300 MW亞臨界機組深度節能改造技術應用

郭春暉，劉 龍，趙永國

(1.國家能源集團山東電力有限公司，濟南 250101；2.國家能源集團菏澤發電有限公司，山東 菏澤 274032)

0 引 言

國家能源菏澤發電有限公司2臺300 MW亞臨界機組，在尚未開展通流改造和供熱改造的之前供電煤耗在325 g/(kW·h)左右， 為了達到國家要求的供電煤耗(310 g/之下)目標， 2016年對汽輪機進行通流改造后，修正后額定負荷試驗熱耗率為7 892 kJ/(kW·h)，供電煤耗為315.2 g/(kW·h)，因此僅靠通流改造不能滿足供電煤耗目標[1-2]。為了達到此目標， 2016年至2018年，國家能源菏澤發電有限公司先后實施了多項深度節能改造技術，依據技術改造與節能工作經驗，對300 MW亞臨界機組的主設備及輔助系統、運行優化、燃料等三個方面進行深度節能改造。

1 主設備及輔助系統深度節能改造技術

1.1 磨煤機制粉系統安裝CO在線監測設備

通過在磨煤機制粉系統安裝CO在線監測設備和相應DCS組態控制邏輯，實現CO實時在線監測，徹底杜絕制粉系統爆燃、自燃事故的發生，在安全的前提下提升磨煤機出口一次風溫10 ℃，以優化燃燒，降低排煙溫度，提高鍋爐效率，達到降低煤耗的目的[3]。在2020年3月25日至2020年4月15日進行測試。測試初期，為了驗證CO實時在線監測系統的穩定性、可靠性，分別在不同磨煤機、不同煤種、不同負荷情況下進行溫升5 ℃、10 ℃、15 ℃的預試驗，查找個別測點CO濃度一直偏高的原因，消除了B1粗粉分離器出口CO濃度一直偏高的缺陷。為了測算磨煤機出口一次風溫提升對經濟性指標的影響，在300 MW、240 MW工況下，進行磨煤機出口一次風溫提升10 ℃對比測試。磨煤機出口一次風溫升溫試驗數據見表1，試驗結果分析見表2。

表1 4號爐磨煤機出口一次風溫升溫試驗數據

表2 磨煤機出口一次風溫升溫試驗結果分析

由試驗結果計算得出，在保證安全的前提下，提高磨煤機出口溫度10 ℃以上，在240 MW工況下，排煙溫度可降低3.95 ℃，飛灰含碳量降低0.87%，鍋爐效率可提高0.47%，機組供電煤耗降低1.598 g/(kW·h)，年直接經濟效益141.4萬元；在300 MW工況下，排煙溫度可降低3.87 ℃，飛灰含碳量降低0.93%，鍋爐效率可提高0.48%，機組供電煤耗降低1.632 g/(kW·h)，年直接經濟效益144.4萬元。

1.2 熱管式空氣預熱器的應用

熱管具有很高的軸向導熱性、優良的等溫性、高效的傳熱性。在電力工程上，應用熱管換熱器作為鍋爐的低溫空氣預熱器(如圖1示)，能徹底解決低溫預熱器腐蝕、堵灰、磨損、換熱效率低等問題[4]。

圖1 熱管式空氣預熱器布置圖

根據菏澤發電廠鍋爐熱管式空氣預熱器改造實例進行說明。該廠熱管式空氣預熱器改造前存在以下問題：

1) 空氣預熱器內大量積灰、堵灰，嚴重影響了空氣與煙氣的換熱，致使鍋爐效率大幅下降，排煙溫度持續上升，造成停爐進行處理。

2) 空氣預熱器大量漏風，導致空氣預熱器堵灰，增加了引、送風機單耗，造成停爐處理。

3) 低溫結露金屬腐蝕，已影響到空氣預熱器的整體壽命。

改造后,解決了以上問題，并且各項運行指標變現優良，機組運行穩定，風機能耗大大降低,運行數據見表3。

表3 空預器改造前后主要運行參數對比

從改造前后參數比較可知：改造前，送風機已達最大出力，但送風量不足，氧量偏低，排煙溫度偏低，再熱汽溫度低，不能維持滿負荷出力；改造后，在同樣運行工況下：送風機電流平均降12 A，吸風機電流平均降8 A，送風量、含氧量能滿足滿負荷要求，再熱汽溫度能維持在539 ℃以上，排煙溫度降低3.17 ℃。從熱試組漏風試驗看，目前空預器漏風率較低，漏風率為1.23%，比改造前降低20.39%。從爐渣情況看，雖然此次改造增加部分爐膛燃帶，但尚未發現結焦現象。

2 運行優化

2.1 基于SCR系統三場多參數復合噴氨優化技術

為了提高脫硝性能，消除SCR系統的NOx分布不均和局部氨逃逸峰值，減少氨逃逸量，降低空預器差壓，徹底解決空預器堵塞，提高機組整體經濟性和安全性[5]。

經過技術攻關和研究，于2017年2月對菏澤發電有限公司3號、4號爐SCR系統采用三場多參數復合噴氨優化技術進行噴氨優化。三場多參數復合噴氨優化技術針對SCR系統的煙氣流速場、NOx濃度場、NH3濃度場進行網格法測量，采用函數擬合繪制了脫硝系統的煙氣流速、NOx濃度、NH3濃度分布圖，直觀的分析脫硝出口氨逃逸率與NOx濃度場、煙氣速度場分布狀況的相互影響關系，從而找出問題根源和解決辦法。

三場多參數復合噴氨優化技術在調整噴氨量和查找NH3逃逸根源上具有同類技術無法比擬的優越性。煙氣流速場、NOx濃度場、NH3濃度場分布圖如圖2～4所示。

圖2 煙氣流速場分布圖

圖3 NOx體積分數場分布圖

圖4 NH3體積分數場分布圖

優化后SCR系統的NOx分布不均勻度明顯改善，消除了局部氨逃逸峰值，并降低了氨逃逸率；3號、4號爐空氣預熱器差壓分別降低了1.2 kPa、2 kPa，空預器漏風率分別降低了1.58%、1.99%，排煙溫度分別降低了1.6 ℃、2.5 ℃，經過測算，綜合供電煤耗分別降低1.973 g/(kW·h)、3.157 g/(kW·h)，年經濟效益分別為268萬元、429萬元，2臺機組合計年經濟效益697萬元。

2.2 低負荷最少的磨煤機運行方式

磨煤機運行臺數對制粉單耗的影響分析如下：

1)根據歷史數據統計分析：同樣負荷下，運行2臺磨煤機比運行3臺磨煤機，制粉單耗下降1/3左右。

2)同樣負荷下，負荷越高，運行2臺磨煤機單耗下降越少；負荷越低，運行2臺磨煤機單耗下降越多。

3)無論3臺磨煤機運行還是2臺磨煤機運行，隨著負荷的升高，單耗均下降。

4)受煤質影響，250 MW負荷以下，運行2臺磨煤機(目前最多帶230 MW)，磨煤機單耗未達到設計值24.40(kW·h)/t;250 MW負荷以上，運行2臺磨煤機能低于設計值；運行3臺磨煤機在滿負荷時也未達到設計值[6]。

磨煤機運行臺數對廠用電率的影響：

1)運行2臺磨煤機，隨著負荷的降低，廠用電率下降較多，250 MW負荷以下運行2臺磨煤機，廠用電率至少降低0.5%以上。

2)運行2臺磨煤機，在負荷210 MW以上，廠用電率能低于設計值(4.98%)，而運行3臺磨煤機負荷應在230 MW以上，廠用電率能達到設計值[6]。

磨煤機運行臺數對飛灰、爐渣可燃物的影響：2臺磨煤機運行，飛灰可燃物含量平均達到4.41%，爐渣可燃物含量平均達到4.95%，分別比3臺磨煤機運行時高1.5%、2.38%。

綜上可以看出，在機組230 MW負荷以下，2臺磨煤機運行比較經濟。

2.3 調門優化及滑壓運行優化

調門重疊度合理判別依據是負荷穩定、重疊度盡可能小。定滑壓運行涉及機組的耗汽量、汽溫、減溫水量、調門節流損失、排煙溫度、凝結水泵電耗等。機組通流改造后，熱試組通過對汽輪機多個負荷段不同壓力下熱效率進行測試，制定出新的定滑壓運行曲線[8]指導運行操作。新、舊滑壓曲線經濟性進行對比，優化結果如圖5所示。

圖5 通流改造前后滑壓運行曲線

通過優化前后滑壓曲線比較，平均主汽壓力向上修正了0.8 MPa左右，可實現降低供電煤耗1.12 g/(kW·h)，熱經濟性顯著。

3 燃料節能技術

根據實際來煤特性，借助適當的鍋爐燃燒調整試驗及分析計算模型，通過對摻配煤種熱力計算，對比摻配前后鍋爐效率和供電煤耗，計算出經濟煤種摻燒邊界，再依據煤炭市場行情進行科學合理摻配經濟煤種,以降低綜合入爐煤單價，提高經濟效益。

混煤摻燒邊界的計算式：

a=[(bhs-bsj)·p·j]/w

(4)

式中：a為混煤摻燒邊界，元/t；bhs為混燒經濟煤種時供電煤耗，g/(kW·h)；bsj為燃燒設計煤種時供電煤耗，g/(kW·h)；p為機組供電量，kW·h；j為入爐煤價格，元/t；w為經濟煤種摻燒量，t/d。

￡=[(jsj-jhs)-a]×w

(5)

式中：￡為混煤摻燒經濟效益，元/d；jsj為設計煤種價格，元/t；jhs混燒經濟煤種價格，元/t。

因此，如果設計入爐標煤價格與摻配經濟煤種價格的差值大于摻燒邊界，進行經濟煤種摻燒可以產生經濟效益；差值越大，經濟效益越好，反之則不能產生經濟效益。煤炭價格變化較大，參考此摻燒邊界值，就可以通過對比煤價，及時評估混煤摻燒的經濟性。

2017年2月，專門成立經濟煤種摻配專項工作小組，選擇4號爐進行經濟煤種摻配試驗，對摻燒的經濟煤種制定了摻配方案，通過熱力計算給出了摻燒邊界，并依據煤炭市場行情對經濟煤種摻配方案進行了實施；經過一段時間的摸索和燃燒調整，摻配效果越來越好，機組運行安全穩定，飛灰可燃物和爐渣可燃物得到合理的控制；當煤價差高于摻燒邊界時，經濟煤種大量摻燒可以產生顯著的經濟效益[9]。

此次對4號爐摻燒低揮發份經濟煤種, 該經濟煤種為揮發份15%左右的陽泉煤，經濟煤種上在B磨B2倉，摻燒量約20 t/h。為了方便效益對比，摻配煤量均按照20 t/h進行計算，實際上給煤量略有偏差。按照試驗要求，從2017年2月20日至2017年3月3日，燃料對4號爐B2倉上陽泉煤(貧瘦煤)，菏澤發電有限公司熱力試驗組對經濟煤種摻配效果進行熱力計算和經濟效益分析。試驗結果見下表4。

表4 試驗結果匯總

通過此次試驗，在摻配量20 t/h的狀況下，摻配揮發分15%左右的經濟煤種，初步確定電廠2臺300 MW機組經濟煤種參配邊界為40.61元/t，根據煤炭市場行情，當經濟煤種價格低于煙煤價格40.61元/t，進行經濟煤種摻燒就會產生經濟效益。試驗期間，貧煤與煙煤價差147元/t，按照B磨單倉摻配方案來算，表4中5個負荷工況產生的日經濟效益分別為：53 433元、34 297元、46 576元、60 193元和60 839元，平均日經濟效益51 067元，5個試驗工況的平均負荷為239.5 MW，每發1 kW·h電能產生的經濟效益為0.008 884 3元，按照菏澤發電廠2臺300 MW機組年發電量33億(kW·h)計算，年經濟效益2 932萬元。因此，當煤價差比較大時，進行經濟煤種摻配能大幅降低燃煤成本，提高企業經濟效益。

4 結 語

針對菏澤電廠300 MW機組深度節能改造技術，從主設備及輔助設備、鍋爐和汽機側運行優化和燃料等三個方面進行節能改造。

1)通過在磨煤機制粉系統安裝CO在線監測設備，在安全提升磨煤機出口一次風溫10 ℃的前提下，優化燃燒。

2)SCR系統采用三場多參數復合噴氨優化技術進行噴氨優化。

3)通過對摻配煤種熱力計算，對比摻配前后鍋爐效率和供電煤耗，計算出經濟煤種摻燒邊界，再依據煤炭市場行情進行科學合理摻配經濟煤種。

現場應用該技術方法，降低了煤耗，提高了電廠經濟效益，取得良好的節能效果。