超超臨界機(jī)組零號(hào)高加系統(tǒng)的優(yōu)化改造

曹建文

(上海發(fā)電設(shè)備成套設(shè)計(jì)研究院有限責(zé)任公司，上海 200240)

0 前 言

目前，隨著全球及國(guó)內(nèi)經(jīng)濟(jì)、能源和環(huán)保形勢(shì)的發(fā)展，燃煤發(fā)電企業(yè)面臨著經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)方式的轉(zhuǎn)變、市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)、環(huán)境保護(hù)等多方面的嚴(yán)峻挑戰(zhàn)。發(fā)改委、環(huán)保部、能源局在2014年9月12日聯(lián)合發(fā)布的《電節(jié)能減排升級(jí)與改造行動(dòng)計(jì)劃(2014-2020)》中指出，重點(diǎn)推進(jìn)現(xiàn)役燃煤發(fā)電機(jī)組大氣污染物達(dá)標(biāo)環(huán)保改造，確保滿足最低技術(shù)出力以上全負(fù)荷、全時(shí)段穩(wěn)定達(dá)標(biāo)排放要求；行動(dòng)計(jì)劃同時(shí)也要求合理推進(jìn)機(jī)組運(yùn)行優(yōu)化，使機(jī)組在各種負(fù)荷范圍內(nèi)保持最佳運(yùn)行狀態(tài)，對(duì)機(jī)組平均供電煤耗也提出了具體要求。因此，在節(jié)能改造、供電煤耗毫厘必爭(zhēng)的大背景下，探索節(jié)能高效的寬負(fù)荷脫硝技術(shù)及運(yùn)行方式勢(shì)在必行。

行業(yè)內(nèi)普遍采用的寬負(fù)荷脫硝技術(shù)有分級(jí)省煤器、熱水再循環(huán)、煙氣旁路等，而近年來(lái)采用的零號(hào)高加系統(tǒng)是唯一一種能兼顧節(jié)能的寬負(fù)荷脫硝技術(shù)。零號(hào)高加系統(tǒng)在低負(fù)荷時(shí)投運(yùn)可滿足脫硝裝置(SCR)入口煙溫要求并實(shí)現(xiàn)節(jié)能，但常規(guī)的零號(hào)高加系統(tǒng)運(yùn)行中會(huì)出現(xiàn)高負(fù)荷閥門調(diào)節(jié)特性較差等影響系統(tǒng)正常投運(yùn)的問(wèn)題。本文以某電廠660 MW超超臨界機(jī)組為例，在原有零號(hào)高加系統(tǒng)基礎(chǔ)上，提出一種優(yōu)化系統(tǒng)。優(yōu)化后零號(hào)高加系統(tǒng)投退更靈活，具備完善的熱備用功能。保證機(jī)組在低負(fù)荷時(shí)投運(yùn)零號(hào)高加，以滿足節(jié)能和SCR入口煙溫要求；在高負(fù)荷時(shí)，靈活退出零號(hào)高加，維持其熱備用狀態(tài)，以避免供電煤耗升高、經(jīng)濟(jì)性下降的問(wèn)題。

1 零號(hào)高加系統(tǒng)

1.1 技術(shù)原理

零號(hào)高加系統(tǒng)通過(guò)在一號(hào)高加之前增設(shè)零號(hào)高加來(lái)提高給水溫度，進(jìn)而滿足低負(fù)荷SCR入口煙溫的要求。同時(shí)，由于零號(hào)高加增加了機(jī)組的給水回?zé)嵯到y(tǒng)級(jí)數(shù)，提高熱力系統(tǒng)的循環(huán)熱效率，可降低機(jī)組的煤耗率、提高機(jī)組經(jīng)濟(jì)性。因此零號(hào)高加系統(tǒng)與目前幾種主流的寬負(fù)荷脫硝改造技術(shù)相比(如煙氣旁路、省煤器分級(jí)、熱水再循環(huán))，零號(hào)高加系統(tǒng)是節(jié)能型寬負(fù)荷脫硝改造技術(shù)，實(shí)現(xiàn)增加脫硝裝置投入率的同時(shí)，提高了機(jī)組回?zé)嵫h(huán)效率，降低了汽輪機(jī)熱耗和機(jī)組煤耗。

零號(hào)高加系統(tǒng)寬負(fù)荷脫硝改造技術(shù)一般適用于帶補(bǔ)汽閥的汽輪機(jī)機(jī)組，如西門子660 MW和1 000 MW超超臨界兩種機(jī)型。其他機(jī)組可以結(jié)合通流改造在汽輪機(jī)高壓缸上打孔，但很難驗(yàn)證外缸的強(qiáng)度、剛性，技術(shù)難度和風(fēng)險(xiǎn)較大[1]。在國(guó)內(nèi)，最早成功投運(yùn)零號(hào)高加的機(jī)組是外高橋第三發(fā)電廠的#7、#8機(jī)組。該機(jī)組通過(guò)在補(bǔ)汽閥后導(dǎo)汽管上設(shè)置三通，用高壓缸5級(jí)后的蒸汽作為零號(hào)高加加熱汽源，實(shí)現(xiàn)提高給水溫度，進(jìn)而提高鍋爐排煙溫度實(shí)現(xiàn)寬負(fù)荷脫硝。后續(xù)國(guó)內(nèi)石洞口電廠、平山電廠等多臺(tái)機(jī)組相繼進(jìn)行零號(hào)高加改造。

1.2 案例機(jī)組

某電廠660 MW超超臨界機(jī)組也進(jìn)行了零號(hào)高加系統(tǒng)改造。該機(jī)組汽輪機(jī)型號(hào)：N660-27/600/620，為超超臨界、一次中間再熱、四缸四排汽、單軸凝汽式汽輪機(jī)。機(jī)組回?zé)嵯到y(tǒng)為三級(jí)高加，一級(jí)除氧器和四級(jí)低壓加熱器組成的八級(jí)回?zé)嵯到y(tǒng)，并增設(shè)外置蒸冷器。高加采用逐級(jí)自流的疏水方式，#5低加疏水自流至#6低加，#6低加設(shè)有疏水泵，#7及#8低加的疏水分別進(jìn)入疏水冷卻器。

機(jī)組采用西門子技術(shù)的汽輪機(jī)，為了達(dá)到夏季滿負(fù)荷運(yùn)行的要求，配備了過(guò)載補(bǔ)汽閥。在100%THA工況及以上，開(kāi)啟過(guò)載補(bǔ)汽閥，從主蒸汽關(guān)斷閥后、主蒸汽調(diào)節(jié)汽閥前引出一部分新蒸汽，經(jīng)節(jié)流降壓后進(jìn)入高壓缸第6級(jí)動(dòng)葉后，與缸內(nèi)蒸汽混合后繼續(xù)做功，以提高機(jī)組出力。從機(jī)組性能試驗(yàn)結(jié)果看，該型機(jī)組做功能力很強(qiáng)，無(wú)需開(kāi)啟過(guò)載補(bǔ)汽閥即可滿足機(jī)組夏季工況的最大出力要求。

零號(hào)高加系統(tǒng)改造即在補(bǔ)汽閥出汽管道上設(shè)置三通，倒抽蒸汽作為零號(hào)高加汽源，同時(shí)對(duì)一號(hào)高加封頭改造，將零號(hào)高加疏水自流至一號(hào)高加，熱力系統(tǒng)圖如圖1所示。

圖1 常規(guī)零號(hào)高加熱力系統(tǒng)圖

1.3 系統(tǒng)運(yùn)行

機(jī)組省煤器進(jìn)口的給水溫度的選擇需要考慮省煤器出口水溫不沸騰的條件限制[2]，即省煤器出口過(guò)冷度的限制。為保證省煤器安全及水冷壁進(jìn)口水不汽化，省煤器出口水的最小欠熱度即過(guò)冷度在最低直流負(fù)荷時(shí)應(yīng)達(dá)17～25 ℃，BMCR負(fù)荷時(shí)與對(duì)應(yīng)壓力下飽和溫度的差值至少應(yīng)達(dá)40～50 ℃[3]。對(duì)于660 MW超超臨界鍋爐，一般最高允許給水溫度為300 ℃左右。由于給水溫度取決于最后一級(jí)高加的抽汽壓力所對(duì)應(yīng)的飽和溫度，因此進(jìn)行零號(hào)高加改造時(shí)，考慮到給水溫度的限制及零號(hào)高加本體設(shè)計(jì)參數(shù)的選擇，在零抽管道上設(shè)置調(diào)節(jié)閥，調(diào)節(jié)抽汽壓力，控制給水溫度。設(shè)計(jì)時(shí)，各負(fù)荷下，零抽管道調(diào)節(jié)閥前壓力參數(shù)及調(diào)節(jié)閥后控制壓力目標(biāo)值見(jiàn)下表1。

表1 改造后各負(fù)荷下零抽調(diào)節(jié)閥前后壓力參數(shù)

零號(hào)高加投運(yùn)后回?zé)嵯到y(tǒng)出口水溫升高，汽輪機(jī)熱耗將降低?；?zé)嵯到y(tǒng)出口水溫升高幅度越大，熱耗降低值越大。零號(hào)高加對(duì)汽輪機(jī)熱耗的影響，國(guó)內(nèi)已有文獻(xiàn)[4-5]進(jìn)行了詳細(xì)分析。另一方面由于排煙溫度升高，鍋爐效率下降，因此需結(jié)合汽機(jī)和鍋爐綜合分析機(jī)組經(jīng)濟(jì)性參數(shù)的變化。

選取4個(gè)典型工況THA、75% THA、50% THA、40% THA對(duì)案例機(jī)組進(jìn)行改造前后鍋爐和汽輪機(jī)性能計(jì)算，計(jì)算數(shù)據(jù)結(jié)果見(jiàn)表2和表3。

表2 改造前、后鍋爐熱力計(jì)算匯總

表3 改造前、后汽輪機(jī)熱力計(jì)算數(shù)據(jù)匯總

改造實(shí)施后，按照GB/T 10184-2015《電站鍋爐性能試驗(yàn)規(guī)程》、GB/T 8117.1-2008 《汽輪機(jī)熱力性能驗(yàn)收試驗(yàn)規(guī)程.第1部分：方法A—大型凝汽式汽輪機(jī)高準(zhǔn)確度試驗(yàn)》進(jìn)行零號(hào)高加投運(yùn)及切除對(duì)比試驗(yàn)，實(shí)測(cè)75% THA、50% THA及40% THA工況下零號(hào)高加投運(yùn)及切除前后SCR入口煙溫、鍋爐效率、汽機(jī)熱耗及供電煤耗等各項(xiàng)參數(shù)，具體試驗(yàn)數(shù)據(jù)結(jié)果見(jiàn)表4。

表4 零號(hào)高加投運(yùn)、切除試驗(yàn)性能數(shù)據(jù)匯總

1.4 運(yùn)行數(shù)據(jù)分析

由零號(hào)高加投運(yùn)結(jié)果可知：

1)零號(hào)高加的投運(yùn)對(duì)SCR入口煙溫有明顯的提高作用，機(jī)組75% THA、50% THA、40% THA負(fù)荷下， SCR脫硝入口煙溫分別上升17.02 ℃、25.20 ℃和19.95 ℃，在40% THA負(fù)荷下，SCR入口煙溫達(dá)到317 ℃左右，完全滿足SCR投運(yùn)要求，同時(shí)合理預(yù)測(cè)可滿足更低負(fù)荷下的SCR入口煙溫要求，應(yīng)能滿足全負(fù)荷脫硝投運(yùn)要求。

2)機(jī)組高負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，一方面不必通過(guò)零號(hào)高加來(lái)提高SCR入口煙溫，即可保證SCR的正常運(yùn)行，另一方面，高負(fù)荷時(shí)投運(yùn)零號(hào)高加，反而會(huì)引起供電煤耗的增加，在75% THA負(fù)荷下，投運(yùn)后供電煤耗率升高0.64 g/(kW·h)。這是由于受限于省煤器及水冷壁的安全性，在高負(fù)荷時(shí)，需要通過(guò)零抽管路上的調(diào)節(jié)閥來(lái)降低進(jìn)入零號(hào)高加的蒸汽壓力以控制給水溫度(對(duì)于660 MW超超臨界機(jī)組，一般最高允許為300 ℃)，造成了較大的節(jié)流損失，汽輪機(jī)熱耗下降的正收益小于鍋爐效率下降的負(fù)收益。

綜合計(jì)算及性能試驗(yàn)結(jié)果可知，零號(hào)高加應(yīng)采用“高退低投”的運(yùn)行方式，保證在低負(fù)荷時(shí)(以60% THA為界)投運(yùn)零號(hào)高加，可在滿足SCR入口煙溫要求前提下同時(shí)實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗；在高負(fù)荷時(shí)退出零號(hào)高加，以避免供電煤耗升高、經(jīng)濟(jì)性下降的問(wèn)題。

2 零號(hào)高加系統(tǒng)的優(yōu)化

2.1 現(xiàn)有系統(tǒng)運(yùn)行問(wèn)題

如前所述，零號(hào)高加投運(yùn)時(shí)，需要通過(guò)調(diào)節(jié)閥控制零號(hào)高加汽側(cè)壓力，進(jìn)而控制給水溫度。在高負(fù)荷時(shí)，并不需要通過(guò)投運(yùn)零號(hào)高加來(lái)提高給水溫度實(shí)現(xiàn)寬負(fù)荷脫硝，僅需維持與一號(hào)高加的壓差以實(shí)現(xiàn)自流疏水，因此調(diào)節(jié)閥的開(kāi)度在高負(fù)荷時(shí)開(kāi)度很小，運(yùn)行數(shù)據(jù)顯示，僅為10%左右。

同時(shí)，為適應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度及調(diào)峰要求，機(jī)組在24 h內(nèi)至少存在兩次升降負(fù)荷，在進(jìn)行上述零號(hào)高加改造后，配合零號(hào)高加 “高退低投”的運(yùn)行方式，在系統(tǒng)調(diào)試過(guò)程中，發(fā)現(xiàn)存在下列問(wèn)題：

1)零號(hào)高加汽側(cè)頻繁投運(yùn)和切除，增加了零號(hào)高加的泄漏風(fēng)險(xiǎn)[6]，零抽管路也因?yàn)殚g斷輸送介質(zhì)，反復(fù)加壓和卸壓、升溫和降溫，產(chǎn)生交變應(yīng)力，易造成疲勞破壞。

2)零號(hào)高加汽側(cè)投運(yùn)或切除時(shí)，零號(hào)高加汽側(cè)壓力發(fā)生變化，特別是在退出時(shí)，由于汽側(cè)壓力降低，所對(duì)應(yīng)的飽和溫度下降，疏水釋放熱量并蒸發(fā)汽化，形成虛假水位；同時(shí)由于汽側(cè)壓力降低，正常疏水管道中的疏水倒流至零號(hào)高加，促使水位上升，造成零號(hào)高加危急疏水閥緊急動(dòng)作，給運(yùn)行帶來(lái)很大困擾。

3)為保證設(shè)備安全，滿足對(duì)高加溫升率的控制，零號(hào)高加投運(yùn)和切除的過(guò)程緩慢，無(wú)法實(shí)現(xiàn)負(fù)荷變化時(shí)零號(hào)高加的快速啟停。

4)若通過(guò)零抽管路上調(diào)節(jié)閥來(lái)實(shí)現(xiàn)零號(hào)高加“高退低投”，在高負(fù)荷時(shí)，該調(diào)節(jié)閥處于微開(kāi)狀態(tài)，小開(kāi)度壓力精確控制困難，PID控制跟蹤誤差大，造成調(diào)閥頻繁動(dòng)作，壓力波動(dòng)；閥門在小流量、高壓差的狀態(tài)下運(yùn)行，高速的蒸汽對(duì)閥芯、閥座產(chǎn)生沖刷，閥門極易損壞。

2.2 優(yōu)化的零號(hào)高加改造系統(tǒng)

為解決上述問(wèn)題，兼顧考慮高加本身及零抽管路等對(duì)運(yùn)行工況變化的適應(yīng)性，使系統(tǒng)盡可能處于相對(duì)穩(wěn)定的狀態(tài)，在負(fù)荷變化時(shí)，安全平穩(wěn)地投退零號(hào)高加，提出一種優(yōu)化的零號(hào)高加改造系統(tǒng)，即增加一套零抽管路的旁路系統(tǒng)：在高負(fù)荷時(shí)，投運(yùn)該旁路，維持零號(hào)高加汽側(cè)壓力微高于一號(hào)高加汽側(cè)壓力以保證疏水順暢及維持零抽管道暖備用狀態(tài)，使零號(hào)高加處于“保壓暖器”狀態(tài)；低負(fù)荷時(shí)，迅速投運(yùn)零抽管路主路，投運(yùn)零號(hào)高加，提高給水溫度，滿足SCR入口煙溫要求并實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗。

優(yōu)化的零號(hào)高加系統(tǒng)如圖2所示。

圖2 優(yōu)化的零號(hào)高加系統(tǒng)圖

即在原有零號(hào)高加抽汽管路逆止閥后增加旁路系統(tǒng)，與主路一致，設(shè)置關(guān)斷閥和調(diào)節(jié)閥。機(jī)組負(fù)荷升高時(shí)，關(guān)閉主路上閥門，蒸汽通過(guò)旁路至零號(hào)高加，使零號(hào)高加汽側(cè)壓力微高于一號(hào)高加汽側(cè)壓力，結(jié)合正常疏水管路阻力及布置，一般要求零號(hào)高加汽側(cè)比一號(hào)高加汽側(cè)壓力高約0.2 MPa即可保證疏水正常。此時(shí)零號(hào)高加汽側(cè)約3～5 t/h的進(jìn)汽量，水側(cè)可正常運(yùn)行，給水溫升約1～2 ℃，鍋爐效率不降低，對(duì)機(jī)組經(jīng)濟(jì)性無(wú)負(fù)面影響。負(fù)荷降低時(shí)，開(kāi)啟主路上閥門(旁路閥門不操作)，零號(hào)高加迅速平穩(wěn)投運(yùn)，在滿足SCR入口煙溫要求的同時(shí)實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗。

由于高負(fù)荷時(shí)，旁路的投運(yùn)僅為維持壓差和暖管，旁路經(jīng)過(guò)計(jì)算合理選擇通徑，僅為主路通徑的1/5～1/4，旁路系統(tǒng)增加的改造費(fèi)并不大。

優(yōu)化的零號(hào)高加系統(tǒng)投運(yùn)后進(jìn)行熱態(tài)調(diào)試，在各負(fù)荷零號(hào)高加及一號(hào)高加實(shí)測(cè)相關(guān)數(shù)據(jù)見(jiàn)表5。

表5 系統(tǒng)投運(yùn)后零號(hào)高加及一號(hào)高加相關(guān)數(shù)據(jù)匯總

系統(tǒng)可以實(shí)現(xiàn)在高負(fù)荷時(shí)，零抽主路退出旁路運(yùn)行，零號(hào)高加水側(cè)運(yùn)行正常，給水溫升3 ℃；在低負(fù)荷時(shí)，零抽主路運(yùn)行，可大幅提高給水溫度，確保SCR入口煙溫滿足脫硝裝置要求。

2.3 投運(yùn)情況

案例機(jī)組對(duì)零號(hào)高加系統(tǒng)按上文方案進(jìn)行了優(yōu)化改造。隨負(fù)荷變動(dòng)，切換零抽主路及旁路，零號(hào)高加平穩(wěn)實(shí)現(xiàn)“高退低投”運(yùn)行。在切換過(guò)程中，高加溫度變化率可控制在允許范圍內(nèi)(≤55 ℃/h)，正常疏水閥實(shí)現(xiàn)自動(dòng)控制，水位保持穩(wěn)定。

3 結(jié)論

1)低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，投運(yùn)零號(hào)高加系統(tǒng)，對(duì)SCR入口煙溫有明顯的提高作用，試驗(yàn)數(shù)據(jù)顯示在75% THA、50% THA、40% THA負(fù)荷下， SCR脫硝入口煙溫分別上升17.02 ℃、25.20 ℃和19.95 ℃。在40% THA負(fù)荷下，SCR入口煙溫達(dá)到317 ℃左右，完全滿足SCR投運(yùn)要求，同時(shí)合理預(yù)測(cè)可滿足更低負(fù)荷下的SCR入口煙溫要求，應(yīng)能滿足全負(fù)荷脫硝投運(yùn)要求，具有較高的環(huán)保效益。

2)高負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，一方面，不必通過(guò)零號(hào)高加來(lái)提高SCR入口煙溫，即可保證SCR的正常運(yùn)行；另一方面，高負(fù)荷時(shí)投運(yùn)零號(hào)高加，受限于省煤器及水冷壁的安全性，需要通過(guò)零抽管路上的調(diào)節(jié)閥來(lái)降低進(jìn)入零號(hào)高加的蒸汽壓力以控制給水溫度，造成了較大的節(jié)流損失，汽輪機(jī)熱耗下降的正收益小于鍋爐效率下降的負(fù)收益，反而會(huì)引起供電煤耗的增加，在75% THA負(fù)荷下，投運(yùn)后供電煤耗率升高0.64 g/(kW·h)。

綜合計(jì)算及性能試驗(yàn)結(jié)果可知，零號(hào)高加應(yīng)采用“高退低投”的運(yùn)行方式，保證在低負(fù)荷時(shí)(以60% THA為界)投運(yùn)零號(hào)高加，可在滿足SCR入口煙溫要求前提下同時(shí)實(shí)現(xiàn)節(jié)能降耗；在高負(fù)荷時(shí)退出零號(hào)高加，以避免供電煤耗升高、經(jīng)濟(jì)性下降的問(wèn)題。鑒于零號(hào)高加在低負(fù)荷時(shí)投運(yùn)才同時(shí)具備環(huán)保效益及節(jié)能效果，如何快速平穩(wěn)安全地實(shí)現(xiàn)零號(hào)高加隨負(fù)荷變化的投退是本優(yōu)化系統(tǒng)提出的出發(fā)點(diǎn)，相信對(duì)同類型機(jī)組的改造具有較高的參考價(jià)值。