超临界无泵直流锅炉全工况质能综合回收改造

刘桂兵，季 勇，杨光军，史方成，孙 祺，张立乾，武国栋

(1.国家能源集团聊城发电有限公司，山东聊城 252033；2.烟台龙源电力技术股份有限公司，山东烟台 264003)

电力行业是国家节能减排的重点管控行业。2006年至2020年，我国供电煤耗降低累计减少电力二氧化碳(CO2)排放量66.7亿t。目前，我国发电和供热行业CO2排放量占全国CO2排放量的比例超过40%[1]。从发电结构来看，截至2021年底，煤电装机容量占全国电力装机总容量的46.7%[2]。未来一段时期内，煤电仍将占据我国发电行业的主导地位。

随着碳达峰、碳中和目标的提出，在当前的电力市场形势下，燃煤机组低负荷调峰、启停调峰成为常态，生产经营压力增加，节能减排形势愈发严峻。超临界无泵(炉水循环泵)直流锅炉质-能回收作为一种有效的节能减排技术路线，其相关研究得到越来越多的关注。吕施展等[3]提出可以将超临界机组启动过程中启动疏水扩容器二次蒸汽进行回收；靖长财[4]对锅炉正常运行吹灰疏水回收至除氧器进行研究。但是，以上研究为在特定工况下或者对特殊工质的回收，对于超临界无泵直流锅炉全工况质-能综合回收的研究尚不完善，机组在正常运行、启动期间外排的汽水工质及热量无法得到充分回收。因此，开展全面回收超临界无泵直流锅炉启动和运行阶段外排工质及余热的研究非常有必要。

笔者选取某600 MW超临界无泵直流锅炉机组，针对机组冷态启动不同阶段及正常运行阶段全工况外排工质及余热的回收方式进行研究，并对回收效果进行定量分析。

1 机组概况

某电厂4号机组装机容量为600 MW。锅炉为DG1900/25.4-Ⅱ4型超临界参数变压运行本生直流П形锅炉，采用单炉膛、一次再热、平衡通风、露天布置、固态排渣、全钢构架、全悬吊结构。汽轮发电机组为N600-24.2/566/566型凝汽式超临界汽轮机机组，采用单轴三缸四排汽、一次中间再热。

图 1为原锅炉启动系统流程。锅炉采用不带炉水循环泵的启动系统，内置式启动分离器进口与垂直水冷壁混合集箱出口相连，出口与储水罐相连，储水罐中的水在锅炉启动阶段经过其下部的水位控制阀(以下简称361阀)排至大气式启动疏水扩容器或凝汽器，其中，在锅炉水质不合格或者锅炉膨胀期间，储水罐中的水排至大气式启动疏水扩容器，闪蒸蒸汽排入大气，未闪蒸的疏水经疏水回收池排至冷却塔，造成大量工质热量损失及产生凝结水滴、白色烟雾等视觉污染。

1—启动分离器；2—储水罐；3—水位控制阀(361阀)；4—电动隔离阀；5—启动疏水扩容器；6—排空；7—减温水调节阀组；8—疏水回收池；9—电动隔离阀；10—凝汽器。

机组启动阶段，在汽轮机冲转前，过热蒸汽通过高压旁路、再热器及低压旁路排入凝汽器，造成极大的热量损失，并且烟气经过再热器时的温度下降幅度大，导致选择性催化还原(SCR)脱硝系统入口烟气温度偏低，SCR脱硝系统无法投入，进而造成氮氧化物(NOx)超标。

2 全工况质-能综合回收改造

改造方案主要包括启动疏水扩容器质-能回收和启动高压旁路蒸汽质-能回收。启动疏水扩容器质-能回收涵盖启动阶段及正常运行阶段的全部工况，包括闪蒸蒸汽及底部疏水的回收；改造实施后，回收的蒸汽可替代部分除氧器所需的辅助蒸汽，减少汽轮机低压抽汽，并且锅炉启动时可以提前投入一次风、二次风暖风器，为锅炉启动创造有利条件。

2.1 启动疏水扩容器质-能回收方案

启动疏水扩容器质-能回收方案见图2。

1—启动分离器；2—储水罐；3—361阀；4—电动隔离阀；5—启动疏水扩容器；6—排空；7—电动隔离阀；8—疏水回收池；9—电动隔离阀；10—凝汽器；11—电动隔离阀；12—逆止阀；13—电动调节阀；14—疏水-凝结水换热器；15—一次风暖风器；16—二次风暖风器；17—增压泵；18—电动调节阀。

具体改造内容如下：

(1)保留启动疏水扩容器闪蒸蒸汽排空管路，增设1路管道将闪蒸蒸汽送至除氧器。

(2)启动疏水扩容器底部疏水管道上增设1台疏水-凝结水换热器，凝结水侧与一次风、二次风暖风器系统串联，设备现场连接见图3。

图3 启动疏水扩容器与疏水-凝结水换热器的现场图

(3)增设1路启动疏水扩容器疏水管道至6号低压加热器。

启动阶段，启动疏水扩容器产生的闪蒸蒸汽进入除氧器，加热给水，底部疏水通过疏水-凝结水换热器加热凝结水，随后凝结水进入一次风、二次风暖风器来提高一次风、二次风温度，分别用来预热磨煤机和强化锅炉燃烧，二次风温度的提高同时改善了空气预热器工作环境，冷却后的疏水通过原有疏水管道排至疏水回收池。

正常运行阶段，启动疏水扩容器产生的闪蒸蒸汽进入除氧器加热给水，底部疏水进入6号低压加热器加热凝结水，逐级自流进行多级换热后进入凝汽器热井。闪蒸蒸汽排空作为安全手段备用及初期排空气用。

2.2 汽轮机冲转前高压旁路蒸汽质-能回收

汽轮机冲转前高压旁路蒸汽质-能回收方案见图4。

1—高压缸；2—中压缸；3—高压旁路调节阀；4—低压缸；5—凝汽器；6—低温再热器；7—高温再热器；8—2段抽汽逆止阀；9—电动隔离阀；10—除氧器；11—给水泵；12—1号高压加热器；13—2号高压加热器；14—3号高压加热器；15—正常疏水阀门组；16—事故疏水阀门组；17—事故疏水旁路阀门组。

具体改造内容如下：

(1)在2号高压加热器事故疏水管旁路增加气动调节阀，便于快速精准调节疏水液位。

(2)汽轮机冲转前，利用原有的2段抽汽管道，提前投运2号高压加热器。

锅炉启动时，汽轮机冲转前，部分高压旁路蒸汽提前进入2号高压加热器，加热锅炉给水，改善启动初期锅炉的工作环境，疏水通过事故疏水旁路进入凝汽器热井。

2.3 启动疏水扩容器水源确定

启动阶段，锅炉疏水流量、温度、压力等参数的变化较大。锅炉冷态启动曲线见图5，整个冷态启动过程历经6.5 h，包含机组点火、冲转、并网、干湿态转换4个阶段。锅炉点火后至冲转前历经4 h，该阶段锅炉出口水温度上升、水质恶化，启动疏水经361阀进入启动疏水扩容器，随后疏水的温度、压力逐渐上升，疏水量逐渐减少；疏水热态冲洗合格后进入凝汽器，不再进入启动疏水扩容器，产生的过热蒸汽量逐渐增加；过热器、再热器疏水进入启动疏水扩容器，大量过热蒸汽通过高压旁路进入再热器，然后经低压旁路进入凝汽器；冲转至并网历经1 h，过热蒸汽进入汽轮机冲转，高压旁路流量下降至零；并网后，过热器、再热器疏水阀门关闭，过热器、再热器疏水降至零。根据机组状况，实际启动所需的时间可能略有差异。

图5 锅炉冷态启动曲线

原系统中，大气式启动疏水扩容器接收的水源包括锅炉启动疏水、过热器疏水、再热器疏水、炉膛吹灰疏水、烟道吹灰疏水、空气预热器吹灰疏水、锅炉下降管放水等。启动阶段与正常运行阶段进入启动疏水扩容器的水源见表1。

表1 大气式启动疏水扩容器接收的水源

2.4 启动疏水扩容器设计选型

原大气式启动疏水扩容器运行压力约等于大气压力，需要根据不同阶段启动疏水扩容器疏水来源、闪蒸蒸汽流向及除氧器运行情况，同时考虑极限质量流量(450 t/h)及极限温度(350 ℃)的情况，重新对启动疏水扩容器进行设计选型。经过试算，确定设计工况如下：进水质量流量为279 t/h，进水温度为250 ℃，进水压力为4 MPa。采用蒸发强度法设计启动疏水扩容器，并且采用上升速度法校核[5]，最终确定改造后启动疏水扩容器的运行压力为1 MPa、设计压力为1.6 MPa、设计容积为25 m3。

3 回收效果分析

按照上述方案完成改造后，对质-能回收的4个阶段进行监测：锅炉冷态冲洗至点火阶段、锅炉点火至热态冲洗结束阶段、锅炉热态冲洗结束至汽轮机冲转前阶段、汽轮机冲转后及正常运行阶段，并且定量分析工质及热量的回收效果。

3.1 锅炉冷态冲洗至点火阶段

锅炉冷态冲洗至点火阶段，进入启动疏水扩容器的水源见表2。

表2 锅炉冷态冲洗至点火阶段启动疏水扩容器的水源

机组冷态启动第1天，锅炉冷态冲洗至点火阶段的主要运行参数见图6。随着除氧器内辅助蒸汽的投入，给水温度逐渐上升，进入启动疏水扩容器的疏水温度随之上升；水质化验合格后，361阀排水切换至凝汽器，锅炉启动疏水温度继续上升至120 ℃左右；吹灰器处于暖管阶段，吹灰疏水温度较低，该阶段锅炉未点火，并且启动疏水扩容器内水温低无法形成闪蒸蒸汽，进入启动疏水扩容器的工质及热量均未被回收。

图6 锅炉冷态冲洗至点火阶段的主要运行参数

3.2 锅炉点火至热态冲洗结束阶段

锅炉点火至热态冲洗结束阶段，进入启动疏水扩容器的水源见表3。

表3 锅炉点火至热态冲洗结束阶段启动疏水扩容器的水源

机组冷态启动第1天至第2天凌晨，锅炉点火至热态冲洗结束阶段的主要运行参数见图7。锅炉点火后，锅炉出口水温度匀速上升，炉水水质恶化，不合格的启动疏水再次经361阀进入启动疏水扩容器；热态冲洗结束后，启动疏水排入凝汽器。此时，锅炉已点火，一次风、二次风投运，启动疏水扩容器闪蒸蒸汽品质低，无法进入除氧器。启动疏水扩容器底部疏水将凝结水由23 ℃加热至70 ℃，进而将一次风温度由37 ℃加热至46.6 ℃，将二次风温度由12.2 ℃加热至50.7 ℃。进入启动疏水扩容器的工质未被回收，而热量全部被回收，合计49.52 GJ热量，折合1.69 t标准煤。

图7 锅炉点火至热态冲洗结束阶段的主要运行参数

3.3 锅炉热态冲洗结束至汽轮机冲转前阶段

锅炉热态冲洗结束至汽轮机冲转前阶段，进入启动疏水扩容器的水源见表4。

表4 锅炉热态冲洗结束至汽机冲转前启动疏水扩容器的水源

机组冷态启动第2天，锅炉热态冲洗结束至汽轮机冲转前阶段的主要运行参数见图8。该阶段历经约6 h，过热器、再热器疏水阀全开，热态冲洗结束后，随着锅炉出口水温度的上升，过热器及再热器疏水的温度和压力逐渐上升，后期进入启动疏水扩容器的疏水全部变为蒸汽，持续进入除氧器，减少邻炉辅助蒸汽的消耗，同时可以为机组临时停机再启动创造有利条件。启动疏水扩容器的压力随着除氧器的压力波动，两者的压差为20～50 kPa。进入启动疏水扩容器的工质全被回收，合计94.8 t疏水及蒸汽，同时热量全部被回收，合计2120 GJ热量，折合72.33 t标准煤。

图8 锅炉热态冲洗结束至汽轮机冲转前的主要运行参数

此外，锅炉热态冲洗结束后，部分高压旁路蒸汽经2段抽汽管道进入2号高压加热器加热给水，实现部分主蒸汽热量回收，合计30.14 GJ热量，折合1.03 t标准煤。机组冷态启动第2天，提前投运2号高压加热器运行参数见图9，回收加热效果显著。

图9 提前投运2号高压加热器运行参数

按照催化剂反应温度要求，当SCR脱硝系统入口烟气温度达到320 ℃时，SCR脱硝系统开始投运。2号高压加热器提前投运后，再热器蒸汽流量减少，SCR脱硝系统进口烟气的升温速度增加，SCR脱硝系统投运时间提前(见图10)。按照原启动方式，点火10 h后SCR脱硝系统投运；2号高压加热器提前投运后，SCR脱硝系统在点火后8.5 h投运，效果显著。

图10 SCR脱硝系统投运参数

3.4 汽轮机冲转后及正常运行阶段

汽轮机冲转后及正常运行阶段，进入启动疏水扩容器的水源见表5。

表5 汽机冲转后及正常运行启动疏水扩容器的水源

汽轮机冲转后及正常运行阶段的主要运行参数见图11(1、2、3、4、5、6均为阀门开度波峰)，其中关于6个阀门开度波峰的阀门开关情况见表6。

图11 汽轮机冲转后及正常运行阶段的主要运行参数

表6 6个阀门开度波峰的阀门开关情况

汽轮机开始冲转时，过热器、再热器疏水阀全部关闭，吹灰器疏水及部分阀门内漏水维持启动疏水扩容器压力，吹灰器周期性产生疏水。当引入1路或2路吹灰疏水水源时，启动疏水扩容器闪蒸蒸汽无法进入除氧器；当引入3路及以上吹灰疏水水源时，启动疏水扩容器闪蒸蒸汽基本可以进入除氧器，排挤汽轮机4段抽汽，增加汽轮机做功能力。启动疏水扩容器底部疏水排至6号低压加热器，加热凝结水，排挤部分汽轮机低压抽汽，进一步增加汽轮机做功能力。该阶段工况运行参数存在周期性波动，回收期长，进入启动疏水扩容器的工质及热量全部被回收。取除氧器运行压力中值(0.7 MPa)计算，得出节约标准煤595 t/a，节约凝结水6 342 t/a，共节约费用69.013万元/a。

3.5 回收经济性计算

为定量分析改造后工质及热量的回收效果，计算条件如下：机组每年冷态启动5次，单次冷态启动耗时8.5 h(包括锅炉点火至汽轮机冲转耗时约6 h)，机组年利用时间为4 252 h，标准煤价格为1 000元/t；机组工业耗水(黄河水)价格为2.5元/t，凝结水处理费(不含基础水费)为15元/t，环境水温度为20 ℃。

经计算，启动各阶段累计节约标准煤量为375.25 t/a，节约凝结水量为474 t/a，共节约38.236万元/a。改造后，机组全工况运行共节约水6 816 t/a，节约标准煤970.25 t/a，减少CO2、二氧化硫(SO2)、NOx、粉尘的排放量分别为2 418.7 t/a、72.6 t/a、36.8 t/a、660.3 t/a，节能减排效益显著；节约运行费用为107.249万元/a，改造总投资为366万元，投资回收期约为3.4 a，经济效益显著。

4 结语

通过对某电厂600 MW超临界无泵直流锅炉全工况质-能综合回收改造，得到以下结论：

(1)锅炉启动阶段及正常运行阶段，除锅炉冷态冲洗阶段外，进入启动疏水扩容器的热量可以被全部回收。

(2)锅炉启动阶段及正常运行阶段，除锅炉冷、热态冲洗阶段工质排至疏水回收池作为循环水，其余工况进入启动疏水扩容器的工质可以被全部回收。

(3)回收余热加热一次风，改善启动初期磨煤机工作环境；回收余热加热二次风，强化锅炉燃烧，并改善启动初期空气预热器工作环境；回收余热加热给水，启动初期减少了邻炉辅助蒸汽耗量，为机组临时停机自启动创造有利条件，正常运行阶段排挤除氧器抽汽，增加汽轮机做功能力；加热凝结水，正常运行阶段排挤低压抽汽，进一步加强汽轮机做功能力。

(4)锅炉启动阶段，高压旁路主蒸汽及热量部分回收，提高了给水温度，改善锅炉水冷壁工作环境，同时由于再热器蒸汽流量降低，SCR脱硝系统入口烟气温度提升加快，SCR脱硝系统投运时间提前，有利于宽负荷脱硝的实现。

(5)通过定量分析工质及热量的回收效果，得出节约运行费用为107.249万元/a，改造总投资为366万元，投资回收期约为3.4 a，经济效益显著。