(華能重慶珞璜發(fā)電有限責(zé)任公司，重慶 402283)

某電廠三期2×600 MW機(jī)組分別于2006年12月和2007年1月投產(chǎn)。兩臺(tái)鍋爐均為東方鍋爐股份有限公司引進(jìn)美國(guó)福斯特-惠勒公司技術(shù)生產(chǎn)的DG2030/17.45-II3型鍋爐。其主要型式為亞臨界參數(shù)、自然循環(huán)、雙拱形單爐膛、“Π”型布置、中間一次再熱、“W”火焰，設(shè)計(jì)燃用高硫無煙煤。汽輪機(jī)是由哈爾濱汽輪機(jī)廠設(shè)計(jì)生產(chǎn)的亞臨界、一次中間再熱、三缸四排汽(雙分流低壓缸)、單軸、雙背壓、反動(dòng)、凝汽式N600-16.7/538/538-1型汽輪機(jī)。每臺(tái)爐配置SCR煙氣脫硝裝置和兩臺(tái)雙室四電場(chǎng)電除塵器。煙氣脫硫裝置采用石灰石-石膏濕法脫硫工藝，一爐一塔配置，吸收塔為帶托盤噴淋塔。目前三期機(jī)組供電煤耗大于320 g/(kW·h)，基準(zhǔn)氧含量6%條件下SO2、NOx、煙塵排放濃度分別均控制在400 mg/Nm3、200 mg/Nm3、30 mg/Nm3以下。

根據(jù)國(guó)家發(fā)改委、環(huán)保部、能源局聯(lián)合下發(fā)的《煤電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃(2014—2020年)》(發(fā)改能源〔2014〕2093號(hào))和《全面實(shí)施燃煤電廠超低排放和節(jié)能改造工作方案》(環(huán)發(fā)〔2015〕164號(hào))通知要求，到2020年，現(xiàn)役燃煤發(fā)電機(jī)組改造后平均供電煤耗低于310 g/(kW·h)。同時(shí)，必須實(shí)現(xiàn)超低排放，即在基準(zhǔn)氧含量6%條件下，NOx、SO2、煙塵排放濃度分別不高于50 mg/Nm3、35 mg/Nm3、10mg/Nm3。

面對(duì)國(guó)家政策和市場(chǎng)經(jīng)濟(jì)的雙重壓力，如何進(jìn)行節(jié)能減排一體化改造，在降低供電煤耗的同時(shí)實(shí)現(xiàn)超低排放，成為燃煤電廠當(dāng)前工作的重中之重。在此對(duì)三期機(jī)組節(jié)能減排一體化改造方案進(jìn)行探討。

1 節(jié)能減排一體化改造方案

1.1 方案背景

如何降低供電煤耗，首先我們想到的就是提高機(jī)組參數(shù)，由亞臨界機(jī)組升級(jí)為超(超)臨界機(jī)組。然而，根據(jù)國(guó)家能源局下發(fā)的《關(guān)于亞臨界煤電機(jī)組改造、延壽與退役暫行規(guī)定》(國(guó)能電力〔2015〕332號(hào))第五條：“亞臨界煤電機(jī)組原則上不宜跨代升級(jí)增容改造為超(超)臨界機(jī)組。在電力供需緊張地區(qū)，運(yùn)行期滿20年的60萬kW亞臨界煤電機(jī)組，在充分比較論證的基礎(chǔ)上，可跨界升級(jí)改造為超(超)臨界機(jī)組?！比跈C(jī)組不符合上述規(guī)定，機(jī)組跨代升級(jí)這條路暫時(shí)是行不通的。經(jīng)過仔細(xì)思考論證，三期機(jī)組可通過“鍋爐無煙煤改煙煤+汽輪機(jī)通流改造+蒸汽溫度提升改造+供熱改造+引增合一改造+WGGH改造”的節(jié)能改造方案和“低氮改造+脫硝提效改造+前置煙氣換熱器+電除塵改造+引增合一改造+濕法脫硫高效除塵協(xié)同改造+煙氣再熱器改造”的超低排放改造方案實(shí)現(xiàn)節(jié)能減排。

1.2 節(jié)能改造

1.2.1 鍋爐無煙煤改煙煤

三期鍋爐由于燃用高硫無煙煤，鍋爐效率相比燃用煙煤的機(jī)組偏低，且制粉電耗和脫硫廠用電率較高。因此，從煤質(zhì)上進(jìn)行改善，對(duì)降低供電煤耗有著事半功倍的效果。結(jié)合電廠實(shí)際，三期鍋爐無煙煤改煙煤燃燒的改造措施如下。

制粉系統(tǒng)安全性能改造：磨煤機(jī)進(jìn)出口管道增設(shè)防爆門；給煤機(jī)上、下插板門和磨煤機(jī)熱風(fēng)關(guān)斷門等換型改造，確保關(guān)閉嚴(yán)密；對(duì)所有消防蒸汽電動(dòng)門進(jìn)行內(nèi)漏處理；消除煤粉管道中的袋形和盲腸管以及助長(zhǎng)煤粉沉積的凸出和不光滑處，避免煤粉沉積后自燃和爆炸。

燃燒器改造：改燒煙煤后，為避免燃燒器燒損和周圍結(jié)焦，取消乏氣風(fēng)口，提高一次風(fēng)出口速度，推遲煙煤著火。改燒煙煤后的一次風(fēng)率約為25%，一次風(fēng)速為25～28 m/s。

衛(wèi)燃帶部分減除改造：經(jīng)過熱力計(jì)算和CFD模擬后，決定取消全部側(cè)墻224 m2、翼墻163 m2、上爐膛28.5 m2衛(wèi)燃帶和部分前后墻衛(wèi)燃帶343 m2，并分步實(shí)施，確保鍋爐燃燒安全。采取這樣的改造是因?yàn)槿阱仩t原設(shè)計(jì)衛(wèi)燃帶面積為1 160 m2，改燒煙煤后，如不減少衛(wèi)燃帶，會(huì)加劇爐膛結(jié)焦，且爐膛出口煙溫將有一定幅度上升，造成過熱器、再熱器超溫。

1.2.2 汽輪機(jī)通流改造

目前，三期機(jī)組汽輪機(jī)由于高、中、低壓缸效率較低，高中壓缸軸封漏汽量大，5#、6#機(jī)組額定工況下熱耗率水平分別在8 150 kJ/(kW·h)和8 140 kJ/(kW·h)左右，較設(shè)計(jì)值7 844 kJ/(kW·h)有較大差距。5#、6#汽輪機(jī)對(duì)機(jī)組熱耗率的影響分別為306 kJ/(kW·h)和296 kJ/(kW·h)，折合供電煤耗分別約為12 g/(kW·h)和11.6 g/(kW·h)。因此，對(duì)三期汽輪機(jī)實(shí)施通流改造是可行且比較迫切的，改造總體方案：抽汽參數(shù)不變，保留原外缸，更換全新高、中、低壓內(nèi)缸，包括轉(zhuǎn)子、動(dòng)葉、靜葉、持環(huán)。

1.2.3 蒸汽溫度提升改造

近代蒸汽動(dòng)力發(fā)電以朗肯循環(huán)為理論基礎(chǔ)，若要提高循環(huán)熱效率應(yīng)主要依靠提高蒸汽參數(shù)[1]。蒸汽參數(shù)包括蒸汽壓力和蒸汽溫度，因提高蒸汽壓力涉及機(jī)組由亞臨界升級(jí)為超(超)臨界，暫時(shí)無法實(shí)施。因此，只有從提高蒸汽溫度上入手。當(dāng)蒸汽壓力不變時(shí)，提高蒸汽溫度，循環(huán)熱效率將會(huì)提高。同時(shí)，蒸汽比容增大、低壓缸排汽濕度減小，汽輪機(jī)相對(duì)內(nèi)效率也可提高，對(duì)提高機(jī)組熱經(jīng)濟(jì)性有利。改造方案為：在保證機(jī)組運(yùn)行壓力不變的情況下，通過部分受熱面管材、主/再熱蒸汽管道等更換，將主蒸汽出口溫度和再熱蒸汽出口溫度由538 ℃升高到566 ℃。

1.2.4 供熱改造

根據(jù)熱網(wǎng)辦調(diào)研情況，未來3年珞璜工業(yè)園實(shí)際總熱負(fù)荷將達(dá)到71 t/h。供熱改造方案為：采用兩臺(tái)減溫減壓器，近期采用一用一備的供熱模式，減溫減壓器的汽源由鍋爐冷段再熱蒸汽提供，減溫水由鍋爐給水泵提供。廠房外鋪設(shè)至工業(yè)園蒸汽管線約9 140 m，向工業(yè)園區(qū)集中供熱，供熱參數(shù)為1.5 MPa，265 ℃蒸汽。經(jīng)核算，5、6#機(jī)組鍋爐在75%以上負(fù)荷時(shí)，高排再熱蒸汽冷段抽汽75 t/h，對(duì)鍋爐再熱器無安全影響(需對(duì)高再最外圈管短接處理)；而機(jī)組負(fù)荷在50%ECR工況時(shí)，高排再熱蒸汽冷段最大抽汽量需控制在35 t/h。

由此可見，600 MW機(jī)組單機(jī)負(fù)荷75%以上時(shí)，能夠滿足對(duì)外供熱要求；在單機(jī)僅為50%負(fù)荷時(shí)，可通過兩臺(tái)600 MW機(jī)組聯(lián)合供熱或利用一、二期輔汽來滿足對(duì)外供熱要求。

1.2.5 引增合一改造(小汽輪機(jī)驅(qū)動(dòng))

配合超低排放改造工程，對(duì)引風(fēng)機(jī)和增壓風(fēng)機(jī)進(jìn)行二合一改造。改造總體方案為：采用背壓式小汽輪機(jī)驅(qū)動(dòng)靜葉可調(diào)軸流式風(fēng)機(jī)，并進(jìn)行煙道優(yōu)化。同時(shí)，設(shè)置高壓輔汽調(diào)配站，將全廠高壓輔汽、供熱及小汽輪機(jī)背壓排汽統(tǒng)籌調(diào)配，實(shí)現(xiàn)高能高用。具體來說，小汽輪機(jī)排汽引入高壓輔汽系統(tǒng)，綜合供熱改造，高壓輔汽與供熱蒸汽參數(shù)一致，而原輔汽系統(tǒng)改為廠低壓輔汽系統(tǒng)。汽源從汽輪機(jī)低壓缸上抽取，需使用壓力高于5 bar的蒸汽時(shí)，從高壓輔汽系統(tǒng)抽取，使用壓力低于5 bar的蒸汽時(shí)，從低壓輔汽系統(tǒng)抽取，滿足高能高用的能源高效梯級(jí)使用要求。

1.2.6 WGGH改造

一般排煙溫度每升高10～15 ℃，鍋爐效率會(huì)下降1%[2]。三期鍋爐排煙溫度155 ℃左右，比設(shè)計(jì)值偏高。排煙溫度升高，使煙氣量增大，電除塵器的比集塵面積減小，粉塵比電阻升高，電除塵器的效率下降；排煙溫度升高使得風(fēng)機(jī)、除塵器工作環(huán)境惡化，縮短設(shè)備的壽命；對(duì)于濕法脫硫系統(tǒng)，排煙溫度過高將耗費(fèi)大量的水資源來減溫，總煙氣量增大，導(dǎo)致脫硫效率降低，煙氣含水量增加，煙囪運(yùn)行工況惡化。因此，合理降低鍋爐排煙溫度對(duì)于提高機(jī)組安全性、經(jīng)濟(jì)性起著至關(guān)重要的作用。

結(jié)合本廠實(shí)際，三期機(jī)組可采用前置煙氣換熱器WGGH系統(tǒng)：在除塵器前設(shè)置煙氣換熱器，將排煙溫度由155 ℃降低到90 ℃；在空預(yù)器進(jìn)口二次冷風(fēng)道內(nèi)增設(shè)汽水暖風(fēng)器，利用回收的煙氣余熱將二次風(fēng)溫度升高至50 ℃；在脫硫塔后設(shè)置煙氣再熱器，利用回收的煙氣余熱將煙氣溫度由43 ℃升高至80 ℃。增設(shè)熱媒水系統(tǒng)，熱媒水由膨脹水箱注入WGGH系統(tǒng)，經(jīng)由增壓泵打入煙氣換熱器，后進(jìn)入再熱器，再進(jìn)入增壓泵，形成自循環(huán)。主要流程為：增壓泵→煙氣換熱器→煙氣再熱器后段(汽水暖風(fēng)器)→煙氣再熱器前段→增壓泵。

1.3 超低排放改造

1.3.1 低氮改造

結(jié)合三期鍋爐實(shí)際現(xiàn)狀，以原鍋爐爐膛及燃燒系統(tǒng)為基礎(chǔ)，同時(shí)擴(kuò)大煤種適應(yīng)性(改燒煙煤)，以“更換低氮燃燒器+增加燃盡風(fēng)系統(tǒng)+下爐膛配風(fēng)方式改造”為主要思路，在促進(jìn)煤粉早期著火的同時(shí)，實(shí)現(xiàn)全爐膛的空氣分級(jí)燃燒。

1.3.2 脫硝提效改造

電廠現(xiàn)有SCR系統(tǒng)配置三層板式催化劑，其中兩層(876.8 m3)為2012年投運(yùn)，第三層(438.4 m3)為2015年新裝。本次改造對(duì)2012年投運(yùn)的兩層催化劑進(jìn)行再生，再生后的催化劑活性按恢復(fù)到原有活性的85%估算，則再生催化劑+2015年投運(yùn)第三層催化劑能夠滿足本次改造的需要。

1.3.3 除塵改造

采用“低低溫電除塵+脫硫”協(xié)同除塵的方案。

低低溫電除塵：由于在電除塵器前加裝煙氣換熱器，將煙氣溫度降低到煙氣酸露點(diǎn)溫度以下，使得電除塵器成為低低溫電除塵器。同時(shí)，對(duì)原電除塵器進(jìn)行相應(yīng)的配套改造：更換陰極線，修復(fù)極板和振打系統(tǒng)等；一電場(chǎng)進(jìn)行小分區(qū)改造，每臺(tái)爐重新配備8臺(tái)高頻電源，原一電場(chǎng)高頻電源布置在三電場(chǎng)；灰斗及人孔門進(jìn)行不銹鋼墊層防腐；灰斗進(jìn)行蒸汽加熱改造。

脫硫協(xié)同除塵：通過濕法脫硫的高效噴淋層和高效除霧器改造，降低煙氣中的霧滴含量，提高濕法脫硫的除塵效果。

1.3.4 脫硫改造

在改燒煙煤的情況下，脫硫入口SO2濃度將降低至1 800～2 200 mg/Nm3，要實(shí)現(xiàn)SO2排放濃度低于35 mg/Nm3，可利用現(xiàn)有脫硫吸收塔實(shí)施高效噴淋層改造。更換單向雙頭噴嘴，提高霧化效率，霧化粒徑降低至1 200～1 600 μm，提高噴淋層交叉覆蓋率至300%以上；配合高效除霧器改造，升高吸收塔除霧段的高度，更換高效除霧器，吸收塔出口霧滴濃度降低至20 mg/Nm3以下。

2 效益分析

2.1 節(jié)能效益分析

完成上述節(jié)能改造后，三期機(jī)組供電煤耗可降低至310 g/(kW·h)以下。

鍋爐無煙煤改煙煤：煤粉燃盡度提高，煙氣量減少(燃燒煙煤時(shí)α=1.15，燃燒無煙煤時(shí)α=1.3)，不完全燃燒熱損失和排煙熱損失都有所下降，鍋爐效率提高1%～2%，折合降低供電煤耗3～6 g/(kW·h)；制粉系統(tǒng)廠用電率將由1%降至0.8%，折合降低供電煤耗約0.7 g/(kW·h)；煙煤硫分大幅降低，脫硫系統(tǒng)可減少漿液循環(huán)泵和氧化風(fēng)機(jī)運(yùn)行數(shù)量，脫硫廠用電率將由2.33%降至1%～1.2%，折合降低供電煤耗3.96～4.66 g/(kW·h)。

此外，由于硫分大幅降低，在實(shí)施超低排放改造時(shí)，脫硫無需再增加一級(jí)吸收塔，投資費(fèi)用將大幅減少；由于減少了衛(wèi)燃帶，爐膛溫度降低，NOx排放濃度有望進(jìn)一步降低，減少液氨耗量。同時(shí)，為超低排放改造中的低氮燃燒改造和脫硝提效改造提供了良好的條件。

汽輪機(jī)通流改造：機(jī)組熱耗率將由8 145 kJ/(kW·h)降至7 850 kJ/(kW·h)，折合降低供電煤耗約11.6 g/(kW·h)。

蒸汽溫度提升改造：主、再熱蒸汽出口溫度由538 ℃升高至566 ℃后，機(jī)組熱耗率降低約100 kJ/(kW·h)，折合降低供電煤耗約3.9 g/(kW·h)。同時(shí)，機(jī)組出力由600 MW變?yōu)?35 MW。

供熱改造：完成供熱改造后，按工業(yè)園區(qū)近現(xiàn)期實(shí)際熱負(fù)荷需求71 t/h計(jì)算，三期單臺(tái)機(jī)組平均供熱35.5 t/h，折合降低供電煤耗約3.5 g/(kW·h)。

引增合一改造(小汽輪機(jī)驅(qū)動(dòng))：引增合一風(fēng)機(jī)采用小汽輪機(jī)驅(qū)動(dòng)，雖然機(jī)組熱耗和發(fā)電煤耗略有上升，但廠用電率降低約1.2%，發(fā)電量增加。引增合一改造后由于煙道進(jìn)行了優(yōu)化，煙道阻力降低，綜合以上分析，折合降低供電煤耗0.5～0.9 g/(kW·h)。

WGGH改造：回收的煙氣余熱用于加熱二次風(fēng)和尾部?jī)魺煔猓疹A(yù)器進(jìn)口二次風(fēng)溫度升高至50 ℃，鍋爐效率相對(duì)提高0.05%，降低供電煤耗約0.15 g/(kW·h)；暖風(fēng)器常年運(yùn)行，冬季節(jié)省輔助蒸汽23.9 t/h，折合到全年降低供電煤耗約0.82 g/(kW·h)。因此，設(shè)計(jì)工況下，前置煙氣換熱器年平均降低供電煤耗約0.97 g/(kW·h)。除塵器入口煙溫降低，除塵器效率提高，同時(shí)提高煙囪入口煙氣溫度，消除煙囪冒白煙現(xiàn)象，提高污染物擴(kuò)散能力。此外，由于排煙溫度降低，脫硫塔出口飽和煙氣溫度從49.1 ℃左右降低至43.0 ℃左右，年節(jié)水量約43.5萬t，具有良好的經(jīng)濟(jì)和環(huán)保效益。

綜上所述，三期機(jī)組節(jié)能改造降低的供電煤耗明細(xì)見表1。

表1 三期機(jī)組節(jié)能改造降低的供電煤耗

完成上述節(jié)能改造后，三期機(jī)組供電煤耗有望降低28.13～32.23 g/(kW·h)，降至310 g/(kW·h)以下。

2.2 減排效益分析

完成上述超低排放改造后，基準(zhǔn)氧含量在6%條件下，煙氣中NOx、SO2、煙塵排放濃度將分別低于50 mg/Nm3、35 mg/Nm3、10 mg/Nm3。

NOx排放：改燒煙煤后，再配合低氮改造，爐膛出口NOx有望控制在400 mg/m3左右，再經(jīng)過SCR系統(tǒng)后NOx濃度降低到50 mg/m3以下。

SO2排放：改燒煙煤后由于脫硫入口SO2濃度將降低至1 800～2 200 mg/m3，經(jīng)過脫硫吸收塔后，煙氣中SO2濃度降低到35 mg/m3以下。

煙塵：采用低低溫電除塵器后，電除塵出口粉塵排放濃度控制到30 mg/m3，再經(jīng)過脫硫協(xié)同除塵后，煙囪入口粉塵排放濃度降低到10 mg/m3以下。

3 結(jié)論

采用“W”火焰燃燒方式的亞臨界煤電機(jī)組，在無煙煤改燒煙煤的基礎(chǔ)上按上述方案實(shí)施節(jié)能減排一體化改造，不僅可以實(shí)現(xiàn)能耗和排放水平雙達(dá)標(biāo)，且改造費(fèi)用較燃用無煙煤為基礎(chǔ)的節(jié)能減排改造大幅降低，具有良好的經(jīng)濟(jì)效益和環(huán)保效益。

[1] 曾丹苓，敖越，張新銘，等.工程熱力學(xué) [M].3版.北京：高等教育出版社：2002:275-280.

[2] 陳學(xué)俊，陳聽寬.鍋爐原理[M].2版.北京：機(jī)械工業(yè)出版社，1991：10.