大唐國際股份有限公司張家口發(fā)電廠 張新江 高 照 大唐華北電力試驗(yàn)研究院 趙梓邑

在“十四五”電力規(guī)劃中，火電機(jī)組的改造是綜合能源發(fā)展的關(guān)鍵性問題。在大力發(fā)展清潔能源的背景下，傳統(tǒng)火電機(jī)組需進(jìn)行改造提高節(jié)能減排能力，完成清潔能源的全面發(fā)展和高效利用。國家對綜合能源也出臺了相關(guān)政策要求，2016年7月國家能源局發(fā)布了《關(guān)于推進(jìn)多能互補(bǔ)集成優(yōu)化示范工程建設(shè)的實(shí)施意見》，2017年12月國家能源局等發(fā)布了《北方地區(qū)冬季清潔取暖規(guī)劃（2017-2021年）》。

1 光伏系統(tǒng)

調(diào)研選出合適的光伏鋪設(shè)地址。通過氣象站數(shù)據(jù)計(jì)算得到場址所在地多年平均總輻射為5389MJ/m2·a，根據(jù)《太陽能資源評估方法》（QXT 89-2008）確定的標(biāo)準(zhǔn)，光伏發(fā)電系統(tǒng)所在地屬于“資源很豐富”區(qū)，適合開展大型光伏電站的建設(shè)。單晶硅電池在眾多光伏電池中效率最高，因此其應(yīng)用時間也較長。選用310Wp 單晶硅組件；支架采用固定式支架，此技術(shù)廣泛應(yīng)用并且較為成熟，有大規(guī)模運(yùn)行的案例，因此可靠性較高，后期運(yùn)維費(fèi)用較低[1]。

逆變器選型可參照以下指標(biāo)：較高的轉(zhuǎn)換效率、較低的輸出電流諧波、在低電壓時具備一定的耐受能力、有保護(hù)性、可跟蹤對大功率點(diǎn)、頻率異常時快速響應(yīng)，有監(jiān)視和采集數(shù)據(jù)的功能、具備可恢復(fù)性和可靠性。設(shè)計(jì)采用70kW 組串式逆變器；基本光伏方陣由1個光伏組串組成，即2×11共22塊組件。通過光伏發(fā)光單元數(shù)量可初步測算出總?cè)萘?。光伏發(fā)電容量及接入電壓等級10個逆變升壓單元擬分為4組，分別接入某電廠6kV 廠用母線上，結(jié)合單元劃分情況，每2～3個單元箱變高壓側(cè)通過電纜串聯(lián)連接至電廠內(nèi)，接入容量分別為6MW/4.8MW/4MW/4MW。

2 電解水制氫系統(tǒng)

2.1 系統(tǒng)配置方案

本項(xiàng)目業(yè)務(wù)要求每天按6000Nm3（折合540kg）設(shè)計(jì)，設(shè)置2臺電解水制氫設(shè)備，單臺制氫設(shè)備出力為500Nm3/h，制氫設(shè)備每天運(yùn)行6小時。本系統(tǒng)包括制氫系統(tǒng)及輔助系統(tǒng)。

2.2 制氫系統(tǒng)

制氫系統(tǒng)主要部分圖1。采用單極電解槽方式，電解反應(yīng)中，在電解液的作用下陽極和陰極最終得到H2O、1/2O2和H2[2]。如圖1所示，陽極反應(yīng)中產(chǎn)生的H2O 和1/2O2將經(jīng)過氣液分離塔[3]。陰極反應(yīng)中產(chǎn)生的H2將被送入下一流程進(jìn)行其他工業(yè)或生產(chǎn)的應(yīng)用。水電解制氫（氧）是配置濃度30%左右的KOH 水溶液作為電解液，將水電解為氫氣和氧氣的過程，其電極反應(yīng)式為：陰極2H2O+2e-→H2↑+2OH-，陽極2OH-→2e-+1/2O2↑，總反應(yīng)：2H2O →2H2↑+O2↑。

圖1 電解水制氫流程圖

進(jìn)入氣液分離塔后，包含堿性液體的氫氣將在重力作用下完成氣液分離過程。成功分離后的氫氣將在冷卻作用下將殘余的水進(jìn)行二次清除。最后利用裝有分子篩的凈化裝置對氫氣進(jìn)行純化。

2.3 氫氣輔助系統(tǒng)

氫氣緩沖罐。制氫系統(tǒng)產(chǎn)量按6000Nm3/天設(shè)計(jì)，制得氫氣經(jīng)干燥、純化后需存儲在緩沖罐，儲存壓力1.6MPa。氫氣儲氣量按一天設(shè)計(jì)，儲罐理論設(shè)計(jì)容量375m3。本工程設(shè)2臺200m3容積球罐，球罐直徑7.1m；氫氣壓縮機(jī)。氫氣緩沖罐中的氫氣經(jīng)氫氣壓縮機(jī)壓縮運(yùn)送至用戶。氫氣壓縮機(jī)出力為400Nm3/h，具有兩種工作模式，一種可將氫氣壓縮至12～15MPa 用于氣瓶集裝格運(yùn)輸，另一種可將氫氣壓縮至20MPa 用于長罐拖車運(yùn)輸。

制氫廢水處理。制氫裝置運(yùn)行過程中不產(chǎn)生廢水，僅在定期沖洗時（半年到一年）產(chǎn)生一定量的堿性廢液，每次沖洗更換堿液約8噸左右。廢水可送到電廠進(jìn)行酸堿中和后處理，采用外部運(yùn)輸車輛送至廠內(nèi)處理，制氫站距離電廠兩公里左右；除鹽水補(bǔ)充裝置。除鹽水由電廠管道輸送至制氫站，在站內(nèi)設(shè)置一臺10m3除鹽水箱及2臺水泵，用于向系統(tǒng)補(bǔ)充除鹽水。

2.4 制氫站布置及其他

制氫站由制氫間及室外部分組成，制氫間包括制氫和純化車間、壓縮機(jī)間、罐裝間、空壓機(jī)及氮?dú)馄块g、水泵間、變壓器室、整流室、配電室等，廠房跨度×長度為30m×26m。室外部分包括氫氣緩沖罐、除鹽水箱、廢水箱、儀用空氣貯罐。

電解用純水及循環(huán)冷卻水。制氫裝置共需閉式冷卻水量126m3/h，制氫裝置除鹽水用量1m3/h，除鹽水和閉式冷卻水由電廠提供，管道輸送至制氫站；關(guān)于運(yùn)行方式的說明：光伏發(fā)電系統(tǒng)如分別接到多臺機(jī)組的廠用電母線，逆變器就可起到穩(wěn)壓作用。穩(wěn)定的電源有利于延長電解裝置的壽命。光伏發(fā)電系統(tǒng)如接到一臺機(jī)組，光伏占比較大，則需儲能系統(tǒng)作為緩沖，以起到穩(wěn)壓的作用；電解水系統(tǒng)氫氣利用方案：氫氣混合天然氣，供家庭或企業(yè)使用，賺取燃料費(fèi)；氫氣作為化工原料出售給合成氨、精煉油或精甲醇企業(yè)，賺取原料費(fèi)；氫氣作為燃料出售給加氫站，選擇優(yōu)先推廣氫燃料汽車的城市，需量巨大且距離發(fā)電廠廠址不遠(yuǎn)。

3 富氧燃燒系統(tǒng)

3.1 富氧燃燒技術(shù)方案

可選取電廠1臺爐進(jìn)行富氧燃燒改造：將D 和E 層煤粉燃燒器改造為富氧微油點(diǎn)火、穩(wěn)燃燃燒器。在鍋爐低負(fù)荷運(yùn)行、也就是30%以下負(fù)荷情況下，投運(yùn)最下層目前正在使用的微油點(diǎn)火燃燒器和D 層或E 層的富氧微油燃燒器即可滿足低負(fù)荷穩(wěn)燃和脫硝煙氣溫320℃以上的目標(biāo)。改造1臺爐最大耗氧量800～1000Nm3/h，日深度調(diào)峰最大耗氧量（按每天夜間運(yùn)行3小時計(jì)算）3000Nm3。

富氧燃燒的氧氣來自灰場新建的電解水制氫裝置。氧氣在白天儲存在儲氧罐中。氧氣儲氣量按一天設(shè)計(jì)，儲存壓力1.6MPa，理論設(shè)計(jì)容量188m3。本工程可設(shè)2臺100m3容積球罐，球罐直徑5.8m。根據(jù)《危險(xiǎn)化學(xué)品重大危險(xiǎn)源辨識》，氧氣儲罐不屬于重大危險(xiǎn)源。氧氣儲罐的布置位置應(yīng)符合《建筑設(shè)計(jì)防火規(guī)范》的要求（屬乙類火災(zāi)危險(xiǎn)性），需與氫氣儲罐、鐵路、公路、建筑物、架空電力線等保持一定的防火安全距離。

氧氣通過減壓閥降壓至0.3MPa 送入儲氧緩沖罐。根據(jù)《氧氣站設(shè)計(jì)規(guī)范》及《深度冷凍法生產(chǎn)氧氣及相關(guān)氣體安全技術(shù)規(guī)程》，氧氣管道宜采用架空敷設(shè)，當(dāng)架空敷設(shè)有困難時，可采用不通行地溝敷設(shè)或直接埋地敷設(shè)。本項(xiàng)目灰場為山谷型，電解水裝置距離電廠較遠(yuǎn)，路徑復(fù)雜，建議采用局部架空、大部分埋地的敷設(shè)方式。根據(jù)規(guī)范，本項(xiàng)目氧氣壓力和溫度下對應(yīng)的氧氣管道應(yīng)選用不銹鋼（脫脂），氧氣流速低于25m/s，氧氣管道選擇DN32的不銹鋼無縫鋼管。

3.2 預(yù)期實(shí)施效果

3.2.1 鍋爐點(diǎn)火燃燒器改造預(yù)期效果

通過改造原有的微油（或等離子）點(diǎn)火燃燒器為富氧微油（或等離子）點(diǎn)火燃燒器，可進(jìn)一步降低油耗，提高鍋爐點(diǎn)火穩(wěn)燃能力。既確保了機(jī)組的安全又順應(yīng)了國內(nèi)環(huán)保大趨勢。

在節(jié)油及經(jīng)濟(jì)效益方面以某臺300MW 鍋爐機(jī)組為例。#1鍋爐富氧燃燒改造項(xiàng)目于2015年10月1日開工、20日安裝結(jié)束，于2015年11月28日1點(diǎn)30分開始冷態(tài)點(diǎn)火，總計(jì)連續(xù)運(yùn)行15小時，耗油5噸、耗液氧25立方米，與以前點(diǎn)火方式比較節(jié)油率達(dá)90%以上，節(jié)油明顯。富氧微油點(diǎn)火穩(wěn)燃系統(tǒng)2臺300MW 總投資約500萬，通過分析該項(xiàng)目屬于低投入高產(chǎn)出的節(jié)能項(xiàng)目，投資回報(bào)期不足一年即可收回成本。

由于原點(diǎn)火油槍存在燃燒不完全、存在油污，影響電除塵器和脫硫設(shè)備運(yùn)行，影響脫硫吸收塔內(nèi)漿液質(zhì)量，導(dǎo)致脫硫效率降低甚至無法脫硫，需要拋漿更換漿液后才能投運(yùn)，每次拋漿損失和清理拋漿池費(fèi)用共計(jì)20萬元左右。

3.2.2 富氧超低氮燃燒方案預(yù)期實(shí)驗(yàn)效果

某電廠329MW 機(jī)組實(shí)施富氧低氮燃燒器改造前后的單位煙氣中NOx 含量（6%煙氣氧含量，SCR 前）分別為380mg/Nm3、285mg/Nm3，可看出采用富氧低氮燃燒技術(shù)方案可降低鍋爐NOx 排放25%左右。

綜上，本方案通過調(diào)研選取合適光伏地址，利用光伏來支撐廠用電負(fù)荷。電解水產(chǎn)生的氧氣進(jìn)行富氧燃燒器的改造提高鍋爐點(diǎn)火穩(wěn)燃能力，降低鍋爐的NOx 排放，亦可實(shí)現(xiàn)機(jī)組超低負(fù)荷（25%以下）的靈活性調(diào)峰。電解水產(chǎn)生的氫氣可應(yīng)用于廠周圍的交通、工業(yè)等用途。通過火力發(fā)電廠的綜合能源改造，開發(fā)并利用了可再生能源，最大幅度提高了能源的利用效率，利用能源的優(yōu)勢達(dá)到高效有序的配置，同時保證系統(tǒng)的可靠性。