何俊鋒

(上海電氣電站服務(wù)公司，上海 201199)

0 引 言

2014年9月12日，國家發(fā)展和改革委員會、環(huán)境保護部和國家能源局以(發(fā)改能源[2014]2093號)下發(fā)文件印發(fā)《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃(2014一2020年)》計劃要求加快推動能源生產(chǎn)和消費革命，進一步提升煤電高效清潔發(fā)展水平，到2020年，現(xiàn)役600 MW及以上機組(除空冷機組外)改造后平均供電煤耗要低于300 g/(kW·h)。

國家環(huán)保部發(fā)布了GB 13223-2011《火電廠大氣污染物排放標準》,標準規(guī)定，自2014年7月1日起，燃煤火電鍋爐在重點地區(qū)氮氧化物排放濃度限值為100 mg/Nm3。

2020年12月25日，《碳排放權(quán)交易管理辦法(試行)》由生態(tài)環(huán)境部部務(wù)會議審議通過，自2021年2月1日起施行。1月1日，全國碳市場發(fā)電行業(yè)第一個履約周期正式啟動，首個履約周期到2021年12月31日截止，涉及2 225家發(fā)電行業(yè)重點排放單位。

為了有效地完成節(jié)能減排、寬負荷脫硫脫硝、碳排放的政策要求，有必要針對給水回熱系統(tǒng)進行升級改造。本文將對給水回熱系統(tǒng)[1]升級改造的相關(guān)技術(shù)展開探討，得出結(jié)論并對后續(xù)進一步研究進行展望。

1 給水回熱系統(tǒng)升級改造

給水回熱系統(tǒng)升級改造的技術(shù)方案主要有：增設(shè)低溫省煤器、增設(shè)0號高壓加熱器(以下簡稱0號高加)、增設(shè)外置式蒸汽冷卻器(以下簡稱外置式蒸冷器)等。

增設(shè)低溫省煤器：在鍋爐尾部煙道中加裝低溫省煤器，利用煙氣加熱回熱系統(tǒng)中的凝結(jié)水,可提高鍋爐綜合效率，同時將排煙溫度降低到90～110 ℃，實現(xiàn)煙氣余熱的深度回收。

增設(shè)0號高加：在給水回熱系統(tǒng)的1號高加后增設(shè)1臺0號高加，從汽輪機新增抽汽口(或者利用汽輪機補氣閥接口)抽汽，提高低負荷下進入省煤器的給水溫度，降低機組在部分負荷下的發(fā)電煤耗，提高機組部分負荷運行的熱經(jīng)濟性。

增設(shè)外置式蒸冷器：利用三段抽汽的部分過熱度，在三段抽汽進入3號高加前先流經(jīng)外置式蒸冷器，提升1號高加給水出口的溫度，冷卻后的蒸汽再進入3號高加進行換熱。

在同一機組中，上述技術(shù)方案既可以單獨應(yīng)用，也可以耦合應(yīng)用。本文就0號高加和外置式蒸冷器的并聯(lián)應(yīng)用進行闡述。

2 0號高加和外置式蒸冷器的并聯(lián)應(yīng)用

2.1 工程背景介紹

以某電廠為例，根據(jù)省電科院的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2017年該廠600 MW超臨界機組全年平均煤耗為306.9 g/(kW·h)，2018年1-10月的平均煤耗為305.64 g/(kW·h)，已無法滿足國家和地方對煤耗指標的最低要求。通過對標同類型機組的煤耗水平，無論在行業(yè)內(nèi)、在集團內(nèi)部、還是在安徽省區(qū)域內(nèi)，該機組在近兩年的對標情況統(tǒng)計中均處在落后地位。

脫硝裝置考慮系統(tǒng)、設(shè)備結(jié)構(gòu)簡單化、脫硝效率的需求，一般采用選擇性催化還原(SCR)脫硝系統(tǒng)，該技術(shù)非常成熟，被廣泛應(yīng)用于大型火電機組中。SCR脫硝技術(shù)的核心是催化劑，應(yīng)用最多的催化劑是V-W(Mo)-Ti系列，所需溫度一般控制在300～400 ℃[2]，此時脫硝效率最高可達90%以上，且氨逃逸率符合HJ 2040-2014《火電廠煙氣治理設(shè)施運行管理技術(shù)規(guī)范》。若催化劑長期在允許的最低溫度以下運行，會造成催化劑中毒，影響催化劑的活性，導致脫硝的效率及經(jīng)濟性降低。一旦電網(wǎng)調(diào)峰，機組負荷降低，脫硝SCR退出運行將導致機組NOx排放超標。從長遠來看，隨著國家的環(huán)保政策日益嚴格，發(fā)電機組的煙氣排放標準和要求也將更高，寬負荷脫硝改造勢在必行。

增設(shè)0號高加、外置式蒸冷器能有效降低機組的熱耗，尤其是低負荷時候的熱耗，同時能提高鍋爐給水溫度，降低其在省煤器中的吸熱量，從而提高SCR入口煙氣溫度。另外，增加了外置式蒸冷器后，3號高加進汽的過熱度大幅減小，與進入3號高加的給水溫度差值變小，減少了高加泄漏的概率。

2.2 回熱系統(tǒng)邊界條件

根據(jù)汽機各工況熱平衡圖，主要數(shù)據(jù)如表1。

表1 汽機各工況主要數(shù)據(jù)表

(續(xù)表1)

2.3 方案描述

為了提高機組在低負荷工況的效率，針對熱力系統(tǒng)運行特點，采用增加回熱級數(shù)方案，降低機組熱耗率。本次改造方案在原來的3臺高加的給水系統(tǒng)上增加1臺0號高加，設(shè)置于靠近省煤器的1號高加之后，與原給水系統(tǒng)的3臺高加串聯(lián)運行，共用原給水系統(tǒng)的給水大旁路。機組正常運行時，給水流過增設(shè)的0號高加流向鍋爐省煤器。其基本原理圖如圖1：

圖1 增設(shè)0號高加給水溫度方案系統(tǒng)圖

由于汽輪機采用滑壓運行，隨著機組負荷的下降，汽輪機抽汽壓力隨之下降，回熱系統(tǒng)的給水溫度也隨之降低，較額定工況下進入低溫省煤器的給水溫度降低很多，降低了省煤器出口的煙氣溫度，導致脫硝SCR退出運行，機組NOx排放超標。

提高給水溫度的方案是在回熱系統(tǒng)1號高加后增設(shè)1臺0號高加，從汽輪機新增抽汽口抽汽，提高低負荷下進入省煤器的給水溫度，降低了機組在部分負荷下的發(fā)電煤耗，提高了機組部分負荷運行的熱經(jīng)濟性，特別近幾年火電機組整體負荷較低，0號高加優(yōu)勢更加明顯。

當機組負荷較低的時候(90%負荷及以下)，0號高加投入運行，可有效提高給水溫度，使其接近最佳回水溫度，提高機組效率；在機組負荷高的時候，由于0號高加投入運行時給水溫度升高有限，同時降低機組出力，若影響機組滿發(fā)，可在90%負荷以上逐漸將0號高加退出。通過本技術(shù)，機組寬負荷運行范圍的綜合效率將得到提高。

除了增設(shè)0號高加外，還考慮增加外置式蒸冷器，如圖2。利用三級抽汽進一步加熱1號高加出口給水。

圖2 增設(shè)外置式蒸冷器系統(tǒng)圖

外置式蒸冷器與0號高加通常有串聯(lián)和并聯(lián)兩種布置形式。根據(jù)600 MW等級機組的改造工程經(jīng)驗，串聯(lián)布置一般將0號高加和外置式蒸冷器均設(shè)計為100%容量，并聯(lián)布置一般將0號高加設(shè)計為60%容量，外置式蒸冷器設(shè)計為40%容量。兩種方案比較，串聯(lián)形式一般比并聯(lián)形式可多降低熱耗約4 kJ/(kW·h)，但是相應(yīng)的設(shè)備容量大，造價高，占地面積大。本項目由于為改造工程，根據(jù)原廠房設(shè)計資料，只能布置部分容量的0號高加和外置式蒸冷器。因此按照0號高加和外置式蒸冷器并聯(lián)布置，0號高加設(shè)計為60%容量，外置式蒸冷器設(shè)計為40%容量，方便布置，節(jié)省造價。

0號高加和外置式蒸冷器并聯(lián)布置的形式，三抽蒸汽過熱度跨越3個抽汽能級，與0號高加并聯(lián)加熱給水，利用于較高能位上，排擠了更高品質(zhì)的汽輪機抽汽，進一步降低熱耗，同時被排擠的蒸汽具有更高做功能力，增加了機組出力裕量。其基本原理圖如圖3。

圖3 增設(shè)0號高加與外置式蒸冷器并聯(lián)布置系統(tǒng)圖

2.4 改造效果預估

某電廠機組通過應(yīng)用增加0號高加和外置式蒸冷器并聯(lián)布置的升級改造，預計在機組滿負荷時，能降低熱耗約15 kJ/(kW·h)，在50%～90%負荷工況下，能降低熱耗25～50 kJ/(kW·h)，同時能提高鍋爐給水溫度15～25 ℃左右，為SCR脫硝裝置能在低負荷投運提供了一定的幫助。

具體到高加系統(tǒng)給水出口進鍋爐的溫度和機組熱耗，改造前后的對比如表2。

表2 高加系統(tǒng)給水出口進鍋爐改造前后對比表

3 結(jié) 論

通過增加0號高加和外置式蒸冷器并聯(lián)布置的改造技術(shù)，使同時具有0號高加和外置式蒸冷器優(yōu)點，能有效降低機組的熱耗，尤其是低負荷時候的熱耗，同時能提高鍋爐給水溫度，有利于鍋爐寬負荷脫硝。