提高某600 MW亚临界机组节能经济性途径研究

杜域超

(湛江中粤能源有限公司，广东 湛江 524099)

提高某600 MW亚临界机组节能经济性途径研究

杜域超

(湛江中粤能源有限公司，广东 湛江 524099)

为满足国家《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020)》的要求，针对湛江中粤能源有限公司600 MW机组能耗指标偏高的问题，研究了通过节能一体化改造技术提高机组运行经济性的技术路线，主要研究内容包括：汽轮机通流改造、锅炉受热面改造、增设外置式蒸汽冷却器、真空系统节能优化、热力系统优化、空预器降阻、循泵高低速改造以及提升主、再热汽温改造等项目。通过理论计算并结合同类型机组的改造经验可知，改造后机组额定工况下的供电煤耗预计可降低约19 g/(kW·h)，本项目的研究结果可为同类型机组节能改造提供有益的参考。

燃煤机组；综合提效；经济性；节能

1 设备概况及改造分析

湛江中粤能源有限公司2台600 MW机组汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限责任公司生产的N600-16.7/538/538型、亚临界、一次中间再热、四缸四排汽凝汽式汽轮机，设计背压为5.88 KPa；锅炉为东方锅炉股份有限公司生产的DG2030/17.5- II8型自然循环汽包炉。机组燃用低硫烟煤，采用开式循环水冷却方式。

机组投产以来已陆续实施了凝结水泵永磁调速改造、空气预热器(以下简称空预器)密封改造、真空泵及抽气方式改造等多项节能措施。但目前机组厂用电率及供电煤耗均较高，与同类型机组先进水平、行动计划要求均有较大差距。

为积极响应国家《煤电节能减排升级与改造行动计划(2014—2020)》[1]和“十三五”电力节能减排展望[2]提出的要求，湛江中粤能源有限公司根据当前机组设备、系统及运行现状以及燃煤机组节能技术的最新进展，采用一机一策的理念，通过深入论证和分析，提出了汽轮机通流技术改造、锅炉受热面改造、增设外置式蒸汽冷却器、抽真空系统节能改造、热力系统优化、空预器降阻力改造和提升参数(机组蒸汽温度)改造等7项节能改造措施，并对各项改造措施的节能量、投资费用以及投资收益比进行了核算[3-4]，见表1。

由表1可知，如果以上措施均得以实施，则在当前能耗指标的基础上，机组供电煤耗可进一步下降19.5 g/(kW·h)。若不考虑机组提升参数改造，机组供电煤耗可下降16.3 g/(kW·h)。

同时从表中数据可知，汽轮机通流技术改造、锅炉受热面改造、抽真空系统节能改造、热力系统优化、空预器降阻力改造等5项改造措施投资收益较好，增设外置式蒸汽冷却器及提升参数改造等2项改造措施投资收益则相对较差。

表1 主要节能技改项目汇总

2 主要节能改造措施

2.1 汽轮机通流改造

根据湛江中粤能源有限公司#1机组大修后性能试验数据可知，机组实际性能与设计值和同类型机组的先进水平相比均存在一定的差距，其热耗率在额定工况下高达8 219.8 kJ/(kW·h)，高出设计值约436.4 kJ/(kW·h)。热耗率高的主要原因是各缸效率偏低(见表2)，同时该类型机组还存在#5，#6低压加热器抽汽温度较高的问题。

表2 汽轮机各缸效率与热耗率

#1亚临界600 MW机组，设计背压5.88 kPa，根据目前国内外汽轮机通流改造的技术水平，改造后热耗率可达到7 880 kJ/(kW·h)左右。

根据湛江中粤能源有限公司2台600 MW亚临界机组当前性能状况，通流改造后汽轮机本体热耗如能达到7 880 kJ/(kW·h)，则高、中、低压缸效率均可提高3～4百分点，机组热耗率可下降约340 kJ/(kW·h)，相应的供电煤耗可下降12.6 g/(kW·h)。

目前各制造厂针对600 MW亚临界机组汽轮机的改造方案略有不同，但主要技术路线基本相似，一般包括：高中低压缸动静叶、内缸、转子更换；高、中压采取整体内缸；采用新型先进叶型；对进汽及排汽部分进行优化，减少进汽及排汽损失；汽封改造；增加低压缸刚度，减少级间漏汽等。另外，针对当前机组利用小时数不高的问题，还需注意提高汽轮机低负荷运行的性能。

2.2 锅炉受热面改造

#1，#2锅炉自投运以来一直存在过热器和再热器减温水量大的问题，影响了机组的安全经济运行。目前#1，#2机组各负荷区间内的平均过热减温水量分别约为120.0 t/h和158.0 t/h，平均再热减温水量分别为11.1 t/h和36.8 t/h，个别负荷工况下甚至高达140.0～160.0 t/h。根据核算由于减温水量大，分别使#1，#2机组发电煤耗升高1.3 g/(kW·h)和1.4 g/(kW·h)。

分析计算表明，机组的受热面设计方案与实际运行情况的偏离较大，目前仅通过采用燃烧调整等手段已无法解决减温水量大的问题。

根据过热器及再热器减温水量均较大的状况，说明锅炉炉膛出口位置的烟温较高，即烟气在大屏及尾部高、低温过热器和再热器区域所携带的热量高于实际需要值。由此可推断炉膛水冷壁区域的吸热量较少，即水冷壁换热面积不足；其次，虽然炉膛出口烟温较高，但机组的排烟温度并不高，由此可知，锅炉高低温过热器和再热器的换热面积较大。因此，#1，#2机组受热面布置的主要问题在于锅炉炉膛部分辐射受热面面积不足，炉膛及尾部辐射及对流受热面面积较大。

根据上述分析结果，解决机组过热器、再热器减温水量大的问题，应从以下几方面入手：(1)减少炉膛水冷壁区域需要的总热量；(2)强化炉膛水冷壁区域吸热能力；(3)减少屏区及尾部高、低温过热器及再热器吸热量。

具体实施方案如下：从设备改造的角度分析，增加省煤器换热面积、增加水冷壁面积、减少过热器和再热器换热面积均可以起到减少减温水量的作用。从运行的角度分析，投运下层燃烧器降低火焰中心高度，加强吹灰效果等也可以起到减少减温水量的作用。针对该电厂实际情况，通过改造后减温水量可降低到正常水平，则可使供电煤耗降低约1.0 g/(kW·h)。

2.3 外置式蒸汽冷却器

由于汽轮机三段抽汽是蒸汽再热之后的第1级抽汽，因此压力相对较低，而温度较高，具有230～260 ℃过热度。为利用该部分蒸汽的过热度，可在三段抽汽进入#3高压加热器前，增设外置式蒸汽冷却器，利用该段抽汽的高过热度来加热最终给水，并提高最终给水温度，提升机组运行经济性。

外置式蒸汽冷却器的布置方式较多，通过对各种方案的论证分析，采用将外置式蒸汽冷却器串接在#1高压加热器出口给水管路上(如图1所示)，经济性最好。改造后汽轮机热耗下降约12 kJ/(kW·h)，供电煤耗下降约0.5 g/(kW·h)。

由于蒸汽通过外置式冷却器后，可能被冷却至饱和状态，并进入湿蒸汽区，因此会对#3高压加热器的管束产生冲蚀，故应对#3高压加热器内部进行局部改造或整体更换，以防止加热器损坏。同时受到现场布置位置的限制，需要对现有给水管路进行改造。上述原因会造成投资费用过大。

图1 外置蒸汽冷却器串联布置示意

2.4 抽真空系统节能改造

湛江中粤能源有限公司600 MW机组每台配套3台50%容量的水环真空泵(功率为130 kW)。目前真空系统严密性较好，但由于真空泵选型依据为真空严密性大于400 Pa/min，且在此基础上仍考虑部分裕量，故抽真空系统裕量相对过大；另外，真空泵冷却水源采用海水，易造成换热器结垢和堵塞，使真空泵工作液温度过高，限制真空泵抽吸能力，同时高、低压凝汽器两侧压差偏小，因此常年2台水环真空泵运行，分别保证高、低压凝汽器真空度，导致真空泵耗电率偏大。可增加2套罗茨-水环真空泵组(功率约为40 kW)，与原水环真空泵并联布置，如图2所示。在机组启动时，依靠原水环真空泵组快速抽出系统中的空气，建立真空，再投运罗茨-水环真空泵组维持真空，以降低抽空气系统能耗。该2套泵组分别供高、低压凝汽器使用，保证高、低压凝汽器在不同压力下运行。项目实施后，折合年平均供电煤耗降低约0.1 g/(kW·h)。

图2 湛江中粤能源有限公司机组真空系统改造示意

2.5 热力系统优化改造

当前机组热力系统存在系统设置冗余、阀门泄漏严重(高温高压工质泄漏严重，如主蒸汽供轴封系统、再热热段疏水、一段、三段抽汽疏水、高排逆止门后疏水、高旁减温水及汽泵再循环等存在泄漏)、部分工质有效能未充分利用、系统热备用设置不合理等问题，致使机组运行经济性降低，同时还降低了运行的可靠性和安全性，增加了运行维护难度和工作量，因此，热力系统进行优化改造十分必要。

根据机组实际状况，并参考同类型机组改造经验和当前先进设计理念，提出切实可行的热力系统改造方案。对主再热蒸汽系统、汽轮机本体疏水系统、抽汽及小机蒸汽系统、辅助蒸汽系统、轴封系统、凝结水和给水系统、加热器疏水及排气系统以及过热减温水水源进行了完善和优化。

热力系统改造后，预计供电煤耗下降1.6 g/(kW·h)。

2.6 空预器降低阻力改造

由于脱硝入口烟气温度较低，中、低负荷时，脱硝入口烟温低于催化剂反应要求的温度下限为310 ℃，导致脱硝效率下降。为保证NOx排放达到当地环保要求，机组实际运行过程中喷氨量较大，氨逃逸率较高，并生产大量的硫酸氢氨，黏附烟气中的飞灰颗粒后，形成板结和堵灰。目前锅炉A，B侧空预器阻力在600 MW负荷下已接近2 500 Pa，远高于正常值1 200 Pa，导致风机的能耗上升。同时，空预器换热元件由于堵灰，换热能力下降，必然导致锅炉效率降低。当空预器堵塞严重时，机组高负荷工况运行氧量无法提高，还会导致飞灰可燃物含量上升，使锅炉效率进一步下降，空预器阻力大到一定程度时甚至会制约机组最大带负荷的能力。

针对以上机组存在的问题，提出了分级省煤器改造、热风循环改造；同时，为了进一步降低能耗，还针对空预器的吹灰汽源进行了改造，其中分级省煤器改造放在超净排放改造中实施，投资费用不再重复列出。

改造后，烟风系统阻力降低，风机能耗下降；空预器发生严重堵塞的概率降低；高负荷运行氧量可在目前基础上适当提高，提高锅炉效率。空预器降阻约可使机组供电煤耗下降0.5 g/(kW·h)。

2.7 提升参数(蒸汽温度)改造

目前主、再热蒸汽出口温度为538 ℃，可提升至566 ℃，对应于锅炉出口蒸汽温度570 ℃，达到超临界机组的主蒸汽温度水平，而主蒸汽运行压力仍维持在亚临界水平。此时锅炉可仅对过热器和再热器等受热面进行更换，而省煤器、水冷壁系统、低温过热器蛇形管及出口集箱等均无需改造，可极大地减小改造范围，降低投资费用。

通过核算，原设计屏式过热器管材强度将无法满足机组安全运行要求，须进行升级改造，改造管材以12 Cr1MoVG，T 91，TP 304 H为主，管壁厚度较原设计值增加。屏过进出口集箱及连接管、高温过热器整体管材须升级改造。高再集箱及连接管、低温再热器和高温再热器段需全部升级改造。

另外，由于改造前设计参数下主、再热蒸汽和冷再热蒸汽管道的设计裕量相对较小，同时考虑机组运行过程中管道已经出现的老化、磨损等原因，可能造成管道壁厚的减薄，因此，现有主、再热蒸汽和冷再热蒸汽管道强度无法满足机组升参数改造后的运行要求，需整体更换。

虽然与同时提高主蒸汽压力相比较，改造费用已大幅降低，但单台改造费用仍高达约1.7亿人元。

主、再热器出口蒸汽温度升高后，可以提高机组循环效率，机组供电煤耗可下降约3.2 g/(kW·h)。

由于主、再热蒸汽温度的升高，汽轮机高、中压进汽部分也应进行相应的改造。为了节省改造费用，该项改造应与汽轮机通流改造一起实施。

3 结束语

汽轮机通流技术改造、锅炉受热面改造、增设外置式蒸汽冷却器、抽真空系统节能改造、热力系统优化、空预器降阻力改造和提升参数改造等7项措施均得以实施，在机组当前能耗基础上，机组供电煤耗可进一步下降约19.5g/(kW·h)，同时进一步提高了机组的安全可靠性水平。汽轮机通流技术改造、锅炉受热面改造、抽真空系统节能改造、热力系统优化、空预器降阻力改造等5项改造措施投资收益较好，应积极考虑实施；增设外置式蒸汽冷却器及提升主、再热汽温改造等2项改造措施投资收益则相对较差，可酌情实施。

[1]国家发展改革委,环境保护部,国家能源局.关于印发《煤电节能减排升级与改造行动计划(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”电力节能减排展望[J].中国电力企业管理, 2015(11)：18-20.

[3]林万超.火电厂热系统节能理论[M].西安:西安交通大学出版社, 1994.

[4]王加旋.热力发电厂系统设计与运行[M].北京:中国电力出版社, 1997.

(本文责编：齐琳)

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，工程师，从事火电厂节能技术热能与动力工程方面的工作(E-mail:85748165@qq.com)。