燃煤电厂改造成联合循环行性分析
[容摘] 燃煤电厂特型燃煤电厂效率低煤耗源浪费产生量SO2污染环境量CO2产生温室效应球逐年变暖危类生存令类担忧问题文建议燃煤电厂改造成联合循环解决问题效措施提出改造配置方案例改造性约投资费技术济分析方法确定改造方案行性效益
[关 键 词] 燃煤电厂 联合循环 改造
1 燃煤电厂济性现状原分析
1998年全国电站装机总容量2773亿千瓦中火电机21亿千瓦占总装机755水电6507万千瓦占235核电210万千瓦占081999年全国电站装机总容量增加294亿千瓦年增长61
火电300MW燃煤机组（亚界机）总6924万千瓦占火电总装机330300MW（含300MW）燃煤机组总14493万千瓦占火电总装机670：中高压100MW机140台1400万千瓦占667超高压125MW机134台1675万千瓦占798超高压200MW机179台3580万千瓦占1705苏制超高压鲍曼级210MW机17台357万千瓦占17
100MW（含100MW）高压中压低压参数机组7060万千瓦占336
300MW（含300MW）燃煤机组般设计50年代末70年代初采前苏联四十年代汽轮机设计技术济性低煤耗相应SO2CO2排放量环境产生较污染统计供电效率煤耗见表11电站烟气排放见表12
表11 火电机燃气轮机电站效率较
简单循环
联合循环
汽轮机电站
燃机电站
燃气蒸汽电站
类型
中压
高压
超高压
亚界
超界
12001300
双压三压
供电效率
2123
2931
3435
3738
3941
3242
4858
折合供电标煤耗
克度
585534
424396
361351
332323
315300
384293
256212
发电效率
2930
3738
4142
4546
4749
表12 火电机燃气轮机电站烟气排放较
电站
汽机电站（脱硫）
联合循环电站
NOX
< 70×106
< 10×106
SO2 率
90
99
粉尘 mgMj
129
极少
表11表12见占火电总装机336100MW燃煤机组设计技术落采低参数（初温初压低）循环济性差煤耗高污染严重
火电机组济性差根问题循环身卡诺循环出卡诺循环理想热力循环永远法达热机方面贡献：指出提高热机效率方汽轮机发展样：提高均吸热温度采级回热热高温高压等措施研制超高压机亚界超界超超界机降低均放热温度采低凝汽压力循环水倍率等卡诺循环见图11
图11 理想卡诺循环
理想卡诺循环效率见表13
表13 理想卡诺循环效率
热机类型
汽轮机循环
燃气轮机循环
联合循环
高吸热温度 ℃
535
1300
1300
均吸热温度 ℃
400
750
750
高放热温度 ℃
35
600
35
均放热温度 ℃
25
310
25
热机极限效率
56
43
71
实际效率水
3541
2838
60
理想卡诺循环损失等熵压缩等温吸热等熵膨胀等温放热构成实际法达热机均吸热温度均放热温度估算出循环极限效率判定热机改进潜力
表13见汽轮机循环效率低根问题均吸热温度低燃气轮机效率高根问题均放热温度太高燃气蒸汽联合循环正种高均吸热温度低均放热温度循环高循环效率
2 燃煤电厂改造成联合循环行性
燃气轮机循环图21燃煤电站循环图22
图21 燃气轮机电站循环
图22 燃煤电站循环
空气滤清器进入压气机压缩成高压空气（约1030ata）引入燃烧室喷油（气体燃料）燃烧混合成12001400℃高温燃气高温燃气涡轮机膨胀作功（热转变机械）作功燃气排气（约550600℃）形成开式循环典型燃气轮机性见表21
表21 典型燃气轮机性
制造商机型
燃机功率 MW
效率
排气温度 ℃
GE9FA
256
368
609
GE9E
123
34
538
西门子V943A
255
385
577
ABBGT26
265
385
640(两次燃烧)
三菱701G
334
395
587
燃气轮机电站快启动性优良调峰两班制运行力见表22
表22 启动时间较 （分）
启动方式
汽机电站
燃机电站
联合循环电站
冷态
360480
20
120180
温态
180
10
6090
热态
90
2
1830
联合循环焓熵图系统简图见图22图23
图22 联合循环焓熵图
图23 燃煤电站改造成联合循环电站系统简图
图22部燃气轮机循环称顶循环部汽轮机循环称底循环顶循环排气温度高底循环进汽温度顶循环排气余热锅炉里加热底循环水产生蒸汽汽轮机里作功部分功相煤耗功利燃气轮机废气产生功率约等燃气轮机功率半联合循环效率燃气轮机效率高约15倍
图23联合循环系统简图果汽轮机电厂改造增加台燃气轮机发电机组（约汽轮机功率两倍）外原锅炉储煤输煤制粉等系统拆新加台余热锅炉系统相应改造般燃气轮机发电机组整体车厢式露天安装厂房
燃煤电厂改造成联合循环电站三种方式余热锅炉型效益改造投资
21 余热锅炉型（图24）
图24 改造成余热锅炉型联合循环
现蒸汽轮机电站基础台台燃气轮机余热锅炉取代原燃煤锅炉燃气轮机排气余热锅炉补充燃料燃烧改造单台功率蒸汽轮机时宜采台燃气轮机余热锅炉组合方案利提高电站部分负荷工况效率
燃气轮机功率（PG）选取蒸汽轮机功率（PS）燃气轮机排气量排气温度余热锅炉换热效率等关般取PG PS 1520范围佳配关系选择燃气轮机容量台数
改造电站效率选燃气轮机性余热锅炉参数蒸汽轮机循环系统参数等素关中燃气轮机效率参数影响目前较普遍双压热界参数循环方式种方案联合循环效率已超52投资费较低廉通常燃气轮机排气温度低538℃时宜采热循环方式
余热锅炉采强制循环方式采然循环方式欧洲制造商较选立式强制循环美国制造商偏卧式然循环目前选取卧式然循环较运行率较高厂电消耗少运行维护方便缺点安装场求较启动时间略长通常设计余热锅炉时排烟温度低烟气酸露点燃硫燃料时排烟温度低烟气水露点
燃气轮机够单独运行燃气轮机余热锅炉间排气道中安装烟气旁通伐排气直接通烟囱特注意确保伐门严密性防联合循环运行时漏气影响机组功率效率
鉴现成燃煤电站汽轮机概率寿命燃煤锅炉长电站改造时保留原汽轮机行汽轮机身水系统需做适改造容包括：
（1） 汽轮机改造成全周进汽结构型式
（2） 关闭原汽轮机回热抽汽伐门
（3） 核算汽轮机尾部通流面积增凝汽器冷面积增冷水量
（4） 汽轮机适部位开低压蒸汽输入口
（5） 改造成DEH全电调控制系统启动停机功
（6） 校核汽轮机机械强度叶片动强度
电站必须改烧天然气液体燃料（包括渣油柴油）烧煤需增设燃料前置系统NOX排放量通燃气轮机燃烧室中喷水喷蒸汽采低NOX燃烧器方法加控制改造电站污染排放水（包括CO2）程度改善
现成燃煤电站场范围实现述增容改造完全现实燃煤锅炉房占尺寸面高度满足布设燃气轮机余热锅炉附属设备求然站原输配电系统留需增设燃气轮机部分变压器输配电系统设备
整体煤气化燃气蒸汽联合循环（IGCC）方案成熟时改造成IGCC容易电站燃固体煤燃料成新代高效燃煤电厂
方案燃煤电站功率效率获程度改善污染排放水降低改造投资费较少缺乏天然气液体燃料前提改造燃煤电站优选择改造联合循环电站快速启动带尖峰负荷两班制运行
德国田港电厂台100MW汽轮机改造成360MW燃气蒸汽联合循环电站新增加台GT26（240MW）燃气轮机台余热锅炉汽轮机全部抽汽口堵掉（抽汽加热水）汽封系统进行改造改造电站效率582NOX排放量25ppm
八十年代中期德国陆续开始燃气轮机改造旧燃煤电站工业实践中取明显效果
图25 余热锅炉型联合循环布置图
22 燃气轮机前置型联合循环
种改造方案特点：现电站燃煤锅炉前加装台燃气轮机通尺寸较高温道燃气轮机高温排气供燃煤锅炉燃烧器磨煤系统磨煤风机取代原电站中通鼓风机锅炉中空气预热器燃煤锅炉磨煤风机供应高温纯空气供风系统：燃气轮机排气作燃煤锅炉高温燃烧空气燃气轮机燃天然气液体燃料锅炉中然燃非褐煤型原煤
燃气轮机功率（PG）蒸汽轮机功率（PS）例选：
PG： PS 1：41：3（辅助送风）PG： PS 1：61：4（辅助送风）
原燃煤锅炉保留进行适改造锅炉空气预热器拆燃烧器改造适应含氧浓度较低烟气介质中够稳定完全燃烧煤粉求
电站负荷变化时应维持燃气轮机负荷变动通调节燃煤量控制汽轮机功率达调节负荷目电站负荷增高6070额定负荷工况时宜投入辅助送风机种机组效率负荷变化关系较坦
汽轮机身水系统变动烟气型水加热器投入会供水加热器蒸汽抽汽量减少
23 燃气轮机汽轮机列型联合循环
原燃煤电站基础列增设台燃气轮机台产生蒸汽余热锅炉 燃气轮机燃天然气液体燃料 锅炉然燃烧原煤 余热锅炉产生种压力温度蒸汽原燃煤锅炉产生蒸汽热蒸汽起供原汽轮机中作功（减原锅炉燃煤量）燃气轮机中产生烟气通余热锅炉烟囱排气改造电站燃气轮机汽轮机单独运行
燃气轮机功率（PG）蒸汽轮机功率（PS）约：
16≤PGPS ≤1：3
24 种改造方案评价
目前常规补燃联合循环中燃气轮机相配汽轮机参数般超超高压参数压力高135bar左右超高压参数汽轮机电站改造成常规补燃联合循环电站
前置动力布置方式列动力布置方式联合循环没蒸汽参数限制通常喜欢方案改造型亚界参数甚超界参数燃煤电站
供电效率ηN42燃煤电站前置动力布置方式改造联合循环电站供电效率增高2840百分点列动力布置方式进行改造联合循环电站供电效率增高2832百分点
然提高燃煤电站效率言燃煤电站改造成常规补燃余热锅炉型联合循环方式佳高压蒸汽参数双压余热锅炉电站供电效率容易增加52约增加15百分点
2 燃煤电厂改造成联合循环方案
燃煤电厂改造成联合循环种配置方案采1+1（1台燃气轮机+1台汽轮机）2+13+14+1采制造商生产燃气轮机目前世界设计生产燃气轮机制造商：GEABB（ALSTOM）SiemensWh（三菱）配置方案济性投资回报期宜根燃料价网电价年利时数等进行技术济行性分析然确定改造配置方案
表31 燃煤电厂改造成联合循环方案例
现汽机功率
配燃机
型 号
燃机
功率
联合循
环型号
余热
锅炉
总功率
总效率
联合循环单位价
燃机
单位价
燃机
制造商
KW
KW
KW
KW
KW
4800
1×LM1600
13350
CC11600
双压
17900
479
830
493
GE
6200
1×GT35
16900
KA351
双压
22800
433
840
399
ABB
8400
1×FT8
25470
FT8
双压
32300
493
799
361
P&W
8400
1×LM2500
22800
CC12500
双压
30900
498
744
400
GE
11000
1×LM5000
34450
CC15000
双压
44500
481
806
376
GE
12000
1×GT10
24630
KA101
双压
35500
505
785
378
ABB
13000
1×LM6000
40500
CC16000
双压
53000
515
670
300
GE
24000
2×RB211
27240
RB2112
双压
75700
512
806
400
RR
25000
1×251B
49200
251B111
双压
71500
483
713
258
RR
55000
1×PG9171E
123400
S109E
双压
178000
52
450
182
GE
95500
1×PG9231EC
166600
S109EC
双压
258100
538
458
183
GE
120000
1×PG9311FA
221000
S109FA
三压
345700
553
480
188
GE
195400
2×PG9231EC
333200
S209EC
三压
520300
542
458
183
GE
301300
2×701G2
609800
MPCP2
三压
911100
582
482
189
三菱
图31 GEPG9331FA型燃气轮机
图图32 GELM5000型燃气轮机
图33 P&WFT8航空发动机改进型燃气轮机
4 改造项目技术济分析
确立项投资重作项目技术济分析分析项目投资效益投资回报期分析包括较确定性定素含定风险决策贡献根研报告加验知识作出判断风险降面台12000KW汽轮机电站例分析燃煤电厂改联合循环技术行性济性
汽轮机电站改造成联合循环发电效率28提高503约提高22百分点公斤燃料发电量增加约倍（表41）燃料耗量减少辅助系统简化运行成降低缺点必须燃油天然气燃料价煤高减弱效益幅度联合循环发电SO2CO2排放少清洁电电价应优质优价
表41 改造技术指标
电站类型
单位
煤电
联合循环电
效率
028
0503
热耗
卡度
3071
1720
燃料热值
卡公斤
7000
8000
单位发电量
公斤度
23
465
燃料价
元公斤
03
08
度电燃料价
元度
01304
01720
表42 改造投资估算
投资项目
汽轮机
燃气轮机
余热锅炉
改造费
总费
功率 KW
12000
25000
价KW
600
投资 万元
已
12亿
2000
1000
15亿
表43 改造效益估算
电厂纯利
元度
01
02
03
煤电01
总功率
KW
37000
37000
37000
37000
总投资
亿元
15
15
15
37
年利
时
5000
5000
5000
5000
年发电
亿度
185
185
185
185
年总利
万元
1850
3700
5550
1850
投资回报期
年
81
405
27
20
简结
① 燃煤电厂改造联合循环济效益环保社会效益技术成熟国外已量应广泛应前景
② 超高压参数燃煤电厂宜改余热锅炉型联合循环高济性效率约提高1520百分点型亚界参数燃煤电厂宜改燃气轮机前置型列型联合循环效率提高百分点约24百分点
③ 建相功率电站联合循环电站燃煤电站投资省建造周期短投资回报期约短半
④ 联合循环缺点燃料价煤价高更适合缺煤气求带调峰负荷海区煤价低区适宜改造国家政策求关停50MW燃煤电厂热电联供
⑤ 联合循环发电污染清洁电电价应优质优价
⑥ 联合循环发电方高新节环保技术二十世纪源系统涉国家发展国家扶持必於国於民处
⑦ 煤气化技术完善种改造联合循环容易改成整体煤气化联合循环（IGCC）需增加套煤气发生器粗煤气净化装置电站燃油气体燃料燃煤成新代燃煤电站
⑧ 文档香网(httpswwwxiangdangnet)户传
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[容摘] 燃煤电厂特型燃煤电厂效率低煤耗源浪费产生量SO2污染环境量CO2产生温室效应球逐年变暖危类生存令类担忧问题文建议燃煤电厂改造成联合循环解决问题效措施提出改造配置方案例改造性约投资费技术济分析方法确定改造方案行性效益
[关 键 词] 燃煤电厂 联合循环 改造
1 燃煤电厂济性现状原分析
1998年全国电站装机总容量2773亿千瓦中火电机21亿千瓦占总装机755水电6507万千瓦占235核电210万千瓦占081999年全国电站装机总容量增加294亿千瓦年增长61
火电300MW燃煤机组（亚界机）总6924万千瓦占火电总装机330300MW（含300MW）燃煤机组总14493万千瓦占火电总装机670：中高压100MW机140台1400万千瓦占667超高压125MW机134台1675万千瓦占798超高压200MW机179台3580万千瓦占1705苏制超高压鲍曼级210MW机17台357万千瓦占17
100MW（含100MW）高压中压低压参数机组7060万千瓦占336
300MW（含300MW）燃煤机组般设计50年代末70年代初采前苏联四十年代汽轮机设计技术济性低煤耗相应SO2CO2排放量环境产生较污染统计供电效率煤耗见表11电站烟气排放见表12
表11 火电机燃气轮机电站效率较
简单循环
联合循环
汽轮机电站
燃机电站
燃气蒸汽电站
类型
中压
高压
超高压
亚界
超界
12001300
双压三压
供电效率
2123
2931
3435
3738
3941
3242
4858
折合供电标煤耗
克度
585534
424396
361351
332323
315300
384293
256212
发电效率
2930
3738
4142
4546
4749
表12 火电机燃气轮机电站烟气排放较
电站
汽机电站（脱硫）
联合循环电站
NOX
< 70×106
< 10×106
SO2 率
90
99
粉尘 mgMj
129
极少
表11表12见占火电总装机336100MW燃煤机组设计技术落采低参数（初温初压低）循环济性差煤耗高污染严重
火电机组济性差根问题循环身卡诺循环出卡诺循环理想热力循环永远法达热机方面贡献：指出提高热机效率方汽轮机发展样：提高均吸热温度采级回热热高温高压等措施研制超高压机亚界超界超超界机降低均放热温度采低凝汽压力循环水倍率等卡诺循环见图11
图11 理想卡诺循环
理想卡诺循环效率见表13
表13 理想卡诺循环效率
热机类型
汽轮机循环
燃气轮机循环
联合循环
高吸热温度 ℃
535
1300
1300
均吸热温度 ℃
400
750
750
高放热温度 ℃
35
600
35
均放热温度 ℃
25
310
25
热机极限效率
56
43
71
实际效率水
3541
2838
60
理想卡诺循环损失等熵压缩等温吸热等熵膨胀等温放热构成实际法达热机均吸热温度均放热温度估算出循环极限效率判定热机改进潜力
表13见汽轮机循环效率低根问题均吸热温度低燃气轮机效率高根问题均放热温度太高燃气蒸汽联合循环正种高均吸热温度低均放热温度循环高循环效率
2 燃煤电厂改造成联合循环行性
燃气轮机循环图21燃煤电站循环图22
图21 燃气轮机电站循环
图22 燃煤电站循环
空气滤清器进入压气机压缩成高压空气（约1030ata）引入燃烧室喷油（气体燃料）燃烧混合成12001400℃高温燃气高温燃气涡轮机膨胀作功（热转变机械）作功燃气排气（约550600℃）形成开式循环典型燃气轮机性见表21
表21 典型燃气轮机性
制造商机型
燃机功率 MW
效率
排气温度 ℃
GE9FA
256
368
609
GE9E
123
34
538
西门子V943A
255
385
577
ABBGT26
265
385
640(两次燃烧)
三菱701G
334
395
587
燃气轮机电站快启动性优良调峰两班制运行力见表22
表22 启动时间较 （分）
启动方式
汽机电站
燃机电站
联合循环电站
冷态
360480
20
120180
温态
180
10
6090
热态
90
2
1830
联合循环焓熵图系统简图见图22图23
图22 联合循环焓熵图
图23 燃煤电站改造成联合循环电站系统简图
图22部燃气轮机循环称顶循环部汽轮机循环称底循环顶循环排气温度高底循环进汽温度顶循环排气余热锅炉里加热底循环水产生蒸汽汽轮机里作功部分功相煤耗功利燃气轮机废气产生功率约等燃气轮机功率半联合循环效率燃气轮机效率高约15倍
图23联合循环系统简图果汽轮机电厂改造增加台燃气轮机发电机组（约汽轮机功率两倍）外原锅炉储煤输煤制粉等系统拆新加台余热锅炉系统相应改造般燃气轮机发电机组整体车厢式露天安装厂房
燃煤电厂改造成联合循环电站三种方式余热锅炉型效益改造投资
21 余热锅炉型（图24）
图24 改造成余热锅炉型联合循环
现蒸汽轮机电站基础台台燃气轮机余热锅炉取代原燃煤锅炉燃气轮机排气余热锅炉补充燃料燃烧改造单台功率蒸汽轮机时宜采台燃气轮机余热锅炉组合方案利提高电站部分负荷工况效率
燃气轮机功率（PG）选取蒸汽轮机功率（PS）燃气轮机排气量排气温度余热锅炉换热效率等关般取PG PS 1520范围佳配关系选择燃气轮机容量台数
改造电站效率选燃气轮机性余热锅炉参数蒸汽轮机循环系统参数等素关中燃气轮机效率参数影响目前较普遍双压热界参数循环方式种方案联合循环效率已超52投资费较低廉通常燃气轮机排气温度低538℃时宜采热循环方式
余热锅炉采强制循环方式采然循环方式欧洲制造商较选立式强制循环美国制造商偏卧式然循环目前选取卧式然循环较运行率较高厂电消耗少运行维护方便缺点安装场求较启动时间略长通常设计余热锅炉时排烟温度低烟气酸露点燃硫燃料时排烟温度低烟气水露点
燃气轮机够单独运行燃气轮机余热锅炉间排气道中安装烟气旁通伐排气直接通烟囱特注意确保伐门严密性防联合循环运行时漏气影响机组功率效率
鉴现成燃煤电站汽轮机概率寿命燃煤锅炉长电站改造时保留原汽轮机行汽轮机身水系统需做适改造容包括：
（1） 汽轮机改造成全周进汽结构型式
（2） 关闭原汽轮机回热抽汽伐门
（3） 核算汽轮机尾部通流面积增凝汽器冷面积增冷水量
（4） 汽轮机适部位开低压蒸汽输入口
（5） 改造成DEH全电调控制系统启动停机功
（6） 校核汽轮机机械强度叶片动强度
电站必须改烧天然气液体燃料（包括渣油柴油）烧煤需增设燃料前置系统NOX排放量通燃气轮机燃烧室中喷水喷蒸汽采低NOX燃烧器方法加控制改造电站污染排放水（包括CO2）程度改善
现成燃煤电站场范围实现述增容改造完全现实燃煤锅炉房占尺寸面高度满足布设燃气轮机余热锅炉附属设备求然站原输配电系统留需增设燃气轮机部分变压器输配电系统设备
整体煤气化燃气蒸汽联合循环（IGCC）方案成熟时改造成IGCC容易电站燃固体煤燃料成新代高效燃煤电厂
方案燃煤电站功率效率获程度改善污染排放水降低改造投资费较少缺乏天然气液体燃料前提改造燃煤电站优选择改造联合循环电站快速启动带尖峰负荷两班制运行
德国田港电厂台100MW汽轮机改造成360MW燃气蒸汽联合循环电站新增加台GT26（240MW）燃气轮机台余热锅炉汽轮机全部抽汽口堵掉（抽汽加热水）汽封系统进行改造改造电站效率582NOX排放量25ppm
八十年代中期德国陆续开始燃气轮机改造旧燃煤电站工业实践中取明显效果
图25 余热锅炉型联合循环布置图
22 燃气轮机前置型联合循环
种改造方案特点：现电站燃煤锅炉前加装台燃气轮机通尺寸较高温道燃气轮机高温排气供燃煤锅炉燃烧器磨煤系统磨煤风机取代原电站中通鼓风机锅炉中空气预热器燃煤锅炉磨煤风机供应高温纯空气供风系统：燃气轮机排气作燃煤锅炉高温燃烧空气燃气轮机燃天然气液体燃料锅炉中然燃非褐煤型原煤
燃气轮机功率（PG）蒸汽轮机功率（PS）例选：
PG： PS 1：41：3（辅助送风）PG： PS 1：61：4（辅助送风）
原燃煤锅炉保留进行适改造锅炉空气预热器拆燃烧器改造适应含氧浓度较低烟气介质中够稳定完全燃烧煤粉求
电站负荷变化时应维持燃气轮机负荷变动通调节燃煤量控制汽轮机功率达调节负荷目电站负荷增高6070额定负荷工况时宜投入辅助送风机种机组效率负荷变化关系较坦
汽轮机身水系统变动烟气型水加热器投入会供水加热器蒸汽抽汽量减少
23 燃气轮机汽轮机列型联合循环
原燃煤电站基础列增设台燃气轮机台产生蒸汽余热锅炉 燃气轮机燃天然气液体燃料 锅炉然燃烧原煤 余热锅炉产生种压力温度蒸汽原燃煤锅炉产生蒸汽热蒸汽起供原汽轮机中作功（减原锅炉燃煤量）燃气轮机中产生烟气通余热锅炉烟囱排气改造电站燃气轮机汽轮机单独运行
燃气轮机功率（PG）蒸汽轮机功率（PS）约：
16≤PGPS ≤1：3
24 种改造方案评价
目前常规补燃联合循环中燃气轮机相配汽轮机参数般超超高压参数压力高135bar左右超高压参数汽轮机电站改造成常规补燃联合循环电站
前置动力布置方式列动力布置方式联合循环没蒸汽参数限制通常喜欢方案改造型亚界参数甚超界参数燃煤电站
供电效率ηN42燃煤电站前置动力布置方式改造联合循环电站供电效率增高2840百分点列动力布置方式进行改造联合循环电站供电效率增高2832百分点
然提高燃煤电站效率言燃煤电站改造成常规补燃余热锅炉型联合循环方式佳高压蒸汽参数双压余热锅炉电站供电效率容易增加52约增加15百分点
2 燃煤电厂改造成联合循环方案
燃煤电厂改造成联合循环种配置方案采1+1（1台燃气轮机+1台汽轮机）2+13+14+1采制造商生产燃气轮机目前世界设计生产燃气轮机制造商：GEABB（ALSTOM）SiemensWh（三菱）配置方案济性投资回报期宜根燃料价网电价年利时数等进行技术济行性分析然确定改造配置方案
表31 燃煤电厂改造成联合循环方案例
现汽机功率
配燃机
型 号
燃机
功率
联合循
环型号
余热
锅炉
总功率
总效率
联合循环单位价
燃机
单位价
燃机
制造商
KW
KW
KW
KW
KW
4800
1×LM1600
13350
CC11600
双压
17900
479
830
493
GE
6200
1×GT35
16900
KA351
双压
22800
433
840
399
ABB
8400
1×FT8
25470
FT8
双压
32300
493
799
361
P&W
8400
1×LM2500
22800
CC12500
双压
30900
498
744
400
GE
11000
1×LM5000
34450
CC15000
双压
44500
481
806
376
GE
12000
1×GT10
24630
KA101
双压
35500
505
785
378
ABB
13000
1×LM6000
40500
CC16000
双压
53000
515
670
300
GE
24000
2×RB211
27240
RB2112
双压
75700
512
806
400
RR
25000
1×251B
49200
251B111
双压
71500
483
713
258
RR
55000
1×PG9171E
123400
S109E
双压
178000
52
450
182
GE
95500
1×PG9231EC
166600
S109EC
双压
258100
538
458
183
GE
120000
1×PG9311FA
221000
S109FA
三压
345700
553
480
188
GE
195400
2×PG9231EC
333200
S209EC
三压
520300
542
458
183
GE
301300
2×701G2
609800
MPCP2
三压
911100
582
482
189
三菱
图31 GEPG9331FA型燃气轮机
图图32 GELM5000型燃气轮机
图33 P&WFT8航空发动机改进型燃气轮机
4 改造项目技术济分析
确立项投资重作项目技术济分析分析项目投资效益投资回报期分析包括较确定性定素含定风险决策贡献根研报告加验知识作出判断风险降面台12000KW汽轮机电站例分析燃煤电厂改联合循环技术行性济性
汽轮机电站改造成联合循环发电效率28提高503约提高22百分点公斤燃料发电量增加约倍（表41）燃料耗量减少辅助系统简化运行成降低缺点必须燃油天然气燃料价煤高减弱效益幅度联合循环发电SO2CO2排放少清洁电电价应优质优价
表41 改造技术指标
电站类型
单位
煤电
联合循环电
效率
028
0503
热耗
卡度
3071
1720
燃料热值
卡公斤
7000
8000
单位发电量
公斤度
23
465
燃料价
元公斤
03
08
度电燃料价
元度
01304
01720
表42 改造投资估算
投资项目
汽轮机
燃气轮机
余热锅炉
改造费
总费
功率 KW
12000
25000
价KW
600
投资 万元
已
12亿
2000
1000
15亿
表43 改造效益估算
电厂纯利
元度
01
02
03
煤电01
总功率
KW
37000
37000
37000
37000
总投资
亿元
15
15
15
37
年利
时
5000
5000
5000
5000
年发电
亿度
185
185
185
185
年总利
万元
1850
3700
5550
1850
投资回报期
年
81
405
27
20
简结
① 燃煤电厂改造联合循环济效益环保社会效益技术成熟国外已量应广泛应前景
② 超高压参数燃煤电厂宜改余热锅炉型联合循环高济性效率约提高1520百分点型亚界参数燃煤电厂宜改燃气轮机前置型列型联合循环效率提高百分点约24百分点
③ 建相功率电站联合循环电站燃煤电站投资省建造周期短投资回报期约短半
④ 联合循环缺点燃料价煤价高更适合缺煤气求带调峰负荷海区煤价低区适宜改造国家政策求关停50MW燃煤电厂热电联供
⑤ 联合循环发电污染清洁电电价应优质优价
⑥ 联合循环发电方高新节环保技术二十世纪源系统涉国家发展国家扶持必於国於民处
⑦ 煤气化技术完善种改造联合循环容易改成整体煤气化联合循环（IGCC）需增加套煤气发生器粗煤气净化装置电站燃油气体燃料燃煤成新代燃煤电站
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