600MW對沖燃燒鍋爐提升汽溫改造技術分析

文_陳立強 齊勇 徐仲雄 遠昌 侯丙軍

1.國家能源集團浙江北侖第一發電有限公司；2.北京巴布科克 威爾科克斯有限公司

電力工業是支撐國民經濟的基礎性產業，其中火力發電量占全國發電的73%，用煤量占煤炭產量的50%以上，因此節能減排對火力發電及環境保護有著重大意義。

亞臨界機組的整體能耗水平、排放水平遠超同等級超臨界及超超臨界機組的水平，目前國內煤電產業仍現存百余臺600MW級亞臨界機組，平均供電煤耗較超臨界機組高出約15g/kWh，按照平均利用小時5000h計算，亞臨界機組每年多消耗約513萬tce。國家三部委于2014年9月聯合印發的《煤電節能減排升級與改造行動計劃（2014～2020）》提出現役60萬kW及以上機組改造后平均供電煤耗低于300g/ kWh。因此利用技術創新對亞臨界機組進行升級改造減少能耗，成為煤電產業領域的重點攻關課題。

本文以某廠600MW前后墻對沖燃燒亞臨界鍋爐提升汽溫改造為例，從鍋爐熱工參數、改造范圍、經濟性等方面，對比論述鍋爐進行主、再熱蒸汽提升汽溫改造與再熱蒸汽提升汽溫改造技術經濟性。

1 節能原理

1.1 蒸汽動力循環

燃煤電站工質循環過程可以簡化為包括等熵壓縮、等壓加熱、等熵膨脹，以及一個等壓冷凝過程的一種理想循環過程。

1.2 提高蒸汽溫度節能效果

根據理論估算，鍋爐出口蒸汽參數在17.5MPa壓力下，主蒸汽溫度每提高10℃，機組循環熱效率提高約0.25%～0.30%，機組供電煤耗降低約0.77～0.92g/kWh；再熱器出口蒸汽溫度每提高10℃，機組循環熱效率提高約0.15%～0.20%，機組供電煤耗降低約0.46～0.62g/kWh。

2 工程概況及改造方案關鍵點

2.1 工程概況

某電廠2號鍋爐由加拿大B&W公司設計制造，于1994年投入運行，為600MW亞臨界、自然循環、一次中間再熱、前后墻對沖燃燒的P型汽包爐，設計煤種為晉北煙煤。其爐膛寬為19.5m，深為17.4m，高55.62m，爐膛截面積為339.3m2。

2.2 改造方案關鍵點

主要有以下幾個關鍵點。

第一，建立鍋爐計算模型；第二，現有設備校核；第三，結構設計優化，主要包括過熱器減溫水增加一級中間再熱器減溫水系統，采用蒸汽管道左右交叉的布置方式，減小蒸汽溫度偏差；第四，高溫受熱面材料選擇，本次改造在考慮對高溫部分的奧氏體材料采用S30432。

3 鍋爐提參數改造技術方案對比

本文對維持鍋爐出口主蒸汽壓力不變條件下，將鍋爐出口過熱蒸汽及再熱蒸汽溫度分別提高至575℃/573℃及540℃/573℃兩種方案進行技術經濟性對比。

3.1 熱工參數對比分析

本工程鍋爐爐膛熱工參數計算依據電力行業標準DL/T831-2015和機械行業標準JB/T 10440-2004，各參數匯總如表1。

表1 鍋爐改造后熱工參數與原設計對比表

3.2 鍋爐改造范圍對比

方案2過熱器系統和省煤器系統無需改造。而方案1過熱器系統中管組（低溫過熱器管組、屏式過熱器管組、末級過熱器管組）、集箱和管道（屏式過熱器進出口集箱、后屏進口集箱、末過進口分集箱、一級減溫器連接管道、二級減溫器連接管道、末級過熱器出口延伸段管道）、閥門（過熱器出口PCV閥、過熱器出口安全閥等閥門）。

兩種方案再熱器系統中再熱器管組（低溫再熱器水平管組、低溫再熱器垂直管組、高溫再熱器管組）和集箱和管道（低溫再熱器出口集箱、高溫再熱器入口集箱、高溫再熱器出口集箱、再熱器連接管道、再熱器出口延伸管道）以及附件（再熱器系統吊掛裝置、排汽管道、壁溫熱電偶等），以及輔助系統中頂部密封（過熱器、再熱器受熱面位置對應的頂棚及頂部密封）和保溫外護板材料（過熱器、再熱器系統集箱管道對應的保溫）均需改造。

3.3 預期效果對比分析

在鍋爐現有條件下，進行提參數改造熱力計算預對比如表2所示。

表2 鍋爐提參數改造與實際運行參數對比匯總

綜合表1及表2對比數據可以看出，提參數改造設計煤質相對實際燃用煤質，發熱值低約10.7%，水分增加約10.5%，灰分增加約29.1%，但是提參數改造后方過熱器減溫水噴水量相對鍋爐實際運行值大幅降低，方案1降低約147t/h，方案2降低約99t/h，同時鍋爐效率降低0.1%～0.3%。同樣對比提參數改造方案1及方案2，燃用同樣的改造設計煤質，方案1過熱器減溫水噴水量較方案2降低約48t/h，同時鍋爐效率高約0.23%。

另外，從表2中可以看出，鍋爐現有條件下直接燃用改造設計煤質，相對鍋爐實際運行值過熱器減溫水噴水量增加約45t/h，鍋爐效率降低約0.45%。在燃用同種煤質的基準下，提參數改造方案1過熱器減溫水噴水量相對鍋爐實際運行值降低約191.6t/h，方案2降低約144t/h，同時鍋爐效率相對實際運行值增大約0.1%～0.3%。

3.4 經濟性對比分析

本文機組發電點煤耗及供電煤耗計算方法依據DL/T262-2012《火力發電機組煤耗在線計算導則》及DLT 5240-2010《火力發電廠燃燒系統設計計算技術規程》計算。

機組同時進行本文所述兩種方案改造后額定負荷下供電煤耗計算結果匯總如表3所示。

表3 機組供電煤耗計算結果

對比表3計算結果可知，影響機組供電煤耗的重要因素在于汽輪機熱耗、鍋爐效率及廠用電率。相對#2機組實際運行供電煤耗325g/kWh，經汽輪機通流改造及提升汽溫改造后，若機組廠用電率不變，方案1機組供電煤耗降低約23.5g/kWh，而方案2降低約20.2g/kWh。主要是由于經汽輪機通流改造及提升汽溫改造后，汽輪機熱效率升高，鍋爐減溫水量降低，汽輪機熱耗相對實際運行值大幅降低，機組供電煤耗大幅降低。方案1相對方案2機組供電煤耗低約2.3g/kWh，主要是由于方案1鍋爐出口主蒸汽溫度相對方案2高約35℃，機組熱耗低約41kJ/kWh。

4 結語

本文所述兩種改造方案節能效果顯著，節約了大量的運行成本。進行綜合增容提參數改造后，鍋爐性能可得到改善，經濟性得到提高，同時也能滿足供電煤耗及排放指標的要求。對于我國現役亞臨界機組的供電煤耗水平實現大幅的提升，提供了一個非常好的技術借鑒。