某亚临界锅炉综合升级改造实践及其性能分析

吴思明，童家麟，吴跃森，齐勇，孙五一

（1.国电浙江北仑第一发电有限公司，浙江 宁波 315800；2.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014；3.杭州意能电力技术有限公司，杭州 310014）

0 引言

随着国民经济的发展和国家对环境保护的要求日趋严格，燃煤机组的发展进入了一个新的时期，国家节能减排要求的不断提升、电能过剩现象日益明显、高效低能电源点的不断投入、火电机组深度调峰运行常态化等［1］，使高能耗、高排放的老式在役燃煤机组的经济运行面临新的挑战。

根据《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014—2020年）》要求，至2020年，现役600MW 及以上机组（除空冷机组外）改造后平均供电煤耗低于300 g／（kW·h）。浙江省印发《浙江省创建国家清洁能源示范省行动计划（2016—2017年）》，要求至2017年力争全省煤电机组平均供电煤耗低于310g／（kW·h）。同时GB／T 13223—2011《火电厂大气污染物排放标准》要求，燃煤发电机组NOx，SO2粉尘的质量浓度排放限值分别为100，50，20mg／m3，并对重点区域规定了更严格的质量浓度排放限值。这些计划和标准的实施，从供电煤耗、运行灵活性、污染物排放等多个方面对燃煤机组提出了更高的要求，使得未达到标准的老式燃煤机组的综合升级改造迫在眉睫［2-3］。因此，本文以某600MW 亚临界燃煤机组为研究对象，该机组自投产起已运行20余年，由于其设计采用国外20世纪70年代技术，通流设计理念和技术水平都较为落后，加之运行老化等因素［4］，使得机组的能耗水平已远低于国内同类型燃煤机组。机组于2018年进行了整体升级改造，改造后机组在降低能耗、污染物排放等方面均取得了良好的效果。本文重点着眼于该机组锅炉部分改造，从改造方案、项目、效果等全方位研究此次升级改造，以期为国内同类型锅炉改造提供参考。

1 研究对象概况

某电厂#1机组锅炉为亚临界压力、单炉膛、带辐射式再热器、强制循环、平行烟道、单汽包∏型煤粉炉，配用带中速磨煤机的直吹式制粉系统，采用四角切圆燃烧方式，平衡通风，全钢架悬吊结构，半露天布置，并配置有切向燃烧摆动煤粉燃烧器，锅炉尾部烟道布置2台三分仓容克式空气预热器（以下简称空预器）。

#1机组2014年和2015年主要运行指标统计见表1。目前，机组平均负荷率在72.00%左右，满负荷下，锅炉效率约为92.90%，汽轮机热耗率在8200 kJ／（kW·h）左右，供电煤耗（纯凝工况）在326.0 g／（kW·h）左右，煤耗指标已落后于远期国家能耗指标300.0 g／（kW·h）的要求。

表1 #1机组2014和2015年主要运行指标统计Tab.1 M ain operation indicators of No.1 unit in 2014 and 2015

#1机组除了供电煤耗较高外，锅炉侧还存在以下问题。

（1）低负荷时选择性催化还原（SCR）脱硝系统入口烟温偏低（负荷低于350MW 时低于295℃），导致脱硝系统被迫撤出。脱硝系统撤出后锅炉出口NOx排放质量浓度达到了500mg／m3，在冬季低负荷时SCR脱硝系统入口烟温更低，在负荷低于370MW时SCR脱硝系统就有可能撤出。目前深度调峰至40%ECR负荷成为常态的情况下［5］，SCR脱硝系统入口烟温偏低已严重影响#1机组深度调峰性能，同时也严重影响脱硝催化剂使用寿命和下游空预器安全运行。

（2）过热器、再热器两侧汽温略有偏差。这与炉膛出口烟气残余旋转和两侧受热面结渣程度不同有关［6］。同时，满负荷下再热器减温水量偏差约40 t／h，但低负荷下再热汽温又有欠温现象，为520～530℃。

（3）改造前SCR脱硝系统入口NOx质量浓度较高，满负荷下，下5层制粉系统投入，NOx质量浓度约为307mg／m3，若投入上5层制粉系统，NOx质量浓度则会更高。低负荷下SCR脱硝系统入口NOx质量浓度约400mg／m3。

2 综合升级改造主要方案和项目

2.1 改造主要方案

此次#1机组改造内容包括节能、减排、优化升级、提高负荷灵活性、增容、增大供热能力等多项内容，使得机组安全性、经济性等主要指标达到国内亚临界机组先进水平，锅炉侧总体目标如下。

（1）在机组经济性方面，满负荷下锅炉效率不低于93.20%，再热汽温由540℃提升至573℃。

（2）在降低污染物排放和提高负荷灵活性方面，各负荷下炉膛出口NOx质量浓度不高于280 mg／m3，在30%ECR负荷下SCR脱硝系统入口烟气温度高于295℃。

（3）在增容方面，机组铭牌出力达到630MW。

（4）在增大供热能力方面，新增供热能力120 t／h，一方面可以满足机组停备用较多时的供热需求，另一方面可以进一步降低机组供电煤耗。

2.2 改造主要项目

2.2.1 冷灰斗总体下移改造

由于现有锅炉的炉膛结构尺寸偏小、热负荷偏高，为满足低氮燃烧器改造、降低NOx排放质量浓度、降低飞灰含碳量、降低炉膛热负荷、改善炉膛的结渣状况，根据现有的炉膛结构布置情况，结合炉膛底部出渣设备的改造，将炉膛冷灰斗下降2.00m，燃烧器也同步下移，即炉膛水冷壁向下延伸2.00 m，这也是国内首台冷灰斗总体下移改造项目。冷灰斗总体下移改造示意图如图1所示。这样一方面可以增加炉膛高度，使得煤粉颗粒在炉内停留时间延长，提高了煤粉的燃尽率；另一方面，加长了还原区长度，降低了炉膛出口NOx质量浓度。改造后，由于炉膛容积增大，炉膛容积热负荷由102.1 kW／m3下降至97.9 kW／m3，炉膛的结渣状况有所改善，同时燃烧器截面热负荷未降低，保证了机组的低负荷稳燃能力。由图1可知，锅炉前炉膛需沿从冷灰斗上方约2.50m标高处截断（截断处的标高约为21.02m），将冷灰斗整体降低2.00m，在非加固位置新增2.00m水冷壁管与原断面管排对接；考虑冷灰斗整体下移吊装过程中吊点等加固位置受力较大，在加固装置拆除后对加固区域水冷壁进行整体更换，从而使炉膛高度增加2.00m。此次冷灰斗总体下移改造的成功，为现有燃煤锅炉有效增加炉膛高度提供了一个新的改造方向。

图1 冷灰斗总体下移改造示意Fig.1 Overall downward movement of the cold ash bucket

2.2.2 低氮燃烧相关设备改造

由于原有低氮燃烧器性能已不能满足锅炉现阶段排放的要求，此次改造中将原有燃烧器更换为上海锅炉厂新型的LNCFS垂直浓淡燃烧器，LNCFS垂直浓淡燃烧器在降低NOx质量浓度排放的同时，也可提高锅炉低负荷稳燃能力和燃烧效率。同时，在原分离燃尽风的上方新增一层分离燃尽风喷口，改造后分离燃尽风占总风量的30%左右，这样燃尽风较之前有更佳的穿透深度和覆盖广度。

2.2.3 再热器受热面改造

为了提高再热汽温度，需要对再热器受热面进行改造。原墙式再热器受热面全部布置在炉膛上部前墙水冷壁管子上，共由270根ø63mm管子并联组成。在此基础上，在炉膛上部的侧墙水冷壁上增加侧墙再热器，两侧墙各增加132根ø60mm管子，增加侧墙再热器进出口集箱和连接管道。墙式再热器改造前后数据对比见表2，改造后再热器管屏较改造前增加约1m，由于墙式再热器与水冷壁管在制造厂内就已组装成一体，因此在墙式再热器改造的同时对相应的水冷壁管和钢架平台也进行了改造。

高温再热器和低温再热器受热面原布置在炉膛出口折焰角上部和锅炉水平烟道内，原高温再热器共760根ø63mm的管子，低温再热器共760根ø70 mm的管子，改造时在高温再热器和低温再热器之间增加中间混合集箱，同时增加高温再热器的受热面面积，两级再热器改造前后数据对比见表3。根据现有参数进行核算：再热汽温提升后，机组出力可增加5%，即可满足机组铭牌出力达到630MW的要求。

表2 墙式再热器改造前后数据对比Tab.2 Com parison of data before and after wall reheater transformation

2.2.4 分级省煤器改造

为了提高脱硝系统投入率，综合锅炉各负荷下的烟气温度和脱硝设备要求的工作烟温范围，考虑将#1锅炉SCR脱硝系统入口烟气温度提高约20℃。综合比较分级省煤器、省煤器烟气旁路、省煤器给水旁路、增设#0高压加热器提高SCR脱硝系统入口烟气温度的几种方案，为保证低负荷下的锅炉运行经济性，确定将分级省煤器改造作为此次改造方案［7］。在改造中，将旧省煤器与前后包墙同时更换，新省煤器面积根据计算做重新调整，具体更换范围如图2所示。同时，在SCR脱硝系统后增设一定量的省煤器受热面，通过减少SCR脱硝系统前省煤器的吸热量，以达到提高SCR脱硝系统入口温度的目的。

表3 两级再热器改造前后数据对比Tab.3 Com parison of data before and after the two-stage reheater transformation

图2 原有省煤器更换范围Fig.2 Rep lacement range of the original econom izers

2.2.5 供热系统改造

原#1机组供热量为再热冷段抽汽量80 t／h，在目前机组负荷率较低、停备用较多的情况下，难以满足系统供热要求。因此，在本次综合升级改造中，新增再热热段抽汽量120 t／h，抽汽点选在中压联合汽门（以下简称中联门）前。由于低负荷时再热蒸汽压力较低，可能不能满足热用户要求，则可配合中联门开度进行适度调压以满足热用户需要。

3 改造效果评价

3.1 经济性评价

改造前、后锅炉效率比较是评价此次综合升级改造效果的重要指标，如图3所示。由图3可知，综合升级改造后3个负荷下锅炉效率均比改造前提高0.20～0.70百分点，这与炉膛高度增加后，煤粉颗粒在炉内停留时间延长，煤粉燃尽率有所提高有关。值得注意的是，改造后在50%ECR负荷下锅炉效率比改造前有了较为明显的提高，达到了0.67百分点，这与综合升级改造后增加了分级省煤器有关，在低负荷保证SCR脱硝系统入口烟温的前提下，烟气流经脱硝装置后，余热可以被后一级省煤器利用，从而降低了空预器入口烟气温度，减少了排烟损失，这可从另一个侧面说明在深度调峰已成为常态的形势下，分级省煤器改造有利于保证锅炉低负荷下的效率。新增分级省煤器后，锅炉负荷从50%ECR下降至40%ECR时，效率仅下降0.32百分点，下降幅度低于未进行此类改造的国内同类型锅炉［8］。

改造后机组煤耗能否低于300.0 g／（kW·h）是评价此次改造的另一重要指标。根据考核试验结果，计算供热和未计算供热工况下3个负荷下供电煤耗比较如图4所示。由图可知，若不计算供热，3个负荷下的供电煤耗均略高于国家能耗指标300.0 g／（kW·h），且随着负荷的下降，供电煤耗呈上升趋势。若参考文献［9］中的供热机组供电煤耗计算方法，采用热电分摊比的计算方法对供热工况下的供电煤耗进行计算，按供热量冷段再热抽汽80 t／h、热段再热抽汽120 t／h计，3个负荷下供电煤耗可分别下降11.3，16.3，21.0 g／（kW·h），已低于300.0 g／（kW·h）的能耗指标。

图3 综合升级改造前后锅炉效率比较Fig.3 Comparison of boiler efficiency before and after com prehensive upgrade

图4 计算供热和未计算供热工况下3个负荷下供电煤耗比较Fig.4 Com parison of net coal consum ption rates under three loads

3.2 NO x质量浓度排放和SCR脱硝系统投入

随着近年来国家对燃煤机组环保要求的不断提高［10-12］，锅炉各负荷下的环保设备，特别是SCR脱硝系统的稳定运行和炉膛出口NOx质量浓度亦是考量机组综合升级改造效果的又一重要指标。改造前、后NOx质量浓度排放和SCR脱硝系统进口烟气温度比较见表4。

由表4可知，改造前后SCR脱硝系统入口烟气中NOx质量浓度随着负荷降低而上升，这与低负荷时大幅提高炉膛氧量等因素有关，因为更高的氧含量促进了燃料型NOx的生成，并且抑制了NOx的还原，但SCR脱硝系统出口烟气中NOx质量浓度并不高，均在40mg／m3内，说明脱硝效率良好。值得注意的是，改造后SCR脱硝系统入口烟气NOx质量浓度较改造前有了明显下降，这与燃烧器下移、还原区长度增加及低氮燃烧器改造有关，还原区长度的增加和低氮燃烧效果的改善提高了分级燃烧的效果，有利于主燃烧区生成的NOx还原。这为锅炉未进行增加炉膛高度改造的前提下，有效降低NOx质量浓度排放提供了一个新的改造思路。锅炉增设分级省煤器后，40%ECR负荷下SCR脱硝系统入口烟气温度可保持在314℃左右，高于SCR脱硝系统设计保证烟气温度295℃，较改造前低负荷下SCR脱硝系统入口烟气温度有了较大程度改善，改造前50%ECR负荷下SCR脱硝系统入口烟气温度就已接近于295℃，说明分级省煤器改造后锅炉运行的灵活性亦有了较大程度提高。

表4 改造前后NO x排放和SCR进口烟气温度比较Tab.4 Com parison of nitrogen oxide em issions and flue gas temperature at SCR inlet before and after transformation

4 结束语

某亚临界600MW 机组整体综合升级改造项目经过冷灰斗总体下移、再热器受热面改造、分级省煤器改造、供热系统改造等项目后，使得机组安全性、经济性等主要指标达到国内亚临界机组先进水平。项目投产后，机组增容5%，锅炉效率较改造前提高约0.20～0.70百分点，供电煤耗较改造前亦有了大幅下降，供热工况下供电煤耗已低于国家能耗指标300 g／（kW·h），炉膛出口NOx亦有了一定程度下降，同时低负荷下SCR脱硝系统入口烟气温度也有了较大程度改善，满足了深度调峰下SCR脱硝系统投运要求，提高了机组调峰的灵活性，改造取得了良好的效果。