大唐托克托發(fā)電公司節(jié)能減排改造提效技術(shù)路線

本文介紹了近年來大唐托克托發(fā)電公司為了落實國家《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》要求而進行的一系列節(jié)能減排升級改造項目，在改善機組運行效率和環(huán)境污染的同時，也取得了巨大的經(jīng)濟效益，值得廣大發(fā)電企業(yè)借鑒。

大唐托克托發(fā)電公司節(jié)能減排改造提效技術(shù)路線

大唐國際托克托發(fā)電有限責任公司

一、600MW亞臨界燃煤機組綜合升級提效改造

1. 立項背景

為了落實國家三部委下發(fā)的《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014-2020年）》要求“現(xiàn)役60萬千瓦及以上機組(除空冷機組外)改造后平均供電煤耗低于300克/千瓦時”，托克托發(fā)電公司對亞臨界60萬千瓦3、4號機組進行綜合升級提效改造。

2. 技術(shù)方向

汽輪機通流改造+機組升參數(shù)改造：

鍋爐主/再熱蒸汽溫度由541℃/541℃升級為571℃/569℃，機側(cè)蒸汽溫度由538℃/538℃升級為566℃/566℃。

3.改造范圍

汽機部分：高中壓外缸、高中壓轉(zhuǎn)子及動葉、高壓內(nèi)缸、中壓內(nèi)缸、噴嘴組、高中壓隔板及全部附屬部件；低壓部分除保留低壓外缸和低壓轉(zhuǎn)子主軸以外，低壓動葉、低壓內(nèi)缸、低壓導流環(huán)、低壓隔板及全部附屬部件；高壓主汽閥、調(diào)節(jié)閥、中壓聯(lián)合汽閥、高壓導汽管、中壓導汽管及附屬疏水系統(tǒng)；主蒸汽管道彎管位置及附屬疏水系統(tǒng)；再熱熱段全部管道、部件及附屬疏水系統(tǒng)；兩臺低旁閥及附屬疏水系統(tǒng)。

鍋爐部分：對屏過（含出口集箱）、高過（含出口集箱）、高再（含出口集箱）受熱面材質(zhì)進行升級，其布置結(jié)構(gòu)保持不變。

4.項目投資

本提效改造工程共計投資18500萬元，汽輪機部分投資11820萬元，鍋爐部分投資6680萬元。

5.取得效果

機組綜合升級改造后，THA工況下高壓缸效率88.3%，中壓缸效率92.52%，低壓缸效率90.55%，均達設計值。汽輪機熱耗率為7749千焦/千瓦時，低于設計值31千焦/千瓦時。

二、堿性吸附劑注射技術(shù)

1.立項背景

隨著國家環(huán)保標準日趨嚴格，為了實現(xiàn)NOx達標排放，國內(nèi)大批燃煤機組相繼投運了煙氣脫硝裝置，由此而帶來了一系列新問題，其中尤為突出的問題就是空預器堵灰，嚴重影響了機組能耗，甚至導致風機失速、停爐。統(tǒng)計大唐集團147臺機組空預器壓差數(shù)據(jù)，105臺機組出現(xiàn)了空預器壓差增大的問題，其中64臺機組壓差高于設計值1.5kPa。我廠8臺600MW機組 SCR脫硝運行不到半年后，空預器均出現(xiàn)了嚴重堵塞，空預器煙氣側(cè)壓差從原來的設計值1.1kPa上升到2.5kPa（550MW），阻力最大超過3kPa，嚴重影響了機組的經(jīng)濟、穩(wěn)定運行，造成引風機失速、機組不能滿發(fā)。雖然采取了增設輔助吹灰器、降低入爐煤含硫量等技術(shù)措施，但是沒有根本解決空預器堵塞問題。

為了徹底解決空預器堵塞問題，通過調(diào)研分析，考察了目前國內(nèi)外的空預器堵塞治理技術(shù)，大唐集團科學技術(shù)研究院提出“堿性吸附劑注射技術(shù)”系統(tǒng)治理空預器堵塞的新思路。

2.技術(shù)特點

在機組停備期間，對空預器蓄熱片堵塞物取樣、化驗分析，發(fā)現(xiàn)堵塞物中富含NH4+和SO42-,確定了空預器堵塞是由于硫酸氫銨和硫酸在空預器運行的煙溫條件下，形成液態(tài)的硫酸氫銨造成的，因此解決空預器堵塞的思路是控制煙氣中的氨逃逸和降低煙氣中的SO3。

NH3+SO3+H2O－NH4HSO4（氣態(tài)）

N H4H S O4（氣態(tài)）－N H4H S O4（液態(tài)）

一方面，SCR運行過程中噴入的氨氣不能與煙氣中的氮氧化物完全反應，存在氨逃逸，降低氨逃逸的措施除了降低噴氨量、確保催化劑在正常活性范圍內(nèi)工作等措施，脫硝系統(tǒng)優(yōu)化是最直接、最有效的方法，通過脫硝系統(tǒng)優(yōu)化在滿足排放達標的前提下，使噴氨量降低到最小，使噴入的氨被充分利用，降低氨逃逸。

另一方面，降低煙氣中的SO3的方法包括：燃燒低硫煤、改善催化劑配方、濕式電除塵器、濕法脫硫、堿性吸附劑注射技術(shù)等，其中濕式電除塵器、濕法脫硫設備位置在空預器后面，不能解決空預器堵塞問題，改善催化劑配方目前還處在實驗室研究階段，燃燒低硫煤能在一定程度上降低煙氣中的SO3濃度，但是被催化劑氧化的SO3仍然存在。采用堿性吸附劑注射技術(shù)是選擇合適的堿性粉狀物料如熟石灰（Ca(OH)2）,把堿性物質(zhì)注射到脫硝反應器的出口的煙道內(nèi)，注射煙氣中的堿性物料與煙氣中的SO3發(fā)生吸附、中和反應，脫除煙氣中的SO3。

3.改造效果

該系統(tǒng)投入運行后，SO3脫除率達到45%，機組廠用電率下降0.21個百分點。

三、可調(diào)式尖峰冷卻技術(shù)

1.立項背景

空冷機組在夏季由于環(huán)境溫度高及風向等因素的影響，機組出力經(jīng)常受限，惡劣工況時其背壓值較原設計的高背壓值30kPa高出近20kPa，為此，托電公司先后進行了加裝噴淋降溫系統(tǒng)、空冷沖洗系統(tǒng)以及空冷減速機換型改造。改造后雖然在一定程度上緩解了空冷機組夏季限負荷的問題，但在環(huán)境溫度高、大風等惡劣工況，仍然無法實現(xiàn)機組滿出力運行。

2.系統(tǒng)設計

三、四期空冷機組的輔機冷卻水為自然通風冷卻塔（2500m2）的閉式循環(huán)水系統(tǒng)。通過對現(xiàn)場運行數(shù)據(jù)與設計數(shù)據(jù)的對比和分析，發(fā)現(xiàn)三、四期冷卻塔在當大氣溫度低于20℃時，1座2500m2的冷卻塔可以帶4臺機組的輔機冷卻水運行，因此三、四期冷卻塔的冷卻能力存在很大的裕量，可作為直接空冷機組加裝尖峰凝汽器的冷源，冷卻部分機組排汽，降低空冷島的熱負荷，最終達到降低機組背壓的目的。

折合機組降低發(fā)電標煤耗

（1）改造后汽輪機排汽流程為：汽輪機排汽（THA工況的排汽量為1170 t/h）大部分進入直接空冷凝汽器進行冷卻，部分排汽通過機組的兩根排汽管分別進入各自的尖峰凝汽器進行冷卻（蒸汽總量約為240t/h），冷卻后的疏水通過自流返回到主機排汽裝置中。

（2）改造后循環(huán)水系統(tǒng)流程為：兩臺機組小汽輪機凝汽器的循環(huán)水回水與廠房內(nèi)的輔機冷卻水合并后通過旁路分別進入各自的尖峰凝汽器進行換熱，每臺機組的循環(huán)水主路加裝電動調(diào)整門進行適當?shù)牧髁空{(diào)整，以保證濕冷塔出水溫度在設計范圍內(nèi)，滿足兩臺機組輔機的冷卻效果和小汽輪機的正常運行。

3.節(jié)能效果

該項目在保證了節(jié)能提效的前提下，既滿足了原有輔機的正常運行，又解決了直接空冷機組夏季惡劣工況無法滿負荷運行的問題。充分利用原有的循環(huán)水泵及部分循環(huán)水管道，無需增加獨立的輔機循環(huán)水系統(tǒng)，同時運行靈活可調(diào)，使用周期較長，空冷島噴淋降溫水大幅降低。

沖洗前后機組主要參數(shù)對比

改造后系統(tǒng)新增阻力和新增電耗變化情況

四、可移動智能式空預器在線高壓水沖洗技術(shù)

1.立項背景

機組加裝SCR脫硝裝置后，由于氨逃逸現(xiàn)象及催化劑作用，使煙氣中的NH3和SO3含量增加，與水反應生成的NH4HSO4在冷端蓄熱元件150-200℃溫度內(nèi)液化，黏度極大的液態(tài)NH4HSO4易沉積在冷端蓄熱元件上不斷粘灰，使空預器蓄熱元件的堵灰較改造前明顯惡化，煙氣側(cè)阻力增加速度由改造前的0.12kPa/月上升到0.44kPa/月，過高的阻力導致引風機失速、鍋爐主要輔機能耗增加、機組出力受限，難以保證機組長周期安全、經(jīng)濟運行。為解決空預器堵灰，加裝了空預器在線高壓水沖洗裝置。

2.系統(tǒng)介紹

在線高壓水沖洗裝置采用就地PLC程控，運行時水泵出口壓力為30MPa，每根槍管上有8個噴嘴，每個噴嘴出口水柱流速約200m/s，流量約1.5t/h，吹掃范圍直徑約為5mm，水柱線性好，垂直于蓄熱元件，單位面積上沖擊動能約是蒸汽吹灰器的40倍，高速水流強烈的沖擊及楔劈作用，將污垢從蓄熱元件上剝離，達到疏通堵灰的目的。

沖洗時，確認高壓槍管到位后采用步退方式運行，步退間距為5mm，每步?jīng)_洗時間為82s，總行程950mm（空預器旋轉(zhuǎn)一周80s，槍管上噴嘴間距為920mm，可以保證沖洗范圍覆蓋整個換熱面），沖洗結(jié)束后回到初始位置，噴嘴防護罩自動關(guān)閉，防止噴嘴磨損或堵塞。單側(cè)沖洗時間約4.5個小時，總耗水量約54噸。

3.節(jié)能效果

2號爐510MW負荷下，沖洗后空預器煙氣側(cè)平均阻力由沖洗前的2.65kPa降至1.05kPa，三大風機電流合計降低171A，折合功率為1528kW。沖洗期間空預器電流無明顯擺動，電除塵入口煙氣溫度保持在105℃以上，電除塵運行正常。

五、基于CO控制的電站鍋爐燃燒優(yōu)化技術(shù)

1.立項背景

當前電站鍋爐運行中主要根據(jù)空預器入口氧量進行總風量的調(diào)整，雖然按照設計值或者燃燒調(diào)整優(yōu)化后的氧量值進行控制，但由于電站鍋爐實際燃用煤種多變，難以在線確定機組運行時的鍋爐最佳氧量，這就造成了實際運行中氧量偏高或者偏低，氧量偏高引起輔機電耗升高，同時NOx的排放增大；氧量偏低生成大量CO時大幅度降低鍋爐效率，同時容易造成爐內(nèi)高溫腐蝕和結(jié)渣。

特別是低氮燃燒器改造后，在節(jié)能減排的壓力下最優(yōu)氧量難以實時確定，嚴重影響鍋爐運行的經(jīng)濟性和安全性。通過引入CO含量控制，改變以往單純靠氧量進行調(diào)整的手段，實現(xiàn)鍋爐運行風量的準確控制，有效降低鍋爐不完全燃燒損失，提高鍋爐運行的經(jīng)濟性和安全性。

2.技術(shù)特點

煙氣中CO濃度對總風量變化的反應十分靈敏，特別是在臨界點附近，氧的微小變化就會導致CO濃度的急劇變化。在最佳點氧=3.2%，CO=70ppm，當氧由3.2%減小到2.7%時，CO增加到140ppm，CO濃度能及時反映燃燒系統(tǒng)配風工況的變化。同時，CO含量與飛灰可燃物、排煙熱損失及過量空氣之間存在著一定的關(guān)系。通過檢測和控制CO，可使燃煤鍋爐在相對較低的過量空氣下運行而不影響鍋爐效率。對于燃用高硫燃料，可減少過量空氣，從而使S氧化成SO3的數(shù)量減少，進而減輕尾部受熱面的酸腐蝕。在較低的火焰溫度下，生成的NOx隨著過量空氣的減少而減少。另外，由于采用CO檢測，可以發(fā)現(xiàn)爐內(nèi)局部缺風現(xiàn)象，進而尋找爐內(nèi)風粉配合局部不均的根源，以獲得更加均勻的燃燒工況。

3.節(jié)能效果

采用CO控制鍋爐燃燒后，鍋爐效率提高約0.64個百分點，同時，鍋爐結(jié)焦明顯改善。

六、太陽能與火電耦合技術(shù)

1.立項背景

為了響應國家可再生能源發(fā)展規(guī)劃，促進光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)技術(shù)進步和規(guī)模化發(fā)展，因地制宜應用新能源解決地區(qū)電力供應問題的號召。托克托發(fā)電公司利用內(nèi)蒙古地區(qū)年輻射總量僅次于青藏高原，平均年日照時數(shù)在2895.9小時，日照百分率60%-80%，年輻射總量達5983.5MJ/m2的地理優(yōu)勢，結(jié)合燃煤機組及光伏技術(shù)特點，探索以光伏新能源替代煤炭供給燃煤機組部分生產(chǎn)負荷的新型耦合發(fā)電技術(shù)。

2.系統(tǒng)設計

10MWp光伏供電系統(tǒng)由10個1MWp光伏發(fā)電單元組成。其中1-5號光伏發(fā)電單元組成1號分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)接入水廠6kV-I段實現(xiàn)與托電1號機組6kV廠用電系統(tǒng)并列；6-10號光伏發(fā)電單元組成2號分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)接入水廠6kV II段實現(xiàn)與2號機組6kV廠用電系統(tǒng)并列。

3.節(jié)能減排效益

該項目年均發(fā)電量約16439MWh，可降低廠用電率約0.06個百分點。

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