600MW對沖燃燒鍋爐提升汽溫改造技術(shù)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(fā)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(yè)是支撐國民經(jīng)濟的基礎(chǔ)性產(chǎn)業(yè)，其中火力發(fā)電量占全國發(fā)電的73%，用煤量占煤炭產(chǎn)量的50%以上，因此節(jié)能減排對火力發(fā)電及環(huán)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(nèi)煤電產(chǎn)業(yè)仍現(xiàn)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(lián)合印發(fā)的《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014～2020）》提出現(xiàn)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(shù)創(chuàng)新對亞臨界機組進行升級改造減少能耗，成為煤電產(chǎn)業(yè)領(lǐng)域的重點攻關(guān)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(shù)、改造范圍、經(jīng)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(shù)經(jīng)濟性。

1 節(jié)能原理

1.1 蒸汽動力循環(huán)

燃煤電站工質(zhì)循環(huán)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(huán)過程。

1.2 提高蒸汽溫度節(jié)能效果

根據(jù)理論估算，鍋爐出口蒸汽參數(shù)在17.5MPa壓力下，主蒸汽溫度每提高10℃，機組循環(huán)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(huán)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(guān)鍵點

2.1 工程概況

某電廠2號鍋爐由加拿大B&W公司設(shè)計制造，于1994年投入運行，為600MW亞臨界、自然循環(huán)、一次中間再熱、前后墻對沖燃燒的P型汽包爐，設(shè)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(guān)鍵點

主要有以下幾個關(guān)鍵點。

第一，建立鍋爐計算模型；第二，現(xiàn)有設(shè)備校核；第三，結(jié)構(gòu)設(shè)計優(yōu)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(tǒng)，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(shù)改造技術(shù)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(shù)經(jīng)濟性對比。

3.1 熱工參數(shù)對比分析

本工程鍋爐爐膛熱工參數(shù)計算依據(jù)電力行業(yè)標準DL/T831-2015和機械行業(yè)標準JB/T 10440-2004，各參數(shù)匯總?cè)绫?。

表1 鍋爐改造后熱工參數(shù)與原設(shè)計對比表

3.2 鍋爐改造范圍對比

方案2過熱器系統(tǒng)和省煤器系統(tǒng)無需改造。而方案1過熱器系統(tǒng)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(tǒng)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(tǒng)吊掛裝置、排汽管道、壁溫熱電偶等），以及輔助系統(tǒng)中頂部密封（過熱器、再熱器受熱面位置對應(yīng)的頂棚及頂部密封）和保溫外護板材料（過熱器、再熱器系統(tǒng)集箱管道對應(yīng)的保溫）均需改造。

3.3 預期效果對比分析

在鍋爐現(xiàn)有條件下，進行提參數(shù)改造熱力計算預對比如表2所示。

表2 鍋爐提參數(shù)改造與實際運行參數(shù)對比匯總

綜合表1及表2對比數(shù)據(jù)可以看出，提參數(shù)改造設(shè)計煤質(zhì)相對實際燃用煤質(zhì)，發(fā)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(shù)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(shù)改造方案1及方案2，燃用同樣的改造設(shè)計煤質(zhì)，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(xiàn)有條件下直接燃用改造設(shè)計煤質(zhì)，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(zhì)的基準下，提參數(shù)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(jīng)濟性對比分析

本文機組發(fā)電點煤耗及供電煤耗計算方法依據(jù)DL/T262-2012《火力發(fā)電機組煤耗在線計算導則》及DLT 5240-2010《火力發(fā)電廠燃燒系統(tǒng)設(shè)計計算技術(shù)規(guī)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(jié)果匯總?cè)绫?所示。

表3 機組供電煤耗計算結(jié)果

對比表3計算結(jié)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(jīng)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(jīng)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(jié)語

本文所述兩種改造方案節(jié)能效果顯著，節(jié)約了大量的運行成本。進行綜合增容提參數(shù)改造后，鍋爐性能可得到改善，經(jīng)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(xiàn)役亞臨界機組的供電煤耗水平實現(xiàn)大幅的提升，提供了一個非常好的技術(shù)借鑒。