清洁煤电高效节能改造技术路线研究

2019-05-05

应用能源技术 2019年4期

(华电电力科学研究院，杭州西湖 310030)

0 引言

近年来，社会经济增长放缓，用电需求受其影响增速较之前趋于缓和，整体供应形势宽松。2016年，国家发改委、能源局发布《关于促进我国煤电有序发展的通知》(发改能源[2016]565号)，此后一系列文件密集出台，对煤电发展提出新的政策要求。2017年7月，国家发改委、国家能源局等16部委联合印发《关于推进供给侧结构性改革、防范化解煤电产能过剩风险的意见》，有力促进煤电清洁高效发展。

现有机组高效节能改造技术路线主要有通流改造、双转子高背压供热改造、光轴改造、工业抽汽改造等。

1 通流升级改造

以2台60万kW超临界机组为例，实施高中压通流改造的工程静态总投资约4 200万元，实施高中低压三缸通流改造的工程静态总投资约9 500万元。关于改造后机组发电煤耗的收益，与机组当前状态有关，仅以某电厂1号机组改造为例，高中压通流改造可降低发电标煤耗5 g/kWh,高中低压三缸通流改造可降低发电标电标煤耗8 g/kWh。

1 双转子高背压供热改造

目前30万等级采暖型机组采用中压缸排汽进行供热，由于受到低压缸最小冷却流量的限制，大约100 t/h左右的低压缸排汽的汽化潜热将被循环水带走，不能得到利用。为了进一步增大机组供热能力，同时又能进一步提高电厂的经济效益，可将机组改为双背压双转子互换循环水供热方式。具体方案如下：

首先把凝汽器的压力提高，充分利用机组的冷源损失，把循环水变成热网循环水，把背压提高到45 kPa,热网循环水首先经过循环水换热器加热至80 ℃，再通过机组抽汽的尖峰加热器进行二次加热提升到更高的温度。热网循环水在热网首站充分换热后，冷却水再回到凝汽器吸热，形成一个完整的热力循环。这种方式不仅最大限度地降低了汽轮机冷端损失，而且增大了供热能力，具有很高的经济性。

供热改造系统图如图1所示。

图1

华电石家庄裕华热电厂2#机组已完成双转子高背压供热改在，2#机组改造后，1#、2#机组共可满足1 672万m2最冷工况的供热需求，相当于增加供热面积(新达到的供热面积-原有的实际供热面积)1 672-1 306=366万m2。

单台机组双转子高背压供热改造的工程静态总投资9 200万元，年节煤量约6万t，减少二氧化硫排放1 300 t，减少二氧化碳13.685万t。改造适用于东北、华北、西北地区承担大中型城市主力热源的热电厂。

2 光轴供热改造

除了双转子高背压供热改造，汽轮机低压缸光轴供热改造同样可在不增加机组容量的前提下提高机组供热能力，减少冷源损失，达到节能减排的效果。改造基本原理为：汽轮机增加新的光轴型式低压转子，非采暖期使用原转子纯凝运行，采暖期将低压转子更换成光轴，背压供汽，按照以热定电方式运行。原汽轮机高压缸、发电机及其本体辅助设备不变。汽轮发电机组进行背压(光轴)改造。背压机具有热耗低、供热效率高、无冷源损失、热力系统简单、节水、节电等特点。

改造详细方案如下：

(1) 汽轮机本体改造方案

新增低压光轴转子，改造联通管，联通管整体改造、采用堵板结构，选用带机械限位的全关蝶阀加小旁路方案。原有汽轮机中压缸排汽直接从联通管抽出去供热。低压光轴转子连接中压转子与发电机，传接扭矩，保证运行。在实际运行过程中，低压缸内蒸汽与光轴摩擦会产生鼓风发热现象，影响机组安全运行，必须通以10～15 t/h的蒸汽作为冷却汽源，带走鼓风发热。此时进入凝汽器的蒸汽大大减少，需开启凝汽器再循环门，正常运行真空泵，保证凝汽器真空维持在5～10 kPa。

汽轮机光轴改造中，需要注意以下几个问题：①低压转子更换成光轴，光轴转子的重量及转动惯量和原转子尽可能相同或相近，以保证临界转速尽可能不发生变化，轴承也能不必更换。②更换时，低压的隔板、导叶也需要一并拆除。

(2)热力系统改造方案

热力系统改造主要涉及凝结水系统和热网系统的设备、管道。

两台35万kW机组实施光轴改造的工程静态投资约6 900万元，改造后多供热约352万GJ，发电煤耗率降低约19 g/kwh，年发电节煤量约16万t，减少污染物CO2排放量约42万t、SO2排放量约1 400 t、NOX排放量约1 200 t。本改造适用于东北、华北、西北地区承担大中型城市主力热源的热电厂。

3 工业抽汽改造

目前国内很多机组实施了工业抽汽改造，以适应国家政策需要，达到节能减排的目的。

工业抽汽改造通常有回热系统抽汽和再热系统抽汽两种方案，具体根据抽汽的压力、温度、流量进行选择。

理论上各级回热抽汽的抽汽量有以下限制：

①汽缸上回热抽汽接口尺寸有限制要求，抽汽量过大会使汽流流速增大，从而引起回热抽汽接口振动，严重影响机组安全运行。一般而言，一段抽汽的最大允许抽汽量为20 t/h，三段、四抽汽的最大允许抽汽量为50 t/h。

除此之外，从四段抽汽管道抽工业抽汽时，还应当考虑最大厂用汽工况时对工业抽汽的影响。

②由于六段及其以后的回热抽汽蒸汽参数较低，难以满足工业抽汽用户侧的需求，这里就不再讨论其抽汽限制值。

③为了保证工业用汽的品质，除了考虑管道压力损失和温度损失的影响因素，一般都要求抽汽压力要高于需求压力0.3～0.5 MPa，经过减压设备之后再进行工业使用，蒸汽热能损失较大。

④除上述抽汽量的限制之外，汽轮机回热抽汽管道开孔抽汽还需考虑抽汽品质参数与机组负荷之间的对应关系。当汽轮机在较低负荷运行的时候，回热抽汽参数会相应降低，此时会出现不能满足工业热用户用汽要求的可能，需要考虑可靠的备用汽源。

某电厂对四台300 MW级亚临界机组实施了再热热段抽汽改造，方案如下：

每台机组的工业抽汽经再热热段引出后，经过电动隔离阀，减温减压器，止回阀、快关阀后合并为一根母管，并根据管道布置情况在合适的位置安装流量测量孔板后对外供热(*为防止减温减压器后管道减温不均匀影响管道安全，减温减压器后管段应考虑P22过渡段)。减温减压器后的蒸汽参数设定为2.4 MPa，395 ℃。供热系统如图2所示。

图2

4台机组实施工业抽汽改造的项目总投资约12 00万，改造后，4台机组总对外抽汽能力300 t/h，年供热量691.2万GJ，与热电分产相比，4台机组年供热节约标煤耗13.8万t，年发电节约标煤耗4.4万t，年减少烟尘排放量10 425 t，年减少二氧化硫排放量5 887 t，年减少氮氧化物排放量860 t，年减少二氧化碳排放量38万t。本改造适用于有工业热负荷需求地区的纯凝机组，或采暖热负荷相对较小、同时带有工业热负荷需求地区的抽凝机组。