600MW级亚临界燃煤机组综合节能升级改造研究

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600MW级亚临界燃煤机组综合节能升级改造研究

作者：陈继平

来源：《科技信息·上旬刊》2018年第01期

摘要：针对600MW级亚临界燃煤机组运行供电煤耗偏高的问题，提出了包括汽轮机通流改造、提升参数改造、锅炉受热面改造、一次风机改造、外置蒸汽冷却器、低温省煤器改造等为主的一套综合节能升级改造方案，分析了各方案的技术和经济效益，可作为同类型机组改造的参考。

关键词：亚临界；燃煤机组；综合节能升级改造 1 前言

2014年9月，国家发改委、环保部、能源局等三部委联合下发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》（发改能源〔2014〕2093号），提出“到2020年现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，其中现役60万千瓦及以上机组（除空冷机组外）改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时”。

本文针对山西鲁能河曲电厂2×600MW亚临界机组情况，提出一套综合节能升级改造方案。燃煤电厂的节能降耗对“十三五”节能目标的实现具有重大作用。可作为同类机组改造参考。

2 机组概况

山西鲁能河曲发电有限公司一期2×600MW机组，锅炉为哈尔滨锅炉厂有限责任公司制造的HG-2028/17.45-YM型亚临界、一次中间再热、控制循环、四角切圆燃烧、燃煤汽包炉，设计燃料为烟煤；汽轮机为东方汽轮机有限公司制造的N600-16.7/538/538型一次中间再热、三缸四排汽、冲动凝汽式汽轮机。两台机组分别于2004年10月、12月正式投入商业运营。 机组投产后，陆续实施了低氮燃烧器改造、烟气超低排放改造、汽封改造、凝结水泵电机变频改造、高温高压疏水阀更换、凉水塔填料更换等多项改造，但机组供电煤耗和厂用电率较高，与同类型机组先进水平有较大的差距。 3 主要节能改造措施

综合研判该机组设计参数、运行水平，提出以下改造方案。 3.1 汽轮机通流改造

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根据山西鲁能河曲发电有限公司2号机组性能试验报告，机组实际性能与设计值偏差较大，三阀全开工况下汽轮机热耗率为8052.6kJ/kWh，比设计值高出316.6kJ/kWh（见表1）。 由表1可以看出，该汽轮机各缸效率均比设计值偏低。同时该机组轴封系统存在高、中压合缸处轴封漏汽量偏大、高压后轴封一段漏汽至四段抽汽流量偏大的问题；三段抽汽温度较设计值偏高约6.5℃，四段抽汽温度较设计值偏低约12.3℃，反映出中压缸内部存在蒸汽短路问题；五、六段抽汽分别较设计值偏高约20.8℃、12.3℃，反映出低压缸存在内缸变形而引起结合面漏汽的问题。

目前各制造厂针对600MW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、中压采用整体内缸、进汽密封结构，消除汽缸内漏；采用新型低压缸结构，增加刚度，减小汽缸变形，消除抽汽口温度异常；高、中、低压缸采用新型叶型；增加高压缸级数，采用低根径、多级数；优化进、排汽型线，降低进、排汽压损；采用新型汽封等。 根据哈尔滨汽轮机提供数据，该600MW亚临界汽轮机实施通流改造后高、中压缸效率可提高3～4个百分点，低压缸效率可提2～3个百分点，热耗率降至7830kJ/kWh左右，机组供电煤耗可降低约9g/kWh。 3.2 提升参数改造

该机组汽轮机入口蒸汽参数为16.7MPa（a）/538℃/538℃。将主、再热蒸汽温度由538℃提升至566℃，锅炉出口温度分别提升至571℃、569℃，达到超临界机组的主、再热蒸汽温度水平，而主蒸汽运行压力仍维持在亚临界水平，该方案在国内已有实施业绩。

提升参数后，原锅炉受热面需进行改造，增加低温过热器、屏式过热器、高温过热器和低温再热器、高温再热器等受热面的面积；过热器、再热器管道材料分界发生变化，将屏式过热器和屏式再热器受热面的原SA-213TP347材质更换为SA-213TP347HFG+喷丸处理材质。高温过热器、低温再热器和高温再热器的进、出口集箱需更换。汽轮机高、中压缸，高、中压主汽阀和进汽管道进行改造，相关蒸汽管道需要更换。

主、再热蒸汽温度提升后，可以提高机组循环效率，机组供电煤耗可在通流改造的基础上再下降约3g/kWh，但单台机组的改造费用高达2.4亿元，经济性较差。 3.3 锅炉受热面改造

1、2号锅炉自投产以来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。目前锅炉一级减温水量平均约110t/h，二级减温水量平均约20t/h，再热器减温水量平均约30t/h，使机组发电煤耗升高约1g/kWh。

过热器及再热器减温水量均较大，反应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设计值。从设备改造的角度，应减少过热

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器、再热器的受热面积，同时增加省煤器的受热面积。从运行的角度，调整燃烧器喷口下摆，使火焰中心降低，同时减小烟气侧偏差；增强炉膛吹灰次数，增大炉膛吸热量，减少对流受热面的吸热比例，可达到减少减温水量的目的。

通过以上改造，减温水量可降低到正常水平，使供电煤耗降低约1g/kWh。 3.4 一次风机改造

1、2号锅炉制粉系统采用双进双出钢球磨正压直吹式冷一次风机制粉系统，配置2台50%容量的双吸离心式一次风机。一次风机运行中存在以下问题：风机采用入口导叶调节方式，低负荷时风机效率偏低；风机选型裕量偏大，实际入炉煤与原设计煤种也有所变化，造成选型工况点与实际运行工况点偏离较大，中低负荷时风机效率偏低。

分析上述情况，应采用变频或永磁调速措施以提高风机运行经济性。机组偏离额定工况时，低负荷工况下运行时间越长，调速离心风机的节能效果越大。经过比选，变频调速与永磁调速风机运行电耗基本相当，变频调速方案的初投资高，而永磁调速装置具有结构更简单，改造方便，环境适应能力更好，维护工作量更少，运行可靠性高，故推荐采用永磁调速改造方案。

通过永磁调速改造，降低一次风机在中低负荷运行时的电耗，可使机组供电煤耗降低约0.66g/kWh。

3.5 外置式蒸汽冷却器改造

由于汽轮机三段抽汽过热度较高，本级换热温差较大，换热的不可逆损失较大。建议在3台高加基础上增设3号高加外置蒸汽冷却器，既可降低本级加热器的换热温差，又能提高给水温度，降低机组热耗，从而获得更高的热经济性。

采用将外置式蒸汽冷却器串接在1号高压加热器出口给水管路上（如图1所示），分配约40%的给水流量进入3号高加外置式蒸汽冷却器，降低3段抽汽过热度、提高给水温度。改造后汽轮机热耗下降约15 kJ/kWh，供电煤耗下降约0.6 g/kWh。 3.6 低温省煤器改造

该机组采用电袋式除尘器、湿式石灰石-石膏烟气脱硫工艺，未设置GGH装置。除尘器出口烟气温度约120～130℃，烟气送入吸收塔，进行脱硫处理。这种工艺流程存在以下问题：为满足脱硫工艺对烟气温度（约80℃）的要求，在吸收塔内通过大量喷水进行冷却，烟气余热未被利用，且大大增加了脱硫工艺的耗水量。