亚临界机组提效中锅炉适应性改造技术分析

2021-03-29吴晓干

应用能源技术 2021年2期

王定，吴晓干

(上海电气集团股份有限公司(上海电气电站服务公司)，上海 201199)

0 引言

为加快推动能源生产和消费革命，进一步提升煤电高效清洁发展水平，2014年国家发改委、环保部、国家能源局联合印发了《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014-2020年)》。要求，现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，其中现役60万千瓦及以上机组(除空冷机组外)改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时[1]。

我国亚临界机组普遍存在煤耗和污染物排放水平偏高的特点[2]，须对现有机组进行改造，实现高效节能环保[3]。文章综述了亚临界机组改造技术，并介绍了相关案例。

1 锅炉改造技术

根据朗肯循环，提高机组蒸汽动力循环效率主要有三种方式：提高蒸汽初温，提高主、再热蒸汽温度，从而提高循环效率降低煤耗；提高蒸汽初压，需要对汽轮机做大量改造，锅炉设备基本需要全部新建，一般不用此法；降低乏汽压力，通过真空优化，提高循环效率，降低煤耗。综合考虑各种方式的难易程度，一般选择对机组进行提蒸汽温度改造。

对机组进行提参数改造具有很大的经济效益。蒸汽16.6 MPa，535～600 ℃范围时：主、再蒸汽温度提高10℃，节约煤耗分别为0.77～0.92 g/kWh、0.46～0.62 g/kWh。双提主、再蒸汽温度，从538 ℃提高到566、580、600 ℃，节约煤耗分别为3.5～4.3 g/kWh、5.2～6.5 g/kWh、8.0～9.6 g/kWh。双提温结合汽轮机综合改造等，可降低煤耗15～30 g/kWh。提参数同时还可以对锅炉整体进行优化。例如，降低锅炉排烟温度1.8 ℃，可降低煤耗0.3～0.35 g/kWh；降低过热器减温水量1%，可减少煤耗0.10～0.12 g/kWh；降低再热器减温水量1%，可减少煤耗0.50～0.70 g/kWh。

2 案例分析

以内蒙古某电厂为例，介绍亚临界机组锅炉改造技术。

该锅炉为亚临界压力参数，采用一次再热，单炉膛平衡通风，自然循环，单炉筒锅炉，烟气挡板调温。锅炉整体结构如图1所示。

图1 电厂锅炉结构图

由于汽轮机通流效率低、厂用电率偏高等原因，该机组煤耗偏高，#1机组额定工况煤耗为317.1 g/kWh。存在低负荷脱硝困难的问题，影响机组深度调峰，亟需提效改造。

主要改造方向是，从湿冷机组改为空冷机组，提高机组温度参数，改造前后锅炉参数对比见表1。同时，进行汽轮机通流改造，宽负荷脱硝改造，综合余热利用，控制锅炉散热损失等。

表1 锅炉改造前后参数对比

锅炉改造方案为：锅炉型式不变；过热器、再热器受热面重新匹配；过热器四级布置，三级减温，再热器二级布置，二级减温；再热器进出口管道由“单进单出”改为“双进双出”；增加省煤器面积，优化省煤器工质流程；采用分级省煤器+高温烟气旁路全负荷脱硝技术，实现宽负荷脱硝；尾部两级烟气余热利用，深入降低煤耗；锅炉深度保温，减少散热损失。

改造后节能提效效果显著。#1锅炉额定工况下锅炉热效率为94.35%；过热蒸汽温度在30%～100%负荷范围，再热蒸汽温度在50%～100%负荷范围可达到额定值；锅炉最大出力为2 005 t/h；锅炉减温水量大幅度降低；#1机组额定负荷供电煤耗306.95 g/kWh；各段受热面没有超温现象；20%负荷下SCR入口烟气温度达到设计要求，实现宽负荷脱硝。

该机组的改造完成了国内首台将温度提高到600℃水平的亚临界机组改造，也完成了国内首台从湿冷改空冷并能够提高机组经济效益性的改造。

除上述案例外，我国还有很多亚临界机组改造案例，改造前后参数对比见表2。

浙江某电厂#1机组600 MW亚临界锅炉改造项目，只提高了再热温度，锅炉参数从17.5 MPa/537 ℃/537 ℃提升为17.5 MPa/540 ℃/573 ℃，同时进行了汽轮机通流改造等。改造后锅炉热效率为92.8%，锅炉最大出力为1 937 t/h，过热器喷水量显著降低，煤耗为301 g/kWh。

内蒙古某电厂#3、#4机组为国内第一个600 MW亚临界提参数改造项目。锅炉参数从17.5 MPa/541 ℃/541 ℃提升为17.5 MPa/571 ℃/569 ℃，同时进行汽轮机通流改造等。改造后机组额定出力由600 MW提升至620 MW，锅炉热效率为92.61%，满负荷时过热器喷水量由250 t/h降到100 t/h，煤耗为297.4 g/kWh。