杜域超

(湛江中粵能源有限公司，廣東 湛江 524099)

提高某600 MW亞臨界機組節(jié)能經(jīng)濟性途徑研究

杜域超

(湛江中粵能源有限公司，廣東 湛江 524099)

為滿足國家《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014—2020)》的要求，針對湛江中粵能源有限公司600 MW機組能耗指標(biāo)偏高的問題，研究了通過節(jié)能一體化改造技術(shù)提高機組運行經(jīng)濟性的技術(shù)路線，主要研究內(nèi)容包括：汽輪機通流改造、鍋爐受熱面改造、增設(shè)外置式蒸汽冷卻器、真空系統(tǒng)節(jié)能優(yōu)化、熱力系統(tǒng)優(yōu)化、空預(yù)器降阻、循泵高低速改造以及提升主、再熱汽溫改造等項目。通過理論計算并結(jié)合同類型機組的改造經(jīng)驗可知，改造后機組額定工況下的供電煤耗預(yù)計可降低約19 g/(kW·h)，本項目的研究結(jié)果可為同類型機組節(jié)能改造提供有益的參考。

燃煤機組；綜合提效；經(jīng)濟性；節(jié)能

1 設(shè)備概況及改造分析

湛江中粵能源有限公司2臺600 MW機組汽輪機為哈爾濱汽輪機廠有限責(zé)任公司生產(chǎn)的N600-16.7/538/538型、亞臨界、一次中間再熱、四缸四排汽凝汽式汽輪機，設(shè)計背壓為5.88 KPa；鍋爐為東方鍋爐股份有限公司生產(chǎn)的DG2030/17.5- II8型自然循環(huán)汽包爐。機組燃用低硫煙煤，采用開式循環(huán)水冷卻方式。

機組投產(chǎn)以來已陸續(xù)實施了凝結(jié)水泵永磁調(diào)速改造、空氣預(yù)熱器(以下簡稱空預(yù)器)密封改造、真空泵及抽氣方式改造等多項節(jié)能措施。但目前機組廠用電率及供電煤耗均較高，與同類型機組先進水平、行動計劃要求均有較大差距。

為積極響應(yīng)國家《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014—2020)》[1]和“十三五”電力節(jié)能減排展望[2]提出的要求，湛江中粵能源有限公司根據(jù)當(dāng)前機組設(shè)備、系統(tǒng)及運行現(xiàn)狀以及燃煤機組節(jié)能技術(shù)的最新進展，采用一機一策的理念，通過深入論證和分析，提出了汽輪機通流技術(shù)改造、鍋爐受熱面改造、增設(shè)外置式蒸汽冷卻器、抽真空系統(tǒng)節(jié)能改造、熱力系統(tǒng)優(yōu)化、空預(yù)器降阻力改造和提升參數(shù)(機組蒸汽溫度)改造等7項節(jié)能改造措施，并對各項改造措施的節(jié)能量、投資費用以及投資收益比進行了核算[3-4]，見表1。

由表1可知，如果以上措施均得以實施，則在當(dāng)前能耗指標(biāo)的基礎(chǔ)上，機組供電煤耗可進一步下降19.5 g/(kW·h)。若不考慮機組提升參數(shù)改造，機組供電煤耗可下降16.3 g/(kW·h)。

同時從表中數(shù)據(jù)可知，汽輪機通流技術(shù)改造、鍋爐受熱面改造、抽真空系統(tǒng)節(jié)能改造、熱力系統(tǒng)優(yōu)化、空預(yù)器降阻力改造等5項改造措施投資收益較好，增設(shè)外置式蒸汽冷卻器及提升參數(shù)改造等2項改造措施投資收益則相對較差。

表1 主要節(jié)能技改項目匯總

2 主要節(jié)能改造措施

2.1 汽輪機通流改造

根據(jù)湛江中粵能源有限公司#1機組大修后性能試驗數(shù)據(jù)可知，機組實際性能與設(shè)計值和同類型機組的先進水平相比均存在一定的差距，其熱耗率在額定工況下高達8 219.8 kJ/(kW·h)，高出設(shè)計值約436.4 kJ/(kW·h)。熱耗率高的主要原因是各缸效率偏低(見表2)，同時該類型機組還存在#5，#6低壓加熱器抽汽溫度較高的問題。

表2 汽輪機各缸效率與熱耗率

#1亞臨界600 MW機組，設(shè)計背壓5.88 kPa，根據(jù)目前國內(nèi)外汽輪機通流改造的技術(shù)水平，改造后熱耗率可達到7 880 kJ/(kW·h)左右。

根據(jù)湛江中粵能源有限公司2臺600 MW亞臨界機組當(dāng)前性能狀況，通流改造后汽輪機本體熱耗如能達到7 880 kJ/(kW·h)，則高、中、低壓缸效率均可提高3～4百分點，機組熱耗率可下降約340 kJ/(kW·h)，相應(yīng)的供電煤耗可下降12.6 g/(kW·h)。

目前各制造廠針對600 MW亞臨界機組汽輪機的改造方案略有不同，但主要技術(shù)路線基本相似，一般包括：高中低壓缸動靜葉、內(nèi)缸、轉(zhuǎn)子更換；高、中壓采取整體內(nèi)缸；采用新型先進葉型；對進汽及排汽部分進行優(yōu)化，減少進汽及排汽損失；汽封改造；增加低壓缸剛度，減少級間漏汽等。另外，針對當(dāng)前機組利用小時數(shù)不高的問題，還需注意提高汽輪機低負荷運行的性能。

2.2 鍋爐受熱面改造

#1，#2鍋爐自投運以來一直存在過熱器和再熱器減溫水量大的問題，影響了機組的安全經(jīng)濟運行。目前#1，#2機組各負荷區(qū)間內(nèi)的平均過熱減溫水量分別約為120.0 t/h和158.0 t/h，平均再熱減溫水量分別為11.1 t/h和36.8 t/h，個別負荷工況下甚至高達140.0～160.0 t/h。根據(jù)核算由于減溫水量大，分別使#1，#2機組發(fā)電煤耗升高1.3 g/(kW·h)和1.4 g/(kW·h)。

分析計算表明，機組的受熱面設(shè)計方案與實際運行情況的偏離較大，目前僅通過采用燃燒調(diào)整等手段已無法解決減溫水量大的問題。

根據(jù)過熱器及再熱器減溫水量均較大的狀況，說明鍋爐爐膛出口位置的煙溫較高，即煙氣在大屏及尾部高、低溫過熱器和再熱器區(qū)域所攜帶的熱量高于實際需要值。由此可推斷爐膛水冷壁區(qū)域的吸熱量較少，即水冷壁換熱面積不足；其次，雖然爐膛出口煙溫較高，但機組的排煙溫度并不高，由此可知，鍋爐高低溫過熱器和再熱器的換熱面積較大。因此，#1，#2機組受熱面布置的主要問題在于鍋爐爐膛部分輻射受熱面面積不足，爐膛及尾部輻射及對流受熱面面積較大。

根據(jù)上述分析結(jié)果，解決機組過熱器、再熱器減溫水量大的問題，應(yīng)從以下幾方面入手：(1)減少爐膛水冷壁區(qū)域需要的總熱量；(2)強化爐膛水冷壁區(qū)域吸熱能力；(3)減少屏區(qū)及尾部高、低溫過熱器及再熱器吸熱量。

具體實施方案如下：從設(shè)備改造的角度分析，增加省煤器換熱面積、增加水冷壁面積、減少過熱器和再熱器換熱面積均可以起到減少減溫水量的作用。從運行的角度分析，投運下層燃燒器降低火焰中心高度，加強吹灰效果等也可以起到減少減溫水量的作用。針對該電廠實際情況，通過改造后減溫水量可降低到正常水平，則可使供電煤耗降低約1.0 g/(kW·h)。

2.3 外置式蒸汽冷卻器

由于汽輪機三段抽汽是蒸汽再熱之后的第1級抽汽，因此壓力相對較低，而溫度較高，具有230～260 ℃過熱度。為利用該部分蒸汽的過熱度，可在三段抽汽進入#3高壓加熱器前，增設(shè)外置式蒸汽冷卻器，利用該段抽汽的高過熱度來加熱最終給水，并提高最終給水溫度，提升機組運行經(jīng)濟性。

外置式蒸汽冷卻器的布置方式較多，通過對各種方案的論證分析，采用將外置式蒸汽冷卻器串接在#1高壓加熱器出口給水管路上(如圖1所示)，經(jīng)濟性最好。改造后汽輪機熱耗下降約12 kJ/(kW·h)，供電煤耗下降約0.5 g/(kW·h)。

由于蒸汽通過外置式冷卻器后，可能被冷卻至飽和狀態(tài)，并進入濕蒸汽區(qū)，因此會對#3高壓加熱器的管束產(chǎn)生沖蝕，故應(yīng)對#3高壓加熱器內(nèi)部進行局部改造或整體更換，以防止加熱器損壞。同時受到現(xiàn)場布置位置的限制，需要對現(xiàn)有給水管路進行改造。上述原因會造成投資費用過大。

圖1 外置蒸汽冷卻器串聯(lián)布置示意

2.4 抽真空系統(tǒng)節(jié)能改造

湛江中粵能源有限公司600 MW機組每臺配套3臺50%容量的水環(huán)真空泵(功率為130 kW)。目前真空系統(tǒng)嚴(yán)密性較好，但由于真空泵選型依據(jù)為真空嚴(yán)密性大于400 Pa/min，且在此基礎(chǔ)上仍考慮部分裕量，故抽真空系統(tǒng)裕量相對過大；另外，真空泵冷卻水源采用海水，易造成換熱器結(jié)垢和堵塞，使真空泵工作液溫度過高，限制真空泵抽吸能力，同時高、低壓凝汽器兩側(cè)壓差偏小，因此常年2臺水環(huán)真空泵運行，分別保證高、低壓凝汽器真空度，導(dǎo)致真空泵耗電率偏大?？稍黾?套羅茨-水環(huán)真空泵組(功率約為40 kW)，與原水環(huán)真空泵并聯(lián)布置，如圖2所示。在機組啟動時，依靠原水環(huán)真空泵組快速抽出系統(tǒng)中的空氣，建立真空，再投運羅茨-水環(huán)真空泵組維持真空，以降低抽空氣系統(tǒng)能耗。該2套泵組分別供高、低壓凝汽器使用，保證高、低壓凝汽器在不同壓力下運行。項目實施后，折合年平均供電煤耗降低約0.1 g/(kW·h)。

圖2 湛江中粵能源有限公司機組真空系統(tǒng)改造示意

2.5 熱力系統(tǒng)優(yōu)化改造

當(dāng)前機組熱力系統(tǒng)存在系統(tǒng)設(shè)置冗余、閥門泄漏嚴(yán)重(高溫高壓工質(zhì)泄漏嚴(yán)重，如主蒸汽供軸封系統(tǒng)、再熱熱段疏水、一段、三段抽汽疏水、高排逆止門后疏水、高旁減溫水及汽泵再循環(huán)等存在泄漏)、部分工質(zhì)有效能未充分利用、系統(tǒng)熱備用設(shè)置不合理等問題，致使機組運行經(jīng)濟性降低，同時還降低了運行的可靠性和安全性，增加了運行維護難度和工作量，因此，熱力系統(tǒng)進行優(yōu)化改造十分必要。

根據(jù)機組實際狀況，并參考同類型機組改造經(jīng)驗和當(dāng)前先進設(shè)計理念，提出切實可行的熱力系統(tǒng)改造方案。對主再熱蒸汽系統(tǒng)、汽輪機本體疏水系統(tǒng)、抽汽及小機蒸汽系統(tǒng)、輔助蒸汽系統(tǒng)、軸封系統(tǒng)、凝結(jié)水和給水系統(tǒng)、加熱器疏水及排氣系統(tǒng)以及過熱減溫水水源進行了完善和優(yōu)化。

熱力系統(tǒng)改造后，預(yù)計供電煤耗下降1.6 g/(kW·h)。

2.6 空預(yù)器降低阻力改造

由于脫硝入口煙氣溫度較低，中、低負荷時，脫硝入口煙溫低于催化劑反應(yīng)要求的溫度下限為310 ℃，導(dǎo)致脫硝效率下降。為保證NOx排放達到當(dāng)?shù)丨h(huán)保要求，機組實際運行過程中噴氨量較大，氨逃逸率較高，并生產(chǎn)大量的硫酸氫氨，黏附煙氣中的飛灰顆粒后，形成板結(jié)和堵灰。目前鍋爐A，B側(cè)空預(yù)器阻力在600 MW負荷下已接近2 500 Pa，遠高于正常值1 200 Pa，導(dǎo)致風(fēng)機的能耗上升。同時，空預(yù)器換熱元件由于堵灰，換熱能力下降，必然導(dǎo)致鍋爐效率降低。當(dāng)空預(yù)器堵塞嚴(yán)重時，機組高負荷工況運行氧量無法提高，還會導(dǎo)致飛灰可燃物含量上升，使鍋爐效率進一步下降，空預(yù)器阻力大到一定程度時甚至?xí)萍s機組最大帶負荷的能力。

針對以上機組存在的問題，提出了分級省煤器改造、熱風(fēng)循環(huán)改造；同時，為了進一步降低能耗，還針對空預(yù)器的吹灰汽源進行了改造，其中分級省煤器改造放在超凈排放改造中實施，投資費用不再重復(fù)列出。

改造后，煙風(fēng)系統(tǒng)阻力降低，風(fēng)機能耗下降；空預(yù)器發(fā)生嚴(yán)重堵塞的概率降低；高負荷運行氧量可在目前基礎(chǔ)上適當(dāng)提高，提高鍋爐效率?？疹A(yù)器降阻約可使機組供電煤耗下降0.5 g/(kW·h)。

2.7 提升參數(shù)(蒸汽溫度)改造

目前主、再熱蒸汽出口溫度為538 ℃，可提升至566 ℃，對應(yīng)于鍋爐出口蒸汽溫度570 ℃，達到超臨界機組的主蒸汽溫度水平，而主蒸汽運行壓力仍維持在亞臨界水平。此時鍋爐可僅對過熱器和再熱器等受熱面進行更換，而省煤器、水冷壁系統(tǒng)、低溫過熱器蛇形管及出口集箱等均無需改造，可極大地減小改造范圍，降低投資費用。

通過核算，原設(shè)計屏式過熱器管材強度將無法滿足機組安全運行要求，須進行升級改造，改造管材以12 Cr1MoVG，T 91，TP 304 H為主，管壁厚度較原設(shè)計值增加。屏過進出口集箱及連接管、高溫過熱器整體管材須升級改造。高再集箱及連接管、低溫再熱器和高溫再熱器段需全部升級改造。

另外，由于改造前設(shè)計參數(shù)下主、再熱蒸汽和冷再熱蒸汽管道的設(shè)計裕量相對較小，同時考慮機組運行過程中管道已經(jīng)出現(xiàn)的老化、磨損等原因，可能造成管道壁厚的減薄，因此，現(xiàn)有主、再熱蒸汽和冷再熱蒸汽管道強度無法滿足機組升參數(shù)改造后的運行要求，需整體更換。

雖然與同時提高主蒸汽壓力相比較，改造費用已大幅降低，但單臺改造費用仍高達約1.7億人元。

主、再熱器出口蒸汽溫度升高后，可以提高機組循環(huán)效率，機組供電煤耗可下降約3.2 g/(kW·h)。

由于主、再熱蒸汽溫度的升高，汽輪機高、中壓進汽部分也應(yīng)進行相應(yīng)的改造。為了節(jié)省改造費用，該項改造應(yīng)與汽輪機通流改造一起實施。

3 結(jié)束語

汽輪機通流技術(shù)改造、鍋爐受熱面改造、增設(shè)外置式蒸汽冷卻器、抽真空系統(tǒng)節(jié)能改造、熱力系統(tǒng)優(yōu)化、空預(yù)器降阻力改造和提升參數(shù)改造等7項措施均得以實施，在機組當(dāng)前能耗基礎(chǔ)上，機組供電煤耗可進一步下降約19.5g/(kW·h)，同時進一步提高了機組的安全可靠性水平。汽輪機通流技術(shù)改造、鍋爐受熱面改造、抽真空系統(tǒng)節(jié)能改造、熱力系統(tǒng)優(yōu)化、空預(yù)器降阻力改造等5項改造措施投資收益較好，應(yīng)積極考慮實施；增設(shè)外置式蒸汽冷卻器及提升主、再熱汽溫改造等2項改造措施投資收益則相對較差，可酌情實施。

[1]國家發(fā)展改革委,環(huán)境保護部,國家能源局.關(guān)于印發(fā)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014—2020年)》的通知[Z].(2014-09-12)[2016-11-20].http://bgt.ndrc.gov.cn/zcfb/201409/t20140919_626242.html.

[2]潘荔，“十三五”電力節(jié)能減排展望[J].中國電力企業(yè)管理, 2015(11)：18-20.

[3]林萬超.火電廠熱系統(tǒng)節(jié)能理論[M].西安:西安交通大學(xué)出版社, 1994.

[4]王加旋.熱力發(fā)電廠系統(tǒng)設(shè)計與運行[M].北京:中國電力出版社, 1997.

(本文責(zé)編：齊琳)

2016-11-28；

2016-12-30

TK 621

B

1674-1951(2017)02-0057-03

杜域超(1984—)，男，江西九江人，工程師，從事火電廠節(jié)能技術(shù)熱能與動力工程方面的工作(E-mail:85748165@qq.com)。