节约352万元。但据了解目前国内还没有为1 000 MW超超临界机组配套生产100%BMCR容量给水泵及给水泵汽轮机的制造厂家。按100%BMCR容量给水泵及汽轮机采用进口设备与50%BMCR容量给水泵及汽轮机采用国产设备进行比较，2台50%BMCR容量的国产给水泵比1台100%BMCR进口给水泵的配置总投资低5 000万元。

另外单台100%BMCR容量汽动给水泵组的故障将直接影响到机组的连续稳定运行，而2台50%BMCR容量给水泵组在1台泵组故障情况下机组还可以带60%负荷[5]。

经过上述两种配置方案优劣点的综合对比，考虑配置2台50%BMCR容量汽动给水泵组。

2.2 前置泵驱动方式及给水泵组布置优化

前置泵的驱动方式分为2种：前置泵由电机单独驱动；前置泵、主泵同轴布置由给水泵汽轮机通过减速箱驱动。给水泵组的布置方式结合前置泵的驱动方式又分为3种：

（1）常规的布置方式，即前置泵布置在除氧间0 m层，由电机驱动，给水泵布置在运转层。常规的布置方式被国内大部分火电机组采用。

（2）前置泵与主泵同轴布置在运转层。在国内投产的1 000 MW机组中也有广泛使用，如国电北仑发电厂[6]、华能南京金陵发电厂等。

（3）前置泵与主泵同轴布置在除氧间0 m层，给水泵汽轮机采用上排汽方式。这种方式在目前国内投产的百万千瓦机组级别中尚无应用业绩，但在300 MW级别机组由电泵改造为汽泵项目中有一定的应用并运行良好，如华电国际山东邹县发电厂、华能江苏淮阴发电厂、华能重庆珞璜发电厂等。

前置泵布置在运转层还是0 m层，影响到除氧器的布置及主厂房的容积与土建费用。除氧器的布置必须满足前置泵的有效汽蚀余量要求，前置泵在除氧器滑压运行中出现事故暂态工况时（如机组突然全甩负荷），有效汽蚀余量会出现最小值，只有该工况下的最小有效汽蚀余量满足前置泵的汽蚀余量要求时，前置泵的运行才是安全的。通过计算，前置泵布置在0 m层时，除氧器至少需要布置在26 m以上；若将前置泵布置在运转层，除氧器则需要布置在39 m以上方能满足要求，相应的主厂房容积增加约13 000 m3，2台机组总投资估算需增加390万元。

通过投资与技术经济性对比，前置泵与汽动给水泵汽轮机同轴布置在0 m层，采用上排汽的方案比另两种方案有相对的优越性，既减少了主厂房容积，又取消了前置泵电机，降低了厂用电率。故经综合考虑，采用的方案为2×50%BMCR容量汽动给水泵组、主泵前置泵同轴0 m层布置、给水泵汽轮机采用上排汽的方式。

3 高压加热器选型

1 000 MW超超临界机组高压加热器（简称高加）主要有2种布置方式，即单列布置与双列布置。目前国内已建成投运的1 000 MW超超临界机组中，只有外高桥发电厂三期、平顶山发电厂采用单列布置，其他均采用双列布置[7]。

采用双列高加大旁路布置方式，当任一高加故障导致该列退出运行时，另一列仍可通过60%左右的给水流量，此时锅炉的给水温度不会降到除氧器出口的给水温度，对机组运行的扰动相对较小，此时机组的热经济性相对较高。采用单列布置时，当任一高加故障导致高加退出运行时，锅炉给水温度瞬间降为除氧器出口温度，此时机组虽然能带满负荷运行，但对机组稳定运行的扰动较大，机组运行的经济性也较差。

在布置方式上，双列高加布置形式上相对复杂，抽汽管道、疏水管道、给水管道及相关阀门均需双套布置，设备系统结构复杂，系统故障及泄漏的概率也增加。

通过对双列高加和单列高加的抽汽管道进行热力计算表明，抽汽管道采用双列高加时比采用单列高加时的压降要增加0.4%。结合热平衡计算，采用单列高加时机组热耗可以下降0.3 kJ/kWh，煤耗比采用双列高加可减少0.01 g/kWh，运行经济性稍好。另外通过投资费用的比较，采用双列高加时，每台机组在高加设备投资、给水系统、加热器疏水系统、抽汽系统的管道阀门投资等方面比采用单列高加要高288万元左右。

通过上述比较分析，认为高加采用单列与双列均是可行的，在系统布置、设备投资、运行经济性及设备可靠性上单列高加相对占有一定优势，故决定采用单列高加。

4 低温省煤器设置

为防止锅炉尾部受热面的烟气结露与低温腐蚀，通常锅炉的排烟温度设计得比烟气露点温度高许多，因此排烟热损失很大，是当前锅炉热损失中的最大项，如何进一步降低排烟温度成为锅炉节能减排技术发展的必然选择。

近年国内多家发电厂进行锅炉改造时，多加装低温省煤器，利用锅炉的排烟余热对热力系统中的凝结水或采暖热电厂回水等冷却水源进行加热利用，并取得不错的经济效益。如外高桥发电厂三期1 000 MW超超临界机组通过在锅炉空气预热器后加装低温省煤器来提高凝结水的温度，减少低压加热器（简称低加）的抽汽量，既利用锅炉排烟余热获得电能，同时对于脱硫系统还可以减少大量脱硫用水[8]，取得了较好的经济效益。

在全社会倡导节能排减的大背景下，加装低温省煤器是新建发电厂工程的必然选择。分析对比加装低温省煤器的相关方案，决定将低温省煤器布置在引风机后、脱硫吸收塔前，在7，8号低加间采用串并联布置方式，加热回热系统中的凝结水。该方案初投资小，综合经济性好，计算发电煤耗可降低0.89 g/kWh，以机组满负荷工况为基准的投资回收年限为5.05年。

5 结语

六横发电厂在初步设计前开展的优化项目共有29项，在此主要分析了主厂房运转层标高的确定、汽动给水泵的选型及布置、高压加热器选型及加装低温省煤器等4个方面的优化情况。另外还进行了主再热蒸汽系统压降优化、凝结水泵采用变频调节技术、风机选型及裕量选择、引风机与增压风机合并设置（即四合一风机）、锅炉除渣方式优化、凝汽器冷端优化、循环水泵选型配置优化等。通过开展设计优化，取得了较好的经济效益，节省了大量的工程投资费用。

[1]范永春，石佳.1 000 MW机组汽机房运转层标高优化[J].东北电力技术，2006（9）:14-16.

[2]范永春，杨小华.华能海门电厂设计优化探讨[J].广东电力，2010，5（23）:50-54.

[3]冯伟忠.1 000 MW超超临界机组给水泵及系统优化[J].中国电力，2010，43（8）:26-30.

[4]俞兴超.1 000 MW超超临界火电机组给水泵配置及分析[J].华东电力，2008，36（9）：90-94.

[5]张元林，潘家成，张健，等.超超临界1 000 MW机组给水泵汽轮机开发设计[J].东方电气评论，2008，22（86）: 1-6.

[6]陈建县，陶磊.超超临界1 000 MW机组给水泵前置泵的优化配置[J].浙江电力，2007，26（6）:19-21.

[7]栾义，张野虎，卯云峰.1 000 MW机组高压加热器配置方案浅析[J].科技信息，2010（35）:1099，1134.

[8]张振球.既减排又节能外三厂成功实现“零能耗脱硫”[J].上海电力，2009（4）:320.

（本文编辑：陆莹）

Design Optimization for 1 000 MW Ultra-supercritical Thermal Power Units

JIN Hong-wei
（Zheneng Zhoushan Liuheng Power Plant，Zhoushan Zhejiang 316131，China）

The design optimization of the new project in Zhoushan Liuheng Power Plant is performed during the preliminary design stage.This paper presents the design optimization items including elevation selection of the turbine house operating layer，type selection of the high-pressure heater，capacity selection and layout methods of the feed water pump and booster pump，selection of low-temperature economizer and carries out the economic analysis.It will reduce a lot of investment costs for project construction.

1 000 MW；thermal power units；design optimization

TK222

：B

：1007-1881（2012）07-0038-03

2011-12-26

金宏伟（1976-），男，浙江台州人，工程师，主要从事火电厂生产技术管理工作。