文_周勇 金生祥 吳曉干 左宇航 周明熙

1.上海電氣集團(tuán)股份有限公司（上海電氣電站服務(wù)公司） 2.北京京能電力股份有限公司 3.浙江大學(xué)熱能工程研究所

1 機(jī)組運(yùn)行現(xiàn)狀

該燃煤機(jī)組的鍋爐為亞臨界、自然循環(huán)、一次中間再熱、前后墻對沖燃燒方式汽包爐。汽機(jī)為單軸、四缸四排汽、亞臨界、一次中間再熱、凝汽式汽輪機(jī)。目前機(jī)組在100%～50%THA工況范圍內(nèi)，汽輪機(jī)熱耗率比設(shè)計(jì)值至少高4.5%，額定工況下供電煤耗為317.1g/kWh，與同類型機(jī)組的先進(jìn)水平相比，尚有一定的差距，存在較大的節(jié)能降耗空間。

2 改造原則和目標(biāo)

2.1 改造原則

①以節(jié)能減排為本次改造的主要目標(biāo)。

②鍋爐改造的總體原則是保持汽包本體不變，最大限度提高鍋爐的蒸發(fā)量，提高鍋爐出口的溫度和壓力，同時(shí)確保改造后鍋爐效率不低于原設(shè)計(jì)值。

③汽機(jī)改造的總體原則是實(shí)施通流改造，最大可能降低機(jī)組熱耗。

④發(fā)電機(jī)及主變改造的總體原則是不增容，并盡可能優(yōu)化廠用電。⑤對現(xiàn)有環(huán)保設(shè)施進(jìn)行優(yōu)化改造，使機(jī)組排放指標(biāo)滿足國家最新要求。

⑥在保證改造效果的前提下，現(xiàn)有機(jī)組的熱力系統(tǒng)盡可能利舊，降低資金投入。

2.2 改造目標(biāo)

①供電煤耗指標(biāo)：改造后THA工況供電煤耗低于310.0g/kWh；②冷端由濕冷改為直接空冷：改造后THA工況背壓為10.5kPa，TRL工況背壓為25kPa；③排放指標(biāo)SO2＜17.5mg/Nm3；粉塵 ＜2.5mg/ Nm3；NOX＜25mg/ Nm3

3 改造方案對比分析

分析研究了汽機(jī)側(cè)主、再熱蒸汽溫度由538℃/538℃分別提升至566℃/566℃、581℃/581℃和596℃/596℃，以及冷端由濕冷改為直接或間接空冷不同改造方案的技術(shù)經(jīng)濟(jì)性。

3.1 提溫改造方案

高壓負(fù)荷中心是廠用電率和供電煤耗的主要影響因素。如圖1所示，在不考慮高壓負(fù)荷中心條件下，THA工況機(jī)組收益隨主、再熱汽溫提升而增加?？紤]高壓負(fù)荷中心條件下，主、再熱汽溫增加到一定程度后， THA工況機(jī)組收益會(huì)有所下降。

圖1 不同主、再熱蒸汽雙提溫方案下的機(jī)組收益

如圖2所示，不考慮高壓負(fù)荷中心條件下，主、再熱汽溫提升至596℃后，THA工況下供電煤耗低于310g/kWh。考慮高壓負(fù)荷中心時(shí)，機(jī)組主、再熱汽溫提升至596℃，THA工況下供電煤耗高于310g/kWh。因此，機(jī)組供電煤耗要低于310g/kWh，汽機(jī)側(cè)主、再熱汽溫應(yīng)提升至596℃?？紤]高壓負(fù)荷中心后，雖然降低廠用電率，但受限于鍋爐和汽機(jī)熱力系統(tǒng)現(xiàn)狀，即使主、再熱汽溫提升至596℃，供電煤耗仍高于310g/kWh，需綜合其他改造技術(shù)進(jìn)一步降低供電煤耗。

圖2 不同主、再熱蒸汽雙提溫方案下的供電煤耗

表1總結(jié)了3種主、再熱蒸汽雙提溫改造方案的主要技術(shù)參數(shù)。綜合上述分析及電廠實(shí)際情況和進(jìn)一步降低煤耗指標(biāo)的要求，該亞臨界機(jī)組改造采用汽機(jī)側(cè)主、再熱汽溫雙提升至596℃方案。

表1 THA工況下不同雙提溫改造方案技術(shù)參數(shù)

3.2 空冷改造方案

火電廠空冷系統(tǒng)分為直接空冷系統(tǒng)和間接空冷系統(tǒng)，間接空冷系統(tǒng)又分為帶混合式凝汽器的間接空冷系統(tǒng)和帶表面式凝汽器的間接空冷系統(tǒng)。直接空冷多采用機(jī)械通風(fēng)方式，間接空冷系統(tǒng)多采用自然通風(fēng)方式。這三種空冷系統(tǒng)在技術(shù)特性上各有優(yōu)勢，在火電廠都有應(yīng)用，需根據(jù)工程實(shí)際情況進(jìn)行選型。

如表2所示，濕冷改直接空冷方案供電煤耗相對改造前下降約11.59g/kWh，年節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤8.40005萬t，發(fā)電成本增加約0.0146元/kWh。濕冷改間接空冷方案供電煤耗相對改造前下降約12.37g/kWh，年節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤8.40923萬t，發(fā)電成本增加約0.0154元/kWh。

綜上所述，直、間接空冷系統(tǒng)都有一定運(yùn)用業(yè)績，技術(shù)上是可行的，其中直接空冷方式最多。綜合考慮技術(shù)可行性、廠區(qū)布置、施工周期情況、投資金額以及防凍等要求，濕冷機(jī)組空冷改造采用直接空冷方式。

表2 不同空冷改造方案主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)

基于汽機(jī)側(cè)主、再熱蒸汽雙提溫至596℃及濕冷改直接空冷改造方案，配套取消原煙氣換熱器（GGH），更換為熱媒水管式煙氣換熱器（MGGH）、脫硝裝置加裝一層催化劑和脫硫塔后更換高效屋脊式除霧器等改造技術(shù)，綜合改造后可實(shí)現(xiàn)預(yù)定的SO2、粉塵和NOX排放目標(biāo)。

4 結(jié)語

為提高亞臨界火電機(jī)組技術(shù)先進(jìn)性和保護(hù)生態(tài)環(huán)境，某燃煤電廠對其600MW亞臨界機(jī)組進(jìn)行了綜合節(jié)能減排改造。通過對比分析汽機(jī)側(cè)主、再熱蒸汽參數(shù)由16.7MPa/596℃/596℃分別提溫至16.7MPa/566℃/566℃、16.7MPa/581℃/581℃和16.7MPa/596℃/596℃3種不同雙提溫方案，最終采用了主、再熱蒸汽雙提溫至16.7MPa/596℃/596℃的提溫改造方案。此外，還對機(jī)組濕冷直接空冷改造和濕冷間接空冷改造2種方案進(jìn)行了對比分析，綜合考慮技術(shù)經(jīng)濟(jì)性等因素，濕冷機(jī)組空冷改造采用直接空冷方式。結(jié)合其他優(yōu)化改造技術(shù)，改造后機(jī)組供電煤耗可降至305.402g/kWh，相對改造前下降約11.59g/kWh，年節(jié)約標(biāo)準(zhǔn)煤8.40005萬t，年節(jié)約耗水量約1000萬m3。改造首次實(shí)現(xiàn)了主機(jī)參數(shù)為16.7MPa/538℃/538℃水平的600MW亞臨界機(jī)組提溫至超超臨界級別參數(shù)的跨代升級。改造節(jié)能節(jié)水減排效果顯著，為其他同類型或相似機(jī)組的改造提供了十分有益的借鑒。