火力發電廠綜合能源改造方案淺談

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

在“十四五”電力規劃中，火電機組的改造是綜合能源發展的關鍵性問題。在大力發展清潔能源的背景下，傳統火電機組需進行改造提高節能減排能力，完成清潔能源的全面發展和高效利用。國家對綜合能源也出臺了相關政策要求，2016年7月國家能源局發布了《關于推進多能互補集成優化示范工程建設的實施意見》，2017年12月國家能源局等發布了《北方地區冬季清潔取暖規劃（2017-2021年）》。

1 光伏系統

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

逆變器選型可參照以下指標：較高的轉換效率、較低的輸出電流諧波、在低電壓時具備一定的耐受能力、有保護性、可跟蹤對大功率點、頻率異常時快速響應，有監視和采集數據的功能、具備可恢復性和可靠性。設計采用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。通過光伏發光單元數量可初步測算出總容量。光伏發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，結合單元劃分情況，每2～3個單元箱變高壓側通過電纜串聯連接至電廠內，接入容量分別為6MW/4.8MW/4MW/4MW。

2 電解水制氫系統

2.1 系統配置方案

本項目業務要求每天按6000Nm3（折合540kg）設計，設置2臺電解水制氫設備，單臺制氫設備出力為500Nm3/h，制氫設備每天運行6小時。本系統包括制氫系統及輔助系統。

2.2 制氫系統

制氫系統主要部分圖1。采用單極電解槽方式，電解反應中，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，陽極反應中產生的H2O 和1/2O2將經過氣液分離塔[3]。陰極反應中產生的H2將被送入下一流程進行其他工業或生產的應用。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，其電極反應式為：陰極2H2O+2e-→H2↑+2OH-，陽極2OH-→2e-+1/2O2↑，總反應：2H2O →2H2↑+O2↑。

圖1 電解水制氫流程圖

進入氣液分離塔后，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行二次清除。最后利用裝有分子篩的凈化裝置對氫氣進行純化。

2.3 氫氣輔助系統

氫氣緩沖罐。制氫系統產量按6000Nm3/天設計，制得氫氣經干燥、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計，儲罐理論設計容量375m3。本工程設2臺200m3容積球罐，球罐直徑7.1m；氫氣壓縮機。氫氣緩沖罐中的氫氣經氫氣壓縮機壓縮運送至用戶。氫氣壓縮機出力為400Nm3/h，具有兩種工作模式，一種可將氫氣壓縮至12～15MPa 用于氣瓶集裝格運輸，另一種可將氫氣壓縮至20MPa 用于長罐拖車運輸。

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

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、壓縮機間、罐裝間、空壓機及氮氣瓶間、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；關于運行方式的說明：光伏發電系統如分別接到多臺機組的廠用電母線，逆變器就可起到穩壓作用。穩定的電源有利于延長電解裝置的壽命。光伏發電系統如接到一臺機組，光伏占比較大，則需儲能系統作為緩沖，以起到穩壓的作用；電解水系統氫氣利用方案：氫氣混合天然氣，供家庭或企業使用，賺取燃料費；氫氣作為化工原料出售給合成氨、精煉油或精甲醇企業，賺取原料費；氫氣作為燃料出售給加氫站，選擇優先推廣氫燃料汽車的城市，需量巨大且距離發電廠廠址不遠。

3 富氧燃燒系統

3.1 富氧燃燒技術方案

可選取電廠1臺爐進行富氧燃燒改造：將D 和E 層煤粉燃燒器改造為富氧微油點火、穩燃燃燒器。在鍋爐低負荷運行、也就是30%以下負荷情況下，投運最下層目前正在使用的微油點火燃燒器和D 層或E 層的富氧微油燃燒器即可滿足低負荷穩燃和脫硝煙氣溫320℃以上的目標。改造1臺爐最大耗氧量800～1000Nm3/h，日深度調峰最大耗氧量（按每天夜間運行3小時計算）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計，儲存壓力1.6MPa，理論設計容量188m3。本工程可設2臺100m3容積球罐，球罐直徑5.8m。根據《危險化學品重大危險源辨識》，氧氣儲罐不屬于重大危險源。氧氣儲罐的布置位置應符合《建筑設計防火規范》的要求（屬乙類火災危險性），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《氧氣站設計規范》及《深度冷凍法生產氧氣及相關氣體安全技術規程》，氧氣管道宜采用架空敷設，當架空敷設有困難時，可采用不通行地溝敷設或直接埋地敷設。本項目灰場為山谷型，電解水裝置距離電廠較遠，路徑復雜，建議采用局部架空、大部分埋地的敷設方式。根據規范，本項目氧氣壓力和溫度下對應的氧氣管道應選用不銹鋼（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 預期實施效果

3.2.1 鍋爐點火燃燒器改造預期效果

通過改造原有的微油（或等離子）點火燃燒器為富氧微油（或等離子）點火燃燒器，可進一步降低油耗，提高鍋爐點火穩燃能力。既確保了機組的安全又順應了國內環保大趨勢。

在節油及經濟效益方面以某臺300MW 鍋爐機組為例。#1鍋爐富氧燃燒改造項目于2015年10月1日開工、20日安裝結束，于2015年11月28日1點30分開始冷態點火，總計連續運行15小時，耗油5噸、耗液氧25立方米，與以前點火方式比較節油率達90%以上，節油明顯。富氧微油點火穩燃系統2臺300MW 總投資約500萬，通過分析該項目屬于低投入高產出的節能項目，投資回報期不足一年即可收回成本。

由于原點火油槍存在燃燒不完全、存在油污，影響電除塵器和脫硫設備運行，影響脫硫吸收塔內漿液質量，導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，每次拋漿損失和清理拋漿池費用共計20萬元左右。

3.2.2 富氧超低氮燃燒方案預期實驗效果

某電廠329MW 機組實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方案可降低鍋爐NOx 排放25%左右。

綜上，本方案通過調研選取合適光伏地址，利用光伏來支撐廠用電負荷。電解水產生的氧氣進行富氧燃燒器的改造提高鍋爐點火穩燃能力，降低鍋爐的NOx 排放，亦可實現機組超低負荷（25%以下）的靈活性調峰。電解水產生的氫氣可應用于廠周圍的交通、工業等用途。通過火力發電廠的綜合能源改造，開發并利用了可再生能源，最大幅度提高了能源的利用效率，利用能源的優勢達到高效有序的配置，同時保證系統的可靠性。