吳思明，童家麟，吳躍森，齊勇，孫五一

（1.國電浙江北侖第一發(fā)電有限公司，浙江 寧波 315800；2.國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014；3.杭州意能電力技術(shù)有限公司，杭州 310014）

0 引言

隨著國民經(jīng)濟(jì)的發(fā)展和國家對環(huán)境保護(hù)的要求日趨嚴(yán)格，燃煤機(jī)組的發(fā)展進(jìn)入了一個(gè)新的時(shí)期，國家節(jié)能減排要求的不斷提升、電能過?，F(xiàn)象日益明顯、高效低能電源點(diǎn)的不斷投入、火電機(jī)組深度調(diào)峰運(yùn)行常態(tài)化等［1］，使高能耗、高排放的老式在役燃煤機(jī)組的經(jīng)濟(jì)運(yùn)行面臨新的挑戰(zhàn)。

根據(jù)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計(jì)劃（2014—2020年）》要求，至2020年，現(xiàn)役600MW 及以上機(jī)組（除空冷機(jī)組外）改造后平均供電煤耗低于300 g／（kW·h）。浙江省印發(fā)《浙江省創(chuàng)建國家清潔能源示范省行動計(jì)劃（2016—2017年）》，要求至2017年力爭全省煤電機(jī)組平均供電煤耗低于310g／（kW·h）。同時(shí)GB／T 13223—2011《火電廠大氣污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》要求，燃煤發(fā)電機(jī)組NOx，SO2粉塵的質(zhì)量濃度排放限值分別為100，50，20mg／m3，并對重點(diǎn)區(qū)域規(guī)定了更嚴(yán)格的質(zhì)量濃度排放限值。這些計(jì)劃和標(biāo)準(zhǔn)的實(shí)施，從供電煤耗、運(yùn)行靈活性、污染物排放等多個(gè)方面對燃煤機(jī)組提出了更高的要求，使得未達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)的老式燃煤機(jī)組的綜合升級改造迫在眉睫［2-3］。因此，本文以某600MW 亞臨界燃煤機(jī)組為研究對象，該機(jī)組自投產(chǎn)起已運(yùn)行20余年，由于其設(shè)計(jì)采用國外20世紀(jì)70年代技術(shù)，通流設(shè)計(jì)理念和技術(shù)水平都較為落后，加之運(yùn)行老化等因素［4］，使得機(jī)組的能耗水平已遠(yuǎn)低于國內(nèi)同類型燃煤機(jī)組。機(jī)組于2018年進(jìn)行了整體升級改造，改造后機(jī)組在降低能耗、污染物排放等方面均取得了良好的效果。本文重點(diǎn)著眼于該機(jī)組鍋爐部分改造，從改造方案、項(xiàng)目、效果等全方位研究此次升級改造，以期為國內(nèi)同類型鍋爐改造提供參考。

1 研究對象概況

某電廠#1機(jī)組鍋爐為亞臨界壓力、單爐膛、帶輻射式再熱器、強(qiáng)制循環(huán)、平行煙道、單汽包∏型煤粉爐，配用帶中速磨煤機(jī)的直吹式制粉系統(tǒng)，采用四角切圓燃燒方式，平衡通風(fēng)，全鋼架懸吊結(jié)構(gòu)，半露天布置，并配置有切向燃燒擺動煤粉燃燒器，鍋爐尾部煙道布置2臺三分倉容克式空氣預(yù)熱器（以下簡稱空預(yù)器）。

#1機(jī)組2014年和2015年主要運(yùn)行指標(biāo)統(tǒng)計(jì)見表1。目前，機(jī)組平均負(fù)荷率在72.00%左右，滿負(fù)荷下，鍋爐效率約為92.90%，汽輪機(jī)熱耗率在8200 kJ／（kW·h）左右，供電煤耗（純凝工況）在326.0 g／（kW·h）左右，煤耗指標(biāo)已落后于遠(yuǎn)期國家能耗指標(biāo)300.0 g／（kW·h）的要求。

表1 #1機(jī)組2014和2015年主要運(yùn)行指標(biāo)統(tǒng)計(jì)Tab.1 M ain operation indicators of No.1 unit in 2014 and 2015

#1機(jī)組除了供電煤耗較高外，鍋爐側(cè)還存在以下問題。

（1）低負(fù)荷時(shí)選擇性催化還原（SCR）脫硝系統(tǒng)入口煙溫偏低（負(fù)荷低于350MW 時(shí)低于295℃），導(dǎo)致脫硝系統(tǒng)被迫撤出。脫硝系統(tǒng)撤出后鍋爐出口NOx排放質(zhì)量濃度達(dá)到了500mg／m3，在冬季低負(fù)荷時(shí)SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫更低，在負(fù)荷低于370MW時(shí)SCR脫硝系統(tǒng)就有可能撤出。目前深度調(diào)峰至40%ECR負(fù)荷成為常態(tài)的情況下［5］，SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫偏低已嚴(yán)重影響#1機(jī)組深度調(diào)峰性能，同時(shí)也嚴(yán)重影響脫硝催化劑使用壽命和下游空預(yù)器安全運(yùn)行。

（2）過熱器、再熱器兩側(cè)汽溫略有偏差。這與爐膛出口煙氣殘余旋轉(zhuǎn)和兩側(cè)受熱面結(jié)渣程度不同有關(guān)［6］。同時(shí)，滿負(fù)荷下再熱器減溫水量偏差約40 t／h，但低負(fù)荷下再熱汽溫又有欠溫現(xiàn)象，為520～530℃。

（3）改造前SCR脫硝系統(tǒng)入口NOx質(zhì)量濃度較高，滿負(fù)荷下，下5層制粉系統(tǒng)投入，NOx質(zhì)量濃度約為307mg／m3，若投入上5層制粉系統(tǒng)，NOx質(zhì)量濃度則會更高。低負(fù)荷下SCR脫硝系統(tǒng)入口NOx質(zhì)量濃度約400mg／m3。

2 綜合升級改造主要方案和項(xiàng)目

2.1 改造主要方案

此次#1機(jī)組改造內(nèi)容包括節(jié)能、減排、優(yōu)化升級、提高負(fù)荷靈活性、增容、增大供熱能力等多項(xiàng)內(nèi)容，使得機(jī)組安全性、經(jīng)濟(jì)性等主要指標(biāo)達(dá)到國內(nèi)亞臨界機(jī)組先進(jìn)水平，鍋爐側(cè)總體目標(biāo)如下。

（1）在機(jī)組經(jīng)濟(jì)性方面，滿負(fù)荷下鍋爐效率不低于93.20%，再熱汽溫由540℃提升至573℃。

（2）在降低污染物排放和提高負(fù)荷靈活性方面，各負(fù)荷下爐膛出口NOx質(zhì)量濃度不高于280 mg／m3，在30%ECR負(fù)荷下SCR脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度高于295℃。

（3）在增容方面，機(jī)組銘牌出力達(dá)到630MW。

（4）在增大供熱能力方面，新增供熱能力120 t／h，一方面可以滿足機(jī)組停備用較多時(shí)的供熱需求，另一方面可以進(jìn)一步降低機(jī)組供電煤耗。

2.2 改造主要項(xiàng)目

2.2.1 冷灰斗總體下移改造

由于現(xiàn)有鍋爐的爐膛結(jié)構(gòu)尺寸偏小、熱負(fù)荷偏高，為滿足低氮燃燒器改造、降低NOx排放質(zhì)量濃度、降低飛灰含碳量、降低爐膛熱負(fù)荷、改善爐膛的結(jié)渣狀況，根據(jù)現(xiàn)有的爐膛結(jié)構(gòu)布置情況，結(jié)合爐膛底部出渣設(shè)備的改造，將爐膛冷灰斗下降2.00m，燃燒器也同步下移，即爐膛水冷壁向下延伸2.00 m，這也是國內(nèi)首臺冷灰斗總體下移改造項(xiàng)目。冷灰斗總體下移改造示意圖如圖1所示。這樣一方面可以增加爐膛高度，使得煤粉顆粒在爐內(nèi)停留時(shí)間延長，提高了煤粉的燃盡率；另一方面，加長了還原區(qū)長度，降低了爐膛出口NOx質(zhì)量濃度。改造后，由于爐膛容積增大，爐膛容積熱負(fù)荷由102.1 kW／m3下降至97.9 kW／m3，爐膛的結(jié)渣狀況有所改善，同時(shí)燃燒器截面熱負(fù)荷未降低，保證了機(jī)組的低負(fù)荷穩(wěn)燃能力。由圖1可知，鍋爐前爐膛需沿從冷灰斗上方約2.50m標(biāo)高處截?cái)啵ń財(cái)嗵幍臉?biāo)高約為21.02m），將冷灰斗整體降低2.00m，在非加固位置新增2.00m水冷壁管與原斷面管排對接；考慮冷灰斗整體下移吊裝過程中吊點(diǎn)等加固位置受力較大，在加固裝置拆除后對加固區(qū)域水冷壁進(jìn)行整體更換，從而使?fàn)t膛高度增加2.00m。此次冷灰斗總體下移改造的成功，為現(xiàn)有燃煤鍋爐有效增加爐膛高度提供了一個(gè)新的改造方向。

圖1 冷灰斗總體下移改造示意Fig.1 Overall downward movement of the cold ash bucket

2.2.2 低氮燃燒相關(guān)設(shè)備改造

由于原有低氮燃燒器性能已不能滿足鍋爐現(xiàn)階段排放的要求，此次改造中將原有燃燒器更換為上海鍋爐廠新型的LNCFS垂直濃淡燃燒器，LNCFS垂直濃淡燃燒器在降低NOx質(zhì)量濃度排放的同時(shí)，也可提高鍋爐低負(fù)荷穩(wěn)燃能力和燃燒效率。同時(shí)，在原分離燃盡風(fēng)的上方新增一層分離燃盡風(fēng)噴口，改造后分離燃盡風(fēng)占總風(fēng)量的30%左右，這樣燃盡風(fēng)較之前有更佳的穿透深度和覆蓋廣度。

2.2.3 再熱器受熱面改造

為了提高再熱汽溫度，需要對再熱器受熱面進(jìn)行改造。原墻式再熱器受熱面全部布置在爐膛上部前墻水冷壁管子上，共由270根?63mm管子并聯(lián)組成。在此基礎(chǔ)上，在爐膛上部的側(cè)墻水冷壁上增加側(cè)墻再熱器，兩側(cè)墻各增加132根?60mm管子，增加側(cè)墻再熱器進(jìn)出口集箱和連接管道。墻式再熱器改造前后數(shù)據(jù)對比見表2，改造后再熱器管屏較改造前增加約1m，由于墻式再熱器與水冷壁管在制造廠內(nèi)就已組裝成一體，因此在墻式再熱器改造的同時(shí)對相應(yīng)的水冷壁管和鋼架平臺也進(jìn)行了改造。

高溫再熱器和低溫再熱器受熱面原布置在爐膛出口折焰角上部和鍋爐水平煙道內(nèi)，原高溫再熱器共760根?63mm的管子，低溫再熱器共760根?70 mm的管子，改造時(shí)在高溫再熱器和低溫再熱器之間增加中間混合集箱，同時(shí)增加高溫再熱器的受熱面面積，兩級再熱器改造前后數(shù)據(jù)對比見表3。根據(jù)現(xiàn)有參數(shù)進(jìn)行核算：再熱汽溫提升后，機(jī)組出力可增加5%，即可滿足機(jī)組銘牌出力達(dá)到630MW的要求。

表2 墻式再熱器改造前后數(shù)據(jù)對比Tab.2 Com parison of data before and after wall reheater transformation

2.2.4 分級省煤器改造

為了提高脫硝系統(tǒng)投入率，綜合鍋爐各負(fù)荷下的煙氣溫度和脫硝設(shè)備要求的工作煙溫范圍，考慮將#1鍋爐SCR脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度提高約20℃。綜合比較分級省煤器、省煤器煙氣旁路、省煤器給水旁路、增設(shè)#0高壓加熱器提高SCR脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度的幾種方案，為保證低負(fù)荷下的鍋爐運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性，確定將分級省煤器改造作為此次改造方案［7］。在改造中，將舊省煤器與前后包墻同時(shí)更換，新省煤器面積根據(jù)計(jì)算做重新調(diào)整，具體更換范圍如圖2所示。同時(shí)，在SCR脫硝系統(tǒng)后增設(shè)一定量的省煤器受熱面，通過減少SCR脫硝系統(tǒng)前省煤器的吸熱量，以達(dá)到提高SCR脫硝系統(tǒng)入口溫度的目的。

表3 兩級再熱器改造前后數(shù)據(jù)對比Tab.3 Com parison of data before and after the two-stage reheater transformation

圖2 原有省煤器更換范圍Fig.2 Rep lacement range of the original econom izers

2.2.5 供熱系統(tǒng)改造

原#1機(jī)組供熱量為再熱冷段抽汽量80 t／h，在目前機(jī)組負(fù)荷率較低、停備用較多的情況下，難以滿足系統(tǒng)供熱要求。因此，在本次綜合升級改造中，新增再熱熱段抽汽量120 t／h，抽汽點(diǎn)選在中壓聯(lián)合汽門（以下簡稱中聯(lián)門）前。由于低負(fù)荷時(shí)再熱蒸汽壓力較低，可能不能滿足熱用戶要求，則可配合中聯(lián)門開度進(jìn)行適度調(diào)壓以滿足熱用戶需要。

3 改造效果評價(jià)

3.1 經(jīng)濟(jì)性評價(jià)

改造前、后鍋爐效率比較是評價(jià)此次綜合升級改造效果的重要指標(biāo)，如圖3所示。由圖3可知，綜合升級改造后3個(gè)負(fù)荷下鍋爐效率均比改造前提高0.20～0.70百分點(diǎn)，這與爐膛高度增加后，煤粉顆粒在爐內(nèi)停留時(shí)間延長，煤粉燃盡率有所提高有關(guān)。值得注意的是，改造后在50%ECR負(fù)荷下鍋爐效率比改造前有了較為明顯的提高，達(dá)到了0.67百分點(diǎn)，這與綜合升級改造后增加了分級省煤器有關(guān)，在低負(fù)荷保證SCR脫硝系統(tǒng)入口煙溫的前提下，煙氣流經(jīng)脫硝裝置后，余熱可以被后一級省煤器利用，從而降低了空預(yù)器入口煙氣溫度，減少了排煙損失，這可從另一個(gè)側(cè)面說明在深度調(diào)峰已成為常態(tài)的形勢下，分級省煤器改造有利于保證鍋爐低負(fù)荷下的效率。新增分級省煤器后，鍋爐負(fù)荷從50%ECR下降至40%ECR時(shí)，效率僅下降0.32百分點(diǎn)，下降幅度低于未進(jìn)行此類改造的國內(nèi)同類型鍋爐［8］。

改造后機(jī)組煤耗能否低于300.0 g／（kW·h）是評價(jià)此次改造的另一重要指標(biāo)。根據(jù)考核試驗(yàn)結(jié)果，計(jì)算供熱和未計(jì)算供熱工況下3個(gè)負(fù)荷下供電煤耗比較如圖4所示。由圖可知，若不計(jì)算供熱，3個(gè)負(fù)荷下的供電煤耗均略高于國家能耗指標(biāo)300.0 g／（kW·h），且隨著負(fù)荷的下降，供電煤耗呈上升趨勢。若參考文獻(xiàn)［9］中的供熱機(jī)組供電煤耗計(jì)算方法，采用熱電分?jǐn)偙鹊挠?jì)算方法對供熱工況下的供電煤耗進(jìn)行計(jì)算，按供熱量冷段再熱抽汽80 t／h、熱段再熱抽汽120 t／h計(jì)，3個(gè)負(fù)荷下供電煤耗可分別下降11.3，16.3，21.0 g／（kW·h），已低于300.0 g／（kW·h）的能耗指標(biāo)。

圖3 綜合升級改造前后鍋爐效率比較Fig.3 Comparison of boiler efficiency before and after com prehensive upgrade

圖4 計(jì)算供熱和未計(jì)算供熱工況下3個(gè)負(fù)荷下供電煤耗比較Fig.4 Com parison of net coal consum ption rates under three loads

3.2 NO x質(zhì)量濃度排放和SCR脫硝系統(tǒng)投入

隨著近年來國家對燃煤機(jī)組環(huán)保要求的不斷提高［10-12］，鍋爐各負(fù)荷下的環(huán)保設(shè)備，特別是SCR脫硝系統(tǒng)的穩(wěn)定運(yùn)行和爐膛出口NOx質(zhì)量濃度亦是考量機(jī)組綜合升級改造效果的又一重要指標(biāo)。改造前、后NOx質(zhì)量濃度排放和SCR脫硝系統(tǒng)進(jìn)口煙氣溫度比較見表4。

由表4可知，改造前后SCR脫硝系統(tǒng)入口煙氣中NOx質(zhì)量濃度隨著負(fù)荷降低而上升，這與低負(fù)荷時(shí)大幅提高爐膛氧量等因素有關(guān)，因?yàn)楦叩难鹾看龠M(jìn)了燃料型NOx的生成，并且抑制了NOx的還原，但SCR脫硝系統(tǒng)出口煙氣中NOx質(zhì)量濃度并不高，均在40mg／m3內(nèi)，說明脫硝效率良好。值得注意的是，改造后SCR脫硝系統(tǒng)入口煙氣NOx質(zhì)量濃度較改造前有了明顯下降，這與燃燒器下移、還原區(qū)長度增加及低氮燃燒器改造有關(guān)，還原區(qū)長度的增加和低氮燃燒效果的改善提高了分級燃燒的效果，有利于主燃燒區(qū)生成的NOx還原。這為鍋爐未進(jìn)行增加爐膛高度改造的前提下，有效降低NOx質(zhì)量濃度排放提供了一個(gè)新的改造思路。鍋爐增設(shè)分級省煤器后，40%ECR負(fù)荷下SCR脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度可保持在314℃左右，高于SCR脫硝系統(tǒng)設(shè)計(jì)保證煙氣溫度295℃，較改造前低負(fù)荷下SCR脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度有了較大程度改善，改造前50%ECR負(fù)荷下SCR脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度就已接近于295℃，說明分級省煤器改造后鍋爐運(yùn)行的靈活性亦有了較大程度提高。

表4 改造前后NO x排放和SCR進(jìn)口煙氣溫度比較Tab.4 Com parison of nitrogen oxide em issions and flue gas temperature at SCR inlet before and after transformation

4 結(jié)束語

某亞臨界600MW 機(jī)組整體綜合升級改造項(xiàng)目經(jīng)過冷灰斗總體下移、再熱器受熱面改造、分級省煤器改造、供熱系統(tǒng)改造等項(xiàng)目后，使得機(jī)組安全性、經(jīng)濟(jì)性等主要指標(biāo)達(dá)到國內(nèi)亞臨界機(jī)組先進(jìn)水平。項(xiàng)目投產(chǎn)后，機(jī)組增容5%，鍋爐效率較改造前提高約0.20～0.70百分點(diǎn)，供電煤耗較改造前亦有了大幅下降，供熱工況下供電煤耗已低于國家能耗指標(biāo)300 g／（kW·h），爐膛出口NOx亦有了一定程度下降，同時(shí)低負(fù)荷下SCR脫硝系統(tǒng)入口煙氣溫度也有了較大程度改善，滿足了深度調(diào)峰下SCR脫硝系統(tǒng)投運(yùn)要求，提高了機(jī)組調(diào)峰的靈活性，改造取得了良好的效果。