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燃气 -蒸汽联合循环电站设计方案二 O 二 O 年六月燃气 -蒸汽联合循环设计方案第 i 页目录 1 负荷需求 . 1 2 主机配置比选 . 1 2.1 机组选型原则 1 2.2 联合循环机组轴系配置 1 2.3 主机选型 3 2.4 主机参数选择 8 2.5 装机方案选择 9 2.6 供热和供电可靠性分析 11 3 工程设想 . 11 3.1 装机方案 11 3.2 热机部分 11 3.3 电气部分 13 3.4 化学水处理系统 18 3.5 热工自动化部分 21 3.6 水工部分 24 3.7 暖通部分 27 3.8 建筑结构部分 30 4 投资估算 . 35 4.1 工程概况 35 4.2 编制原则 35 4.3 工程投资 36 5 经济评价 . 36 5.1 原则及依据 37 5.2 基本条件及参数 37 燃气 -蒸汽联合循环设计方案第 1 页 1 负荷需求根据业主提供数据项目所需电负荷约为 15 亿 kWh，纯凝期折合机组小时总发电功率约为 220MW。本项目冬季还需要提供 220t/h 的采暖用汽，采暖用汽参数暂定 0.8MPa， 250℃ 。 2 主机配置比选 2.1 机组选型原则 1 应综合考虑供热安全可靠，机组调节灵活，技术经济上先进合理； 2 应考虑天然气价格较贵的特点，尽可能选用高效率的机组，以充分利用能源，降低供热供电价格； 3 热负荷具有不确定性，机组选型应能适应一定热负荷变化的能力； 4 选择先进、成熟的标准系列产品，努力提高设备的国产化率； 5 具有较佳的技术优势和价格优势； 6 满足热电联供电厂热电比和热效率的要求。根据本工程所需电负荷和热负荷需求，结合国内主机生产能力，对本工程主机进行选型。为使建成后的电厂单位投资最少、热效率最高、投产后具有较好的效益，选择合适的机型至关重要。燃气轮机是燃气蒸汽联合循环发电机组关键设备，其选型对机组性能和电厂经济性的影响最大。目前国际上燃气轮机品种系列齐全，单机容量从数百千瓦到二十八万千瓦，三百多种型号。当前常用的燃气轮机及其联合循环机组有 F 级、 E 级、 100MW 级等，其它机型国内运用较少。考虑到国内制造厂的业绩、燃机的运行经验、零配件供应等因素，本工程可考虑选择 100MW 级燃气 -蒸汽联合循环机组作为主机设备。 2.2 联合循环机组轴系配置联合循环机组的轴系配置有两种形式一种是多轴配置，即燃气轮机和汽轮机分别拖动发电机运行。另一种是单轴配置，即燃气轮机和汽轮机共同拖动一台发电机运行。 2.2.1 单轴配置单轴机型由一台燃气轮机、一台发电机和一台蒸汽轮机单轴串联布置。单轴型式构成的燃气蒸汽联合循环发电机组在单元制配置、发电机出线、设备和蒸汽管道布置以及施工和运行管理等方面有许多特点 1 单轴配置时只需一台较大容量的发电机，与对应的多轴配置相比，相应的电气燃气 -蒸汽联合循环设计方案第 2 页设备少、系统简单，设备初投资较少。 2 启动方式灵活多样通过变频提供变频交流电给发电机，以变频电动机方式启动燃气轮机，就可取消专门设置的启动电动机；若有现成的蒸汽源（如联合循环机组安装在现有的汽轮机电厂或对其进行联合循环技术更新改造时）也可直接利用汽轮机来启动燃气轮机。 3 燃气轮机和汽轮机可共用一套润滑油系统，机组运行与控制系统等将得以简化。 4 布置更紧凑，汽水管道较短，占地面积小、厂房较小。 2.2.2 多轴配置多轴机型由一台蒸汽轮机发电机组，配一台或多台燃气轮机的发电机组，可用 “xy1”表示， “x”表示燃气轮机的台数， “y”表示余热锅炉的台数，一般地， xy。多轴方案中的 111 型也称分轴方案，是单轴的改变型，燃气轮机和汽轮机分别驱动各自的发电机。分轴配置降低了主机生产的技术难度，但增加了厂用损耗。多轴的主要特点是 1 燃气轮机发电机组和汽轮机发电机组相对独立、分开布置，若余热锅炉设置旁通烟囱，可方便单独以简单循环方式运行。在以调峰为主要任务的联合循环电厂，燃气轮机可快速启动，在 20 分钟内能带上满负荷，调峰能力强。 2 除 “11”配置外，在电厂布置有多台燃机且处于部分负荷时，可通过停运部分燃气轮机，使运行中燃气轮机尽量接近额定负荷高效率范围运行，电站变工况性能得到改善，对负荷变化较大的电厂有利。 3 有利于实施 “分阶段建设 ”的模式，先建燃气轮机机组，再建余热锅炉和汽轮机机组，分期尽快回收投资与相对缩短建设周期。用简单循环的发电收入支付部分联合循环的建设费用。 4 多轴配置方案的设备与系统都比较复杂，占地面积也较大。实际常用的是 111 和 221 两种，其它配置虽然效率高、投资低，但可靠性差、系统与控制都比较复杂，而且当汽轮机故障停机时，多台燃气轮机都只能按简单循环运行或停机。 2.2.3 配置型式比较联合循环轴系配置对电站投资成本、总体布置与占地面积、运行操作以及热力性能（特别是变工况的性能）、机组是否承担电网调峰等都有很大影响。除此之外，还应适当考虑投资、运行灵活性、占地面积、建设周期、国产化率、维修等因素的影响。电站设计优化选择时应综合考虑以上各种因素来确定选择轴系配置总体方案。对于本工程 100MW 级燃机联合循环，单轴布置较为少见。因燃气轮机、汽轮机和燃气 -蒸汽联合循环设计方案第 3 页发电机同轴布置，故任何时候三大主机均需同轴转动，不利于燃机先行发电，其灵活性不如分轴或多轴布置的机组，国内也很少采用这种布置方案。国外有 100MW 级燃机联合循环电厂单轴布置的案例，但是建设年代较早，近期建设方案中均不推荐采用单轴布置方案。本工程是热电联产项目，以热定电，所供热负荷基本为采暖热负荷，其可靠性要求较高，机组基本不参加调峰，因此采用单轴配置优势不明显；且对于热电机组，将同时承受电网和热网波动的影响，为保证安全可靠，本工程推荐多轴配置方案。 2.3 主机选型 2.3.1 燃气轮机燃气轮机是燃气蒸汽联合循环发电机组关键设备，其选型对机组性能和电厂经济性的影响最大。目前国际上燃气轮机品种系列齐全，单机容量从数百千瓦到二十八万千瓦，三百多种型号。根据本项目实际情况，适用于本项目的燃气轮机及其联合循环机组有 100MW 级。考虑到国内制造厂的业绩、燃机的运行经验、零配件供应等因素，本工程考虑选择 100MW 级燃机及其联合循环机组作为主机设备。本项目拟选用 100MW 级燃气 -蒸汽联合循环机组选用上海电气集团引进的安萨尔多 AE64.3A 机型，采用两套一拖一多轴配置。本项目选择上海电气生产引进的 AE64.3A 燃气轮机。安萨尔多能源公司是国际著名重型燃机厂商，与美国通用电气、德国西门子、日本三菱、法国阿尔斯通等公司齐名。 2014 年 5 月，上海电气以 4 亿欧元价格收购安萨尔多 40股份，同时双方还达成多项战略合作，包括在重型燃气轮机的技术、制造、销售和服务等方面开展合作。基于该合作，上海电气与安萨尔多将在中国成立两家合资公司，从事燃机总装及核心零件的生产、销售和研发。主要设计特点 AE64.3A 型燃气轮机采用单轴设计，包含了一台十七级轴流式压缩机以及一台四级轴流式涡轮机，压缩机与涡轮机采用了一个共用转子。燃气涡轮机配有一个环形燃烧室，燃烧室的内衬为可更换的空气冷却式金属防热罩，且采用陶瓷涂层作为保护。配备了 24 个干式低氮氧化物燃烧器，其既适用于天然气操作，也适用于轻质燃油的操作。这种带有混合型燃烧器的燃烧室综合了最佳燃烧所具有的各项优点，包括氮氧化物与一氧化碳的排放量低，压力损失小，操作灵活性高，设计结构完全对称、紧凑，且便于检修。燃气 -蒸汽联合循环设计方案第 4 页大扭矩、大刚度、自对中、极好的热惯性；大流量、高压比、高效率压气机，进口导叶技术提升部分负荷效率和喘振裕度，压气机带防腐涂层，适应沿海气候；独特的环形燃烧室，燃烧室由耐高温的陶瓷瓦块进行隔热，陶瓷瓦块可独立拆卸，检修便捷，节省大量冷却空气；透平采用钴基、镍基高温材料，采用金属涂层 TBC 隔热，精确控制冷却空气消耗量，提升整机效率； AE64.3A 燃气轮机剖面图燃气 -蒸汽联合循环技术参数参考如下燃机厂家单位 Ansaldo SEC 型号 AE64.3A 额定（ 101kPa， 15℃ ，相对湿度 60）发电出力 MW 74 额定排烟温度 ℃ 578 额定排烟量 t/h 759 余热锅炉锅炉出口高压蒸汽燃气 -蒸汽联合循环设计方案第 5 页额定压力 MPa.a 7.4 额定温度 ℃ 557 额定流量 t/h 100 锅炉出口低压蒸汽额定压力 MPa.a 0.86 额定温度 ℃ 258 额定流量 t/h 17.7 余热锅炉排烟温度 ℃ 122 汽轮机额定出力 MW 35 主汽参数 6.9MPa， 557℃ ， 100t/h 补汽参数 0.86MPa， 258℃ ， 17.7t/h 排气压力 kPa 7.7 排汽量 t/h 115.6 2.3.2 余热锅炉（ 1）余热锅炉的选型余热锅炉或称热回收蒸汽发生器（ Heat Recovery Steam Generators 简称 HRSG）。联合循环机组的余热锅炉是回收燃气轮机的排气余热，以产生驱动蒸汽轮机发电所需蒸汽的换热设备，在余热锅炉中水被加热而变成蒸汽，同时燃气轮机的高温排气得到冷却。通常余热锅炉由省煤器、蒸发器、过热器以及联箱和汽包等换热管簇和容器等组成。在省煤器中锅炉的给水完成预热的任务，使给水温度升高到接近于饱和温度的水平；在蒸发器中给水相变成为饱和蒸汽；在过热器中饱和蒸汽被加热升温成为过热蒸汽；在再热器中再热蒸汽被加热升温到所设定的再热温度。由于燃气轮机排烟温度比较低（相对燃煤锅炉而言），热回收采用辐射传热是不行的，主要是依靠对流接触传热。根据 100MW 级燃气轮机的介绍资料大部分燃机的排烟温度基本都在 540℃ 以上。因其排烟温度较高且排气流量较大，为追求高效率，优化的热力系统宜采用蒸汽多压化。此外，随着燃气轮机的高效率化和大容量化，余热锅炉不带整体除氧器的方式逐步被整燃气 -蒸汽联合循环设计方案第 6 页体除氧器所取代。余热锅炉带整体除氧器，在结构上可缩小余热锅炉部分的整体尺寸。一般余热锅炉均根据各工程情况由燃气轮机厂商配置或归口。综上分析及本工程特点为要求供热可靠，系统简单，燃气轮机和余热锅炉不需调峰基本上带基本负荷等，另外对外供蒸汽，可由较为简单的抽凝机来满足供热要求。本工程推荐采用自然循环，双压，无再热余热锅炉，最终要根据招标情况并配合联合循环系统来设计、选型。（ 2）余热锅炉的补燃目前，余热锅炉型联合循环装置得到最为广泛的应用，但根据燃料加入方式的不同，它还分为补燃和不补燃的两种。不补燃是指全部燃料都在燃气轮机燃烧室加入；补燃则有部分燃料是在燃气轮机后、余热锅炉前加入，以提高透平排气的温度，来增加余热锅炉的产汽量，并有可能提高高压蒸汽的参数。研究和实践都表明，补燃的措施可以明显增大联合循环装置蒸汽侧的有效功率输出，但在多数情况下联合循环热效率都将下降；只有当补燃后，蒸汽参数有提高、而补燃量又比较少（不大于 10）时，系统的效率才有可能稍有提高。所以，对于高参数的大型燃气轮机联合循环装置，其透平排气参数已足够高，很少采用补燃的措施。补燃型余热锅炉比非补燃型余热锅炉效率可提高 1-2 个百分点。对于补燃型余热锅炉，采用烟道补燃，最大补燃量可达到主蒸发量的一半。另一方面，采用余热锅炉补燃，增加了补燃需要的换热面积、燃烧器及投资会提高。本工程综合考虑成本因素，暂不考虑采用补燃措施。 2.3.3 蒸汽轮机（ 1）选型原则联合循环中的蒸汽轮机不同于常规火电厂的蒸汽轮机。燃气轮机是定型产品，具有相对明确的排气参数。而供热量是通过汽轮机抽汽供应的，因此余热锅炉设计参数，炉型结构必须与汽轮机组相匹配，同时还受到汽轮机制造厂设计模块组合的制约，这也是供热的燃机－蒸汽联合循环机组机型配置较为复杂之处。另外联合循环电厂的热力系统中取消了给水回热系统，所以蒸汽轮机的进汽参数不同于常规煤电机组蒸汽轮机标准系列。根据对国内三大汽轮机厂的咨询，其均引进了外国先进技术，并能进行模块组合设计，对蒸汽轮机的设计制造已有一定能力。联合循环中的蒸汽轮机一般由燃机制造厂配套供应，以使其产品的性能达标，本工程的汽轮机也可采用这种采购方式。联合循环汽轮机与常规汽轮机相比，有较大不同。其主要特点如下 1 不设回热系统。为了尽可能地利用燃气轮机排气能量，增加蒸汽轮机的输出功燃气 -蒸汽联合循环设计方案第 7 页率，联合循环中蒸汽轮机一般少设或不设给水加热器，仅设置汽封加热器。给水加热与除氧一般由余热锅炉来承担，有时由凝汽器除氧； 2 汽轮机采用滑压运行，不再设置调节级，即汽轮机的各级均采用全周进汽的结构可保证锅炉在变工况下生产相对多的蒸汽，并降低了变工况下汽机内部因温度变化引起的热应力； 3 由于没有或很少抽汽回热级，对于双压汽轮机还有中间注气，因而联合循环汽轮机的排汽量一般比等功率容量的常规火电汽机排汽量大 30左右。所以低压级的通流面积应较同容量常规煤电机组增大约 30； 4 为了满足燃气轮机频繁和快速启动的要求，在汽轮机的设计上采取一些措施，如尽可能采用径向汽封加大动静部件之间的间隙，末级动叶片特殊设计使其满足频繁、快速启动； 5 需优化蒸汽参数，在余热锅炉换热面积合理的情况下，选择最佳的蒸汽循环系统和蒸汽初参数，使联合循环机组达到最佳的供电效率。（ 2）蒸汽轮机选型及配置说明根据电需求和热需求，本工程在保证供电量的基础上还能提供部分热负荷，两套联合循环机组额定蒸汽供应流量为 100t/h 左右，蒸汽压力为 1.0MPa，蒸汽温度为 250℃ 。因机组对热负荷的变化应有一定适应性，当热负荷降低，抽汽量减小时，若维持燃机仍处于额定负荷运行，则势必增加汽轮机组的发电量，凝汽器容量也应有足够的余量。所以根据机组运行调节适应热负荷变化的要求，结合发电机、凝汽器容量进行综合考虑，同时需考虑到项目投运前期可能热用户热量需求较少。故本工程暂按额定抽汽量来确定汽轮机组的辅助系统，这样既有利适应热负荷变化，又不使投资费用过大。同时循环冷却水系统和凝结水系统容量按纯凝工况进行预留，保证电厂可在纯凝工况下正常运行。对于上海电气集团单台 AE64.3A型燃机所配抽凝式汽轮机额定抽汽能力约为 50t/h，本项目拟设两套，因此可满足本工程一半的供热需求。（ 3）凝汽器选型与常规火力发电厂相比，联合循环汽轮机由于一般不在汽轮机侧设置抽汽给水回热加热器，其给水加热的功能主要在余热锅炉内完成，因此其排汽量比较大，同功率的机组，联合循环汽轮机面积比常规机组大约 30。联合循环的汽轮机一般都设有百分之百的蒸汽旁路系统，凝汽器的机组启动、停机或甩负荷要接受并凝结大量的高焓蒸汽，因此凝汽器的结构设计也要特别加以考虑。这燃气 -蒸汽联合循环设计方案第 8 页一点在设备招投标时要特别提及，满足系统需要。 2.4 主机参数选择 2.4.1 参数选择原则把燃气轮机的 “布莱登循环 ”与蒸汽轮机的 “朗肯循环 ”叠置在一起，组成一个总的循环系统，这就是燃气－蒸汽联合循环。通常联合循环设计时是从系统层次进行设计优化，先确定燃气侧子循环系统设计优化变量，然后在燃气侧循环排气参数确定的情况下对蒸汽侧循环进行流程和参数设计优化。但对于工程应用来说，会面临在燃气轮机已确定的条件下组建联合循环电站的问题，这时主要的工作是蒸汽子系统的优化与选择。联合循环汽轮机的热力设计主要步骤为根据燃机型号、布置和当地的原始气象条件等，选择合理的联合循环蒸汽循环系统类型，与余热锅炉一起进行蒸汽参数的优化，根据优化的参数进行汽轮机热力设计。其主要目的是在保证汽轮机安全可靠、运行性能达标的基础上尽可能地利用燃气轮机排烟能量，提高整个联合循环机组的效率。 2.4.2 系统优化蒸汽侧系统设计优化是提高联合循环系统性能的一个关键。为提高系统效率，由余热锅炉和汽轮机等组成的蒸汽系统必须充分回收燃气轮机的透平排热，为此必须合理地确定系统流程与参数。联合循环中蒸汽系统的热力性能不仅与系统的参数有关，而且很大程度上取决于系统流程及其匹配关系。按蒸汽系统流程分，目前采用有单压、单压再热、双压、双压再热、三压及三压再热等六大类的汽水系统。流程优选主要取决于与之相配的燃气轮机形式、参数和用户的需要。如燃气轮机在额定功率下排烟温度低于 538℃ 的联合循环，多采用单压或多压无再热的蒸汽循环；而大功率、高排温的燃气轮机多配多压再热的蒸汽循环。但当燃气轮机的排烟温度提高到 593℃ 时，就应考虑采用三压有再热的蒸汽循环方案。应强调的是蒸汽侧参数的确定，在很大程度上还取决于经济分析评估，包括考虑初投资、燃料质量和价格以及电站运行模式等。联合循环中汽水系统优选的总趋势是采用更加完善的多压再热系统，但必须考虑各种制约的因素，如排烟的露点温度等。多压式的再热循环机组的设备形式复杂，造价也相对昂贵，在上项目时要进行性能价格比的论证和技术经济分析。一般来说，多压的复杂循环比较适合于汽轮机功率较大、燃料价格较昂贵、负荷因素较高的地区。综上所述，本工程现阶段 100MW 级的排烟温度处于 538℃ ～ 560℃ 范围，采用双压无再热汽水系统是合适的。燃气 -蒸汽联合循环设计方案第 9 页 2.5 装机方案选择通过以上对燃气 -蒸汽联合循环热电联产机组中轴系配置、主机选型以及主机参数选择的论述和分析，推荐本工程装机方案为两套 111（一拖一）型的多轴布置 100MW 级 AE64.3A 型燃气蒸汽联合循环机组，采用双压无再热汽水系统。具体配置 2 台 100MW 级燃机＋ 2 台余热锅炉＋ 2 台抽凝式汽轮机。用 GT-Pro 软件模拟的单套系统流程图如下 A m b i e n t 1 .0 13 P 1 5 T 6 0 R H G T P R O 1 9.0 微软 p [b a r ] T [C ] M [t /h ], S te a m P r op e r ti es IF C - 6 7 0 2 02 0 - 0 6- 10 1 8 4 3 54 fi l e C \T F L O W 19 \M Y F IL E S \ G T P R O . G T P G T P R O 1 9.0 微软 G r os s P o w e r 9 95 8 1 k W N e t P o w e r 9 67 9 5 k W A u x . L o s s e s 2 78 5 .8 k W L H V G r o s s H e at R a te 7 45 9 k J /k W h L H V N e t H ea t R a te 7 67 3 k J /k W h L H V G r o s s E l e c tr i c E ff . 4 8. 27 L H V N e t E l e c t r i c E ff. 4 6. 92 F ue l LH V I np u t 2 06 3 16 k W th F ue l H H V In p ut 2 28 9 31 k W th N e t P r o c es s H e a t 3 61 6 2 k W t h 1 . 0 1 3 p 1 3 2 . 6 T 7 5 9 . 2 M 5 8 . 2 1 T 1 1 8 . 1 M HP H P B 7 3 . 9 2 p 2 8 9 . 5 T 1 0 0 M 4 8 7 . 6 T 3 0 9 . 5 T IP I P B 9 . 5 7 p 1 7 8 T 1 7 . 7 6 M 2 4 2 . 6 T 1 9 8 T 5 0 M 2 6 4 8 6 k W . 0 3 4 2 M 1 . 0 3 8 p 5 7 8 . 6 T 7 5 9 . 2 M C H 4 1 4 . 8 4 M 2 0 6 3 1 6 k W t h L H V A N S V 6 4 . 3 A 1 0 0 l o a d 7 3 0 9 5 k W 1 . 0 1 3 p 1 5 T 7 4 4 . 4 M 1 . 0 0 3 p 1 5 T 7 4 4 . 4 M . 0 7 7 1 p 4 0 . 8 3 T 6 6 . 8 2 M t o H R S G S t o p V a lv e 6 9 p 5 5 7 T 1 0 0 M 8 . 6 p 2 5 8 T 1 5 . 3 9 M 额定供热工况热平衡图燃气 -蒸汽联合循环设计方案第 10 页 A m b i e n t 1 .0 13 P 1 5 T 6 0 R H G T P R O 1 9.0 微软 p [b a r ] T [C ] M [t /h ], S te a m P r op e r ti es IF C - 6 7 0 2 02 0 - 0 6- 09 2 0 0 3 57 fi l e C \T F L O W 19 \M Y F IL E S \ G T P R O . G T P G T P R O 1 9.0 微软 G r os s P o w e r 1 08 5 12 k W N e t P o w e r 1 05 4 71 k W A u x . L o s s e s 3 04 2 k W L H V G r o s s H e at R a te 6 84 5 k J /k W h L H V N e t H ea t R a te 7 04 2 k J /k W h L H V G r o s s E l e c tr i c E ff . 5 2. 6 L H V N e t E l e c t r i c E ff. 5 1. 12 F ue l LH V I np u t 2 06 3 16 k W th F ue l H H V In p ut 2 28 9 31 k W th N e t P r o c es s H e a t 0 k W th 1 . 0 1 3 p 1 2 2 T 7 5 9 . 2 M 4 0 . 6 8 T 1 1 6 . 8 M HP H P B 7 3 . 9 2 p 2 8 9 . 5 T 1 0 0 M 4 8 7 . 6 T 3 0 9 . 5 T IP I P B 9 . 5 7 p 1 7 8 T 1 7 . 7 4 M 2 4 2 . 5 T 1 9 8 T 3 5 4 1 8 k W . 0 3 4 2 M 1 . 0 3 8 p 5 7 8 . 6 T 7 5 9 . 2 M C H 4 1 4 . 8 4 M 2 0 6 3 1 6 k W t h L H V A N S V 6 4 . 3 A 1 0 0 l o a d 7 3 0 9 5 k W 1 . 0 1 3 p 1 5 T 7 4 4 . 4 M 1 . 0 0 3 p 1 5 T 7 4 4 . 4 M . 0 7 7 1 p 4 0 . 8 3 T 1 1 5 . 6 M t o H R S G S t o p V a lv e 6 9 p 5 5 7 T 1 0 0 M 8 . 6 p 2 5 8 T 1 5 . 6 3 M 纯凝工况热平衡图 2.5.1 主要热经济指标对比项目冬季工况纯凝工况装机单位 2 套 AE64.3A“一拖一 ” 天然气低位发热量（ 20℃ ） kJ/m3 34500 34500 联合循环总出力 MW 299.58 2108.5 年运行小时数 h 2880 4120 全年发电量 MW.h/a 573581 894040 综合厂用电率 2.5 全年供电量 MW.h/a 1430930 全厂机组供热抽汽量 t/h 250 - 全厂机组年总供热量 GJ/a 757728 年总天然气耗量（ 20℃ ） m3/a 2.986108 年平均供热气耗率 m3/GJ 35.275 年均发电气耗率 m3/kW.h 0.185 联合循环热效率 58.64 燃气 -蒸汽联合循环设计方案第 11 页全厂热电比 14.71 2.6 供热和供电可靠性分析供热可靠性本项目两套 “一拖一 ”多轴燃气 -蒸汽联合循环机组可提供约 100t/h 采暖热用户，若汽轮机被迫停机，该套机组仍然可采取 “燃机余热锅炉 ”运行方式，燃气轮机排烟进入余热锅炉，余热锅炉产生蒸汽减温减压后直接对外供热，多余工质可通过旁路回收至凝汽器，可保证该地区冬季采暖热用户最大供热量的 45的供热需求，需要由其他热源进行补充。若一台燃机或余热锅炉停运时，本项目两套一拖一方案因每台汽轮机抽汽能力在 50t/h 左右，因此可保证供热的 23，只能由其他热源进行调峰补充。供电情况由 2.5 指标可以看出，除去厂用电，年供电量可保证 14.3 亿 kWh。 3 工程设想 3.1 装机方案通过第二章分析推荐本工程装机方案两套 111（一拖一）型的多轴布置 100MW 级 AE64.3A 型燃气蒸汽联合循环机组，采用双压无再热汽水系统。具体配置 2 台 100MW 级燃机＋ 2 台余热锅炉＋ 2 台抽凝式汽轮机。 3.2 热机部分 3.2.1 燃气 -蒸汽联合循环机组燃气 -蒸汽联合循环机组包括燃气轮机及其发电机、余热锅炉、蒸汽轮机及其发电机等设备。燃气轮机排气排入余热锅炉，余热锅炉产生高压蒸汽及低压蒸汽。高压蒸汽驱动蒸汽轮机做功，从汽轮机汽缸抽出部分蒸汽对外供汽。蒸汽轮机的排汽进入凝汽器，凝汽器采用带机力通风冷却塔的循环水系统冷却。每台汽轮机单独带一台发电机，每台燃机单独带一台发电机。发电机采用空冷。 3.2.2 燃气 -蒸汽联合循环机组汽水流程凝汽器出来的凝结水经过凝结水泵升压，经过轴封加热器，送入锅炉尾部凝结水加热器后，进入除氧器，除过氧的给水经过高压给水泵进入高压省煤器、蒸发器和过热器，余热锅炉产生的高压蒸汽和低压蒸汽进入汽轮机，在汽轮机中作功后，乏汽排入凝汽器，完成一个循环过程。在系统中，每台机组设置一套 100％串联高、低压旁路装置，用于燃气 -蒸汽联合循环设计方案第 12 页机组启动、甩负荷、回收工质、压力调节等。 3.2.3 循环水系统蒸汽轮机排汽进入凝汽器。循环水系统来的冷却水作为冷却介质来冷却蒸汽，从凝汽器出来的被加热的循环水回到冷却塔被冷却。通过水环式真空泵抽出凝汽器壳侧的空气和未凝结气体来建立和保持真空。 3.2.4 燃烧系统空气经燃气轮机的压气机压缩后进入燃烧室，一部分空气与天然气充分混合后通过低 NOX 燃烧器燃烧，大量的空气作为冷却空气同燃烧后的烟气混合后，生成高温烟气驱动燃机透平做功，其废气排入余热锅炉，在余热锅炉中同凝结水和给水进行热交换，烟气通过烟囱排入大气。烟囱高度暂定 50 米。 3.2.5 主厂房布置根据当地气象条件，燃气轮发电机组和蒸汽轮发电机组采用室内布置，余热锅炉采用紧身封闭布置。主厂房布置按上海电气安萨尔多公司的 AE64.3A 机型考虑。动力岛主要布置有燃机房、余热锅炉、汽机房和启动锅炉房等。单套机组联合厂房总跨度 34m，燃气轮机厂房长度 30m，蒸汽轮机厂房长度 42m；三套机组总长为 144m。燃气轮机组低位布置在燃机房主厂房内零米，燃气轮机采用上进风、轴向排气，燃机辅机布置在 0m。余热锅炉布置在室外，采取紧身封闭布置；余热锅炉自带除氧器，给水泵布置在靠近锅炉区域的 0 米给水泵房内。从余热锅炉到蒸汽轮机的高、低压蒸汽管道及凝结水管道通过管架敷设。蒸汽轮机组布置在主厂房 7m 运转层机座上，汽轮机为向下排汽。 0.00m 层为主厂房汽机房底层，蒸汽轮机的主要辅助设备布置在 A-B 跨的零米，包括主油箱、高压电动油泵、交流主润滑油泵、事故润滑油泵、控制油泵站、冷油器、凝结水泵、凝汽器、凝汽器真空泵、胶球装置、闭式循环冷却水泵、闭式水板式换热器、电动自动滤水器、发电机出线小间等辅助设备和房间。此外， BC 列 7.00m 层布置有工程师站、交接班室、空调机房、采暖集装装置等。汽机房运转层为大平台布置，可分别通过设于辅助间固定端和扩建端的楼梯进行安全疏散，两台机组检修区域设置有 1 台钢爬梯。汽机房底层靠近 B 列设置有检修主通道。 B-C 跨零米层布置电子设备间及蓄电池室。燃气 -蒸汽联合循环设计方案第 13 页 B-C 跨 4.50m 层布置有热控、电气电缆夹层、暖通风道，每台机组在该层 BC 列间设置有热机管廊。 B-C 跨 7.00m 层布置有工程师站、交接班室、空调机房。集中控制室和高低压配电室、蓄电池室布置在汽机房 B.C 列。燃气轮机房和汽轮机房内各设 1 台行车，用于主设备的检修。大部件检修位于 6 及 7 轴线零米层。 3.3 电气部分 3.3.1 电气接线方案根据工艺专业提供的装机方案，电气系统如下（ 1）对应工艺两套 111（一拖一）型系统，每套（一拖一系统）燃气机机组和汽轮机机组配置一座 110kV 变电站， 110kV 变电站 110kV 配电装置采用单母线接线，设 110kV 出线 1 回，主变电源进线 2 回，高备变电源进线 1 回，母线电压互感器间隔 1 回，共 5 个回路间隔。主变进线方案由于燃气机机组容量为 80MVA，功率因数 0.85；汽轮机机组容量为 40MW，功率因数 0.85。因此燃气机出口一台主变选择 100MW， 110/10.5kV；汽轮机出口一台主变选择 50MW， 110/10.5kV。两台发电机均采用发电机 -变压器组出线方式，主变高压侧采用电缆与 110kV 配电装置连接，主变低压侧采用离相封闭母线。高压起动 /备用电源设单独的高压备用变压器，电源从厂内 110kV 配电装置引接。机组启动时由高压起动 /备用变压器提供电源，高备变下口设 10kV 备用段， 10kV 备用段与各 10kV 工作段设联络开关。厂用电接线燃机轮机和汽轮机发电机出口电压均为 10kV，因短路电流较大，需在发电机出口厂用分支处装设流电抗器或深度限流装置，需在主厂房内设置电抗器室。厂用电压采用 10kV，（ 2）厂用负荷的供电原则厂用负荷的供电原则容量在 200kW 及以上电动机由 10kV 供电， 200kW 以下的电动机及 75kW 以上的一类电动机由 380V 动力中心 PC供电， 75kW 以下的电动机由电动机控制中心 MCC供电。 3.3.2 主要电气设备布置主变压器、高厂变及高压备用变布置在主厂房 A 列前。 110kV 配电装置采用户内 GIS 式。 3.3.3 发电机励磁系统和设备选择燃气 -蒸汽联合循环设计方案第 14 页发电机励磁系统采用自并励静止励磁系统，通过励磁变压器从发电机机端取得励磁电源，为高起始快速响应系统。随发电机配套体提供励磁设备，主要技术指标为顶值电压倍数 ≥2.0 强励时间 ≥20s 响应时间 ≤0.1s 高起始响应主要励磁设备（ 1）励磁变压器励磁变压器采用单相干式变压器组，额定电压 10.5/0.8kV，接线组别 Y/d-11。（ 2）励磁整流柜可控硅整流装置并联可控硅元件有 1/4 并联支路退出运行时能满足发电机强励要求，有 1/2 并联支路退出运行时能保证发电机在额定工况下连续运行。整流柜采用强迫风冷，采用可靠的低噪声风机，留有 100的备用容量，在风压或风量不足时备用风机能自动投入。提供 2 路冷却风机电源， 2 路电源能够自动切换。（ 3）磁场开关柜发电机灭磁采用逆变和灭磁开关（直流式）两种方式。并设有转子过压保护装置。（ 4）发电机起励起励电源容量满足发电机建压大于 10额定电压的要求。起励成功后或失败时，起励回路均能自动退出。起励电源采用交流。（ 5） AVR 柜 AVR 采用数字微机型，其性能可靠，具有微调节和提高发电机暂态稳定的特性。具有双手动和双自动通道，各通道之间相互独立，可随时停运任一通道进行检修。各备用通道可自动跟踪，保证无扰动切换。 3.3.4 二次线、继电保护及自动装置 3.3.4.1 控制方案一及方案二均采用采用单元控制室的控制方式。电气系统纳入 DCS 监控，在单元控制室由 DCS 监控的设备按电气顺序控制系统设为发变组系统功能组、厂用电系统功能组、厂用公用系统功能组。厂用公用的监控 /监测设公用环，两台单元机组 DCS 通过网络与之连接。由 DCS 监测的设备包括但不限于以下项目发电机组正常起停由 DCS 实现自动顺序控制，或由 CRT、键盘或鼠标软手操进行一对一控制。另外还在 CRT 操作台上设有发电机组紧急停机按钮、柴油发电机强起按钮。在发电机起动过程中， DCS 按预先编制的自动控制程序投入自动同期装置 ASS、燃气 -蒸汽联合循环设计方案第 15 页 DEH 调速系统、自动电压调节器 AVR和发电机磁场断路器，使发电机升速、起励、升压直至并网带到一定的有功和无功负荷。 AVR 和 ASS 均独立于 DCS 系统， ASS 装置向 DEH 和 AVR 发出调速和调压指令，满足同期要求后由 ASS 发出合闸脉冲，将发电机组 110kV 断路器或 GCB 合闸。如在起动过程中，发变组保护装置动作，则由保护总出口直接动作于停机。厂用电源系统远方控制的 10kV、 0.4kV 开关均通过 DCS 软手操实现一对一控制，不设常规硬手操控制屏。采用互为备用的两台低压变压器，其两段厂用电源采用手动切换方式。起动 /备用变压器接于本工程 110kV 升压站，变压器的监视及变压器低压侧控制纳入 DCS，高压侧电源断路器纳入 NCS 的监控范围。 3.3.4.2 测量单元机组、厂用电系统、保安电源系统、直流系统和交流不间断电源系统测量，由 DCS 进行监测。向 DCS 传送的模拟量信号为 4-20mA 标准信号，电度计量采用带有电子式电度表，通过脉冲信号输入 DCS 或电度表通讯接口与 NCS 系统或 DCS 系统通讯。厂用电系统、保安电源系统、直流系统和交流不间断电源系统的电气变送器和电度表布置在开关柜、直流屏和 UPS 柜内。电气变送器辅助电源采用 UPS 电源或开关柜的直流电源。单元机组的电气变送器和电度表布置在机组测量柜内。 3.3.4.3 继电保护和自动装置（ 1）保护 1）发电机变压器组保护采用数字式微机型保护。 A．发电机保护配置电气量保护均双重化原则配置，非电量保护不双重化。 B．主变压器保