提高某600 MW亞臨界機組節能經濟性途徑研究

杜域超

(湛江中粵能源有限公司，廣東 湛江 524099)

提高某600 MW亞臨界機組節能經濟性途徑研究

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機組能耗指標偏高的問題，研究了通過節能一體化改造技術提高機組運行經濟性的技術路線，主要研究內容包括：汽輪機通流改造、鍋爐受熱面改造、增設外置式蒸汽冷卻器、真空系統節能優化、熱力系統優化、空預器降阻、循泵高低速改造以及提升主、再熱汽溫改造等項目。通過理論計算并結合同類型機組的改造經驗可知，改造后機組額定工況下的供電煤耗預計可降低約19 g/(kW·h)，本項目的研究結果可為同類型機組節能改造提供有益的參考。

燃煤機組；綜合提效；經濟性；節能

1 設備概況及改造分析

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任公司生產的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，設計背壓為5.88 KPa；鍋爐為東方鍋爐股份有限公司生產的DG2030/17.5- II8型自然循環汽包爐。機組燃用低硫煙煤，采用開式循環水冷卻方式。

機組投產以來已陸續實施了凝結水泵永磁調速改造、空氣預熱器(以下簡稱空預器)密封改造、真空泵及抽氣方式改造等多項節能措施。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。

為積極響應國家《煤電節能減排升級與改造行動計劃(2014—2020)》[1]和“十三五”電力節能減排展望[2]提出的要求，湛江中粵能源有限公司根據當前機組設備、系統及運行現狀以及燃煤機組節能技術的最新進展，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改造、鍋爐受熱面改造、增設外置式蒸汽冷卻器、抽真空系統節能改造、熱力系統優化、空預器降阻力改造和提升參數(機組蒸汽溫度)改造等7項節能改造措施，并對各項改造措施的節能量、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，則在當前能耗指標的基礎上，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改造，機組供電煤耗可下降16.3 g/(kW·h)。

同時從表中數據可知，汽輪機通流技術改造、鍋爐受熱面改造、抽真空系統節能改造、熱力系統優化、空預器降阻力改造等5項改造措施投資收益較好，增設外置式蒸汽冷卻器及提升參數改造等2項改造措施投資收益則相對較差。

表1 主要節能技改項目匯總

2 主要節能改造措施

2.1 汽輪機通流改造

根據湛江中粵能源有限公司#1機組大修后性能試驗數據可知，機組實際性能與設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，設計背壓5.88 kPa，根據目前國內外汽輪機通流改造的技術水平，改造后熱耗率可達到7 880 kJ/(kW·h)左右。

根據湛江中粵能源有限公司2臺600 MW亞臨界機組當前性能狀況，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，但主要技術路線基本相似，一般包括：高中低壓缸動靜葉、內缸、轉子更換；高、中壓采取整體內缸；采用新型先進葉型；對進汽及排汽部分進行優化，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，針對當前機組利用小時數不高的問題，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濟運行。目前#1，#2機組各負荷區間內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。根據核算由于減溫水量大，分別使#1，#2機組發電煤耗升高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整等手段已無法解決減溫水量大的問題。

根據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。

根據上述分析結果，解決機組過熱器、再熱器減溫水量大的問題，應從以下幾方面入手：(1)減少爐膛水冷壁區域需要的總熱量；(2)強化爐膛水冷壁區域吸熱能力；(3)減少屏區及尾部高、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，并進入濕蒸汽區，因此會對#3高壓加熱器的管束產生沖蝕，故應對#3高壓加熱器內部進行局部改造或整體更換，以防止加熱器損壞。同時受到現場布置位置的限制，需要對現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布置示意

2.4 抽真空系統節能改造

湛江中粵能源有限公司600 MW機組每臺配套3臺50%容量的水環真空泵(功率為130 kW)。目前真空系統嚴密性較好，但由于真空泵選型依據為真空嚴密性大于400 Pa/min，且在此基礎上仍考慮部分裕量，故抽真空系統裕量相對過大；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、低壓凝汽器兩側壓差偏小，因此常年2臺水環真空泵運行，分別保證高、低壓凝汽器真空度，導致真空泵耗電率偏大。可增加2套羅茨-水環真空泵組(功率約為40 kW)，與原水環真空泵并聯布置，如圖2所示。在機組啟動時，依靠原水環真空泵組快速抽出系統中的空氣，建立真空，再投運羅茨-水環真空泵組維持真空，以降低抽空氣系統能耗。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改造示意

2.5 熱力系統優化改造

當前機組熱力系統存在系統設置冗余、閥門泄漏嚴重(高溫高壓工質泄漏嚴重，如主蒸汽供軸封系統、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等存在泄漏)、部分工質有效能未充分利用、系統熱備用設置不合理等問題，致使機組運行經濟性降低，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，熱力系統進行優化改造十分必要。

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

熱力系統改造后，預計供電煤耗下降1.6 g/(kW·h)。

2.6 空預器降低阻力改造

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要求的溫度下限為310 ℃，導致脫硝效率下降。為保證NOx排放達到當地環保要求，機組實際運行過程中噴氨量較大，氨逃逸率較高，并生產大量的硫酸氫氨，黏附煙氣中的飛灰顆粒后，形成板結和堵灰。目前鍋爐A，B側空預器阻力在600 MW負荷下已接近2 500 Pa，遠高于正常值1 200 Pa，導致風機的能耗上升。同時，空預器換熱元件由于堵灰，換熱能力下降，必然導致鍋爐效率降低。當空預器堵塞嚴重時，機組高負荷工況運行氧量無法提高，還會導致飛灰可燃物含量上升，使鍋爐效率進一步下降，空預器阻力大到一定程度時甚至會制約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、熱風循環改造；同時，為了進一步降低能耗，還針對空預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，投資費用不再重復列出。

改造后，煙風系統阻力降低，風機能耗下降；空預器發生嚴重堵塞的概率降低；高負荷運行氧量可在目前基礎上適當提高，提高鍋爐效率。空預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(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、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，由于改造前設計參數下主、再熱蒸汽和冷再熱蒸汽管道的設計裕量相對較小，同時考慮機組運行過程中管道已經出現的老化、磨損等原因，可能造成管道壁厚的減薄，因此，現有主、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、中壓進汽部分也應進行相應的改造。為了節省改造費用，該項改造應與汽輪機通流改造一起實施。

3 結束語

汽輪機通流技術改造、鍋爐受熱面改造、增設外置式蒸汽冷卻器、抽真空系統節能改造、熱力系統優化、空預器降阻力改造和提升參數改造等7項措施均得以實施，在機組當前能耗基礎上，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。汽輪機通流技術改造、鍋爐受熱面改造、抽真空系統節能改造、熱力系統優化、空預器降阻力改造等5項改造措施投資收益較好，應積極考慮實施；增設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]國家發展改革委,環境保護部,國家能源局.關于印發《煤電節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”電力節能減排展望[J].中國電力企業管理, 2015(11)：18-20.

[3]林萬超.火電廠熱系統節能理論[M].西安:西安交通大學出版社, 1994.

[4]王加旋.熱力發電廠系統設計與運行[M].北京:中國電力出版社, 1997.

(本文責編：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，從事火電廠節能技術熱能與動力工程方面的工作(E-mail:85748165@qq.com)。