60万千瓦循环流化床示范工程可行性研究总报告(编辑修改稿)

60万千瓦循环流化床示范工程可行性研究总报告(编辑修改稿)内容摘要：

FB 锅炉适应性强，适用燃料非常广泛，对缓解资源约束 和环境压力，促进经济社会可持续发展，建设资源节约型、环境友好型社会具有重要意义，是提高资源综合利用水平的需要。 （ 4）建设 600MW CFB 电厂，对于环境保护具有重要意义 近年来经济发展与环境制约的矛盾日趋尖锐。 我国煤种中有 10％ 以上的高硫煤，常规的煤粉炉加烟气脱硫将极大的增加脱硫运行成本。 国内外经验已经证明采用 CFB 锅炉处理高硫煤在经济上更为合算，同时由于 CFB 锅炉采用低温燃烧技术，与常规同等级的煤粉炉相比在脱硫、脱硝技术上有明显优势，完全能实现低成本的洁净燃烧。 此外，由于高参数、大容量机组生产单位电量 二氧化碳排放将大大减少，针对我国国情在高硫、低质、低挥发份产煤地区建设高参数、大容量的 CFB 锅炉将是最佳选择。 因此，尽快发展符合我国国情的低成本 CFB 洁净煤燃烧，建设我国首座 600MW CFB 示范工程，对于降低污染、保护环境具有重要意义。 （ 5）发展国产大型 CFB 新型发电技术，是建立创新型国家的需要 循环流化床 CFB 锅炉具有良好的环保性能、燃料适应性广、负 17 荷调节能力强、灰渣便于综合利用等特点，因此越来越受到世界各国的重视。 近年来，在我国采用循环流化床技术锅炉的电厂数量逐渐增多，机组容量也越来越大。 通过长时间 的技术跟踪、消化吸收和技术研究储备，我国已经具备研发具有自主知识产权的 600MW 等级超临界 CFB 锅炉的能力。 为更好的贯彻和落实党中央关于 “ 建立创新型国家 ” 的要求，需要尽快建设 600MW CFB 示范工程，使我国掌握自主知识产权的 600MW CFB 锅炉技术，摆脱受制于人的局面，同时为后续更高等级的 CFB 锅炉起到借鉴作用。 （ 6）有利于本地区煤炭资源优势的充分利用，同时可充分利用电厂现有条件和施工运行经验 川南地区煤炭资源丰富，是当地政府 “ 十一五 ” 期的开发重点。 **600MW CFB 示范工程可充分依托和利用川南煤 炭基地，就地进行能源开发、化资源优势为经济优势。 另一方面， **300MW 循环流化床工程的成功投产，使得 **省和300MW CFB 示范电厂业主在 CFB 机组的工程设计、施工、调试及运行方面积累了大量的成功经验。 业主以此为契机，进一步推进 600MW循环流化床、洁净煤炭燃烧等高新技术应用；该工程距 **老厂厂址较近，可充分利用已建机组条件（如场地、水源、排水、通信设施、启备电源等），同时吸取 300MW CFB 机组设计、施工和运行经验，最大程度节省投资。 （ 7）有利于改善 **电网电源结构，提高电网枯期供电能力 **电 网现有电源中，水电比例约三分之二。 随着 “ 十一五 ” 期 **新增水电的建成投产， **电网装机中水电比例进一步增大，使得全网电源结构不尽合理。 由于大部分水电的调节能力较差，丰水期富余较多的水电电力和电量，枯水期水电出力不足，电网运行较困难。 因此， 18 建设 **600MW CFB 示范电厂等火电电源，对于改善 **电网电源结构、提高电网枯期出力及提高电网供电可靠性都是十分有利的。 （ 8）有利于增强电网调峰能力，减少弃水损失 **水电比例大，大部分水电调节能力较差，丰期调峰困难，需要采取弃水调峰，因此电能损失大、运行经济性差。 **600MW CFB 示范电厂规划容量本期装机 1 600MW CFB 机组，并预留扩建余地，电厂调节幅度可达 65％以上，具有较强的调峰能力。 该机组投产后，除了给系统提供较大的装机容量，以满足系统电力电量平衡外，相应也提供了较大的调峰容量，从而可增强电网调峰能力，减少弃水损失，提高电网运行的经济性。 （ 9）有利于提高电网稳定性 **600MW CFB 示范电厂推荐厂址位于云潭村，距离 500kV 洪沟变电站以及洪沟～龙王、洪沟～南充 500kV 输电线路较近，同时电厂的装机容量较大，可以考虑 500kV 接入。 **600MW CFB 示范工程投产后，对于加强 500kV 电网支撑，提高电网的稳定水平，加强供电可靠性，增加川电的外送能力将起到重要作用。 综上所述， **600MW CFB 示范工程依托资川南地区得天独厚的煤炭资源优势，充分利用现有条件规划建设国产 CFB 大型机组，具有运输便利、运行条件优越、调节能力强等特点，电厂的建设符合国家和 **省优化发展煤电能源政策方针和 “ 建立创新型国家 ” 的要求。 该电厂的建设对于满足 **负荷需求、资源综合利用、环境保护、改善**电网电源结构、增强电网调峰能力、提高电网稳定性等具有十分重要的作用，电厂的建设 是十分必要的。 因此，国家电网公司有关领导曾经指示，应加快 600MW 循环流化床示范工程的建设，力争于 20xx年前投产。 19 电厂接入系统方案 ****600MW CFB 示范工程本期装机 1 600MW，计划 20xx 年投产发电。 远期预留扩建 1 1000MW 余地。 电厂厂址初步选择有 三个：云潭村 、老厂厂址和 大竹林厂址 ；三个厂址的距离较近。 目前可研工作初步推荐云潭村厂址。 从电力系统角度来看，因 各 厂址 较近 ，厂址的不同对于接入系统方案 基本没有 影响。 ****600MW CFB 示范工程接入系统设计工作（一、二次部分）已 由业主委托 **电力设计咨询有限责任公司进行。 根据 接入系统审查情况 ， ****600MW CFB 示范工程接入系统方案初步考虑为：电厂以500kV 出线 1 回，接入规划中的 **500kV 变电站。 线路长度约 13km。 电厂的接入系统方案详见图 － 1。 因接入系统设计报告 正式审查意见还未下发 ，最终方案应以电厂接入系统审查意见为准。 20 图 － 1 系统对工程的要求 根据接入系统 审查初步情况 ，系统对电厂的要求如下（最终以接入 系统审查意见为准）： 电厂以 500kV 一级电压出线 1 回。 电厂不装设高抗。 电气主接线： 建议采用 发电机～变压器 ～线路 单元接线 方式。 电厂 500kV 侧短路电流水平建议按 63kA 考虑。 21 启备电源：建议从华电 **电厂 220kV 母线引接。 电厂设计年利用小时数： 5000 小时；经济评价小时数： 5000 小时。 发电机规范 额定功率： 600MW 功率因数： （滞后） 发额定有功时进相能力： （超前） 调峰能力： 不低于 机组额定容量的 60％ 励磁方式：采用快速励磁系统，并装设 PSS 装置 主变压器规范 主变台数和容 量：建议采用 3 台 240MVA普通单相双卷变压器 调压方式：无励磁调压 额定电压及抽头： kV2022/％）（ 中性点接地方式：直接接地 阻抗电压： 13～ 15％ 调度自动化 调度关系 按照 **省电力系统调度体制及 **省电力公司调度通信中心（以下简称 **省调）调度管辖范围的要求， ****600MW CFB 示范电站由 **省调直接调度。 电厂的所有调度自动化信息应直接送往华中网调和 **省调，鉴于电厂本期工程的起备电源从华电 **老厂 220kV 母线引接，因此电厂的相关调度自 动化信息应送往 **地调。 调度自动化系统 电厂本期调度自动化功能要求 应具有远动信息及脱硫信息的采集和传送功能； 22 应具有电能量信息的采集和传送； 应具有自动发电控制（ AGC）； 应具有自动电压控制（ AVC）； 应具有发电报价、浏览电网信息和市场信息、接收调度计划等功能。 电厂调度自动化方案 根据调度自动化功能要求，电厂本期工程在电厂内调度自动化方案如下： 在电厂设置一套远方终端装置（ RTU），以满足本期工程的远动信息和脱硫信息的采集和传送功能以及 AGC 功能； 在电厂设置一套电能量计量厂站系统实现电能量信息的采集传送； 在电厂设置一套 AVC 子站系统，实现电厂的 AVC 控制； 设置一套发电计划申报系统，实现发电报价、浏览电网信息和市场信息、接收调度计划等功能； 在电厂设置一套调度数据网设备及二次系统安全防护设备。 调度端接口要求 ****600MW CFB 示范电站需向华中网调、 **省调和 **地调传送调度自动化信息，并需接收 **省调下达的自动发电控制（ AGC）和自动电压控制（ AVC）命令。 因此，为了实现本期工程调度自动化设备方便地接入华中 网调、 **省调和 **地调的主站系统，华中网调、 **省调和 **地调需增设必要的硬、软件接口设备。 同时， **省调的系统继电保护、系统通信等专业也需要完成必要的配合协调工作，并增设相应的设备。 系统继电保护 23 系统概述 ****600MW CFB 示范工程 本期采用 发电机～变压器 ～线路 单元接线 方式通过一回 500kV 线路接入规划建设的 **500kV 变电站。 根据系统通信方案，电厂至 **变电站的 500kV 线路架设有复合地线光缆（ OPGW）。 500kV 继电保护配置方案 500kV 线路保护 500kV 线路各配置两套光纤分相电流差动保护作为线路的主保护，两套主保护分别装在两面柜上，每面柜中还有完善的阶段式后备保护、分相操作箱及远方跳闸装置。 光纤分相电流差动保护采用专用光纤芯的通道方式，两套主保护分别采用不同光纤芯，保护共占用 6 个专用纤芯。 500kV 故障录波器 配置 1 套故障录波器，装在 1 面柜上。 故障录波器应能记录模拟量和开关量，具有故障测距功能和远传功能。 与微机监控系统的接口 保护应与本站微机监控系统接口，接口规约应符合国标 DL/T667－1999（ IEC60870－ 5－ 103， 1997）的标准。 继电保护及故障录波信息管理子站 配置 1 套继电保护及故障录波信息管理子站，子站 的信息采集系统 与微机监控系统 一起 考虑，以便资源共享 及 子站可靠性 的提高。 安全自动装置 根据接入系统评审意见，电厂的安全自动装置配置方案在专题方案中确定，本期在电厂侧暂计列安全自动装置投资 200 万元。 设备统计 24 序 号 设 备 名 称 数 量 （面） 备 注 1 光纤分相电流差动保护柜 2 专用光纤芯方式 2 500kV 故障录波柜 1 3 继电保护及故障录波信息管理子站 1（套） 通信部分 概述 本期工程 500kV出线 一 回至规划建设的 **500kV变电站。 根据 **电网调度管理有关规定，本工程由 **省电力公司调度中心（简称 **省调）直接调度。 调度电话及调度自动化等信息将送往 **省调。 为了满足生产调度、管理、保护及自动化信息的传输要求，应组织相应的通信通道，并配置相应的通信设备。 本工程的通信分为系统通信和厂内通信，现分述如下。 系统通信 系统通信方案，根据调度通信的要求及电 厂所处的地理位置和 **省电力通信网现状，按以下通信方式考虑： 光纤通信 光纤通信具有可靠性高、传输质量好、保密性强、防电磁干扰、维护工作量少等特点，是电力通信网目前广泛采用的一种通信方式。 根据电网一次方案以及系统保护要求，沿 500千伏线路建设 **电厂 ～ **变 一回 500kV线路 架设 2根 OPGW光缆，光缆芯数采用 16芯，单回长度约 14km， OPGW光缆总长 28km，变电站和电厂侧进站光缆各取。 电厂～ **变的电路传输容量采用 622Mbit/s，光口按 1＋ 1配置。 电路通过 **变的系统通 信沟通至省调。 电厂端配置 25 光设备 1套，在 **变拟建设备上增加 2块 622Mbit/s光板。 本工程光纤保护采用专芯保护，本期用 8芯，备 4芯（详细内容见接入系统报告）。 电力线载波通信 本工程全线均为 OPGW光缆通道，且系统保护均采用光纤保护，故本次不组织电力线载波通道。 厂内通信 生产调度通信 本工程是 **电网中非常重要的一个发电厂，无论从厂内生产调度通信考虑，还是从系统组网考虑，都需要有一套生产调度交换机系统，为了满足系统及厂内生产调度对 通信的要求及通信系统组网的需要，本期工程在电厂内设置一套 96用户线数字程控调度交换机， 2个调度台，该机具有调度和汇接交换功能，可作为厂内生产调度通信之用，并可用于系统通信组网。 交换机主机及附属设备安装于交换机室内，调度台安装于集控室内。 数字程控调度交换机控制方式为功能分担，集中控制。 交换机采用数字时分交换，按键直观简便，硬件电路模块化设计，具有内部交换、汇接组网、信道自动选择、测试、故障关闭、多台同时调度指挥等功能，具有载波、 2/4线 E/M、环路、微波和光纤等中继接口，可充分保证电力调度通信系统联网和统一 指挥，适合于本电厂的生产调度。