引言随着“节约、清洁、安全”能源战略方针不断推进，如何确保技术领先、降低发电成本、提高企业效益已经成为各大发电企业面临的严峻问题[1-3]。到2020年，现役燃煤发电机组改造后，平均供电煤耗低于310 g/kWh，其中现役60万kW及以上机组（除空冷机组外）改造后，平均供电煤耗低于300 g/kWh。某电厂一期锅炉为600 MW亚临界湿冷机组，一定程度上导致附近水源水位降低，湖面面积萎缩，该机组额定工况供电煤耗317 g/kWh，与同类型先进机组仍有一定差距。为满足节能减排要求，通过更换各级换热器、集箱、减温器，增加烟气余热利用系统，实施分级省煤器、旁路烟道改造等方式，对一期锅炉进行综合升级改造。1改造方案分析该电厂一期工程机组的锅炉为亚临界Π形锅炉，炉膛尺寸为62 060mm×20 100 mm×17 400 mm。过热器由顶棚、包墙、一级过热器、屏式过热器以及二级过热器组成，过热蒸汽压力为17.5 MPa，温度541 ℃。高压缸排出的再热蒸汽经过再热器集箱进入再热器管道，再热蒸汽出口压力3.7 MPa，温度541 ℃。燃烧器采用前后墙对冲燃烧布置方式，制粉系统为中速磨冷一次风正压直吹。在锅炉烟道的省煤器和空气预热器之间布置两台SCR脱硝反应器。锅炉改造前BMCR工况和THA工况的设计参数如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.015.T001表1锅炉改造前BMCR工况和THA工况的设计参数名称设计参数BMCR工况THA工况过热蒸汽流量/（t/h）2 0281 755过热蒸汽出口压力/MPa17.5017.28过热蒸汽出口温度/℃541541再热蒸汽流量/（t/h）1 6781 467再热蒸汽进口压力/MPa3.843.35再热蒸汽出口压力/MPa3.673.20再热蒸汽进口温度/℃326310再热蒸汽出口温度/℃541541省煤器进口给水温度/℃280271汽包设计压力/MPa19.8—通过锅炉原设计工况的模拟计算，建立与实际运行情况一致的模型，将设计数据代入模型，确定改造参数、锅炉存在的问题以及需要进行改造的部件。在锅炉改造前BMCR工况下，测算主蒸汽温度、再热蒸汽温度分别提高至571/569 ℃、586/584 ℃、601/599 ℃的锅炉本体热力计算结果，锅炉提温后本体热力计算结果如表2所示。考虑锅炉实际运行情况和降低煤耗指标的要求，最终主蒸汽温度、再热蒸汽温度改造参数确定为601/599 ℃。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.015.T002表2锅炉提温后本体热力计算结果名称计算结果571/569 ℃586/584 ℃601/599 ℃主蒸汽流量/（t/h）2 0702 0702 005再热蒸汽流量/（t/h）1 732.61 735.71 696.2主蒸汽温度/℃571586601再热蒸汽出口温度/℃569584599再热蒸汽入口温度/℃348362375给水温度/℃282283283过热器喷水温度/℃173174173过热器喷水流量/（t/h）296263216再热器喷水流量/（t/h）404040主蒸汽压力/MPa（g）17.517.517.5再热蒸汽出口压力/MPa（g）3.6433.6883.679再热蒸汽入口压力/MPa（g）3.8433.8883.889省煤器出口过量空气系数1.211.211.21空预器入口烟温/℃398402399空预器入口风温/℃292929环境温度/℃252525飞灰含碳量/％1.971.971.212锅炉系统改造通过模拟可知，锅炉提温后，空气预热器入口温度偏高，空气预热器换热效率不变的前提下，极大地增加锅炉的排烟热损失，降低机组经济性。锅炉提温还会造成过热器和高温再热器超温，严重影响运行安全性。如果要对锅炉进行提温改造，需对现有锅炉受热面和管道做出相应地改进。2.1锅炉节能改造保持亚临界汽包锅炉形式不变，根据主蒸汽和再热蒸汽的压力和温度重新布置过热器和再热器的受热面。锅炉受热面改造系统图，如图1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.015.F001图1锅炉受热面改造系统过热器采用四级布置、三级减温、两次交叉，优化升级各级过热器的材质和结构，提高过热器管道的强度和换热效率。再热器采用二级布置、二级减温、一次交叉，改造低温再热器过渡管组结构，将原先单进单出的再热器管道改为双进双出。实施分级省煤器改造，将最下组光管省煤器更换为H形鳍片省煤器，增加换热面积，提高尾部烟道的换热效率，优化省煤器工质流程，提高循环水的安全性。烟道尾部采用两级烟气余热利用，提高烟气热量的利用率，同时加强锅炉保温优化。将锅炉外保温温度降低为45 ℃，最大程度降低煤耗。在锅炉受热面布置温度测点，记录工质侧和烟气侧管壁壁温偏差，并通过调试试验缩小壁温偏差，消除受热面壁温超温危险，提高锅炉运行的热效率。锅炉参数改造后，主蒸汽管道、主给水管道、过热器蒸汽管道以及再热器蒸汽管道中工质的温度和压力都有较大变动，需对四大管道的强度进行提升。四大管道的改造主要考虑管子的受力、应力以及管道的流速，在此基础上尽量降低管道系统的压降，提升运行经济性。锅炉改造前后不同工况参数对比如表3所示。从表3中可以看出，改造后锅炉最大连续蒸发量由2 028 t/h降为2 005 t/h。1#锅炉额定功率的实测热效率为94.35%，75%工况的实测热效率为94.76%；2#锅炉额定功率的实测热效率为94.54%，75%工况的实测热效率为94.71%。在蒸汽压力基本不变的情况下，过热蒸汽和再热蒸汽在负荷范围内均能达到额定温度。额定工况运行时，各受热面的壁温均未出现超温现象。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.015.T003表3锅炉改造前后不同工况参数对比项目原设计改造后BMCRTMCRBMCRBRL过热蒸汽流量/（t/h）2 0281 9312 0051 944过热蒸汽压力/MPa17.517.417.517.5过热蒸汽温度/℃541541601601给水温度/℃280277284282再热蒸汽流量/（t/h）1 6781 6041 7021 647再热蒸汽进口压力/MPa3.8353.6614.1123.973再热蒸汽出口压力/MPa3.673.503.903.77再热蒸汽进口温度/℃324319383377再热蒸汽出口温度/℃5415415995992.2锅炉减排改造本次改造将回转式GGH拆除，加装热媒水管式烟气加热器（MGGH）。在脱硫塔进口烟道上布置烟气放热器，将烟气的热量传给热媒水，净烟气再热器安装在脱硫出口烟道上。在THA工况时，热媒水吸热后的温度为100 ℃，放热后热媒水温度高于70 ℃，增压后再进入原烟气放热器吸热，形成闭环系统。换热后净烟气温度高于78 ℃，避免脱硫后净烟气对管道的低温腐蚀。在再生原有两层催化剂的前提下，预留的第3层加装新的催化剂，脱硝装置效率可达到90%，脱硝系统出口NOx浓度满足25 mg/m3的要求。通过引入分级省煤器和旁路烟道改造，运用两种方法协同控制，使SCR入口烟气温度在30%THA及以上的负荷工况时，均不低于310 ℃。改造前后锅炉污染物排放情况如表4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.11.015.T004表4改造前后锅炉污染物排放情况项目类别改造前改造后SO2排放浓度/（mg/m3）67.516.0年排放量/（t/a）1 561.51440.34NOx排放浓度/（mg/m3）82.225.0年排放量/（t/a）2 013.91638.753经济效益和社会效益该电厂锅炉的节能减排升级提效改造，提高了锅炉效率，降低供电煤耗和污染物的排放量。既给电厂带来经济效益，也保护了电厂周围的生态生活环境。改造后锅炉热效率提升0.77%，机组供电煤耗下降约11 g/kWh，节约了经济成本。SO2和NOx排放量的降低节约238万元的污染物排放费用，同时污染物排放减少也有利于环境改善，树立电厂环境友好型企业的形象。4结语研究介绍某电厂一期600 MW机组的改造方案、实施方式以及社会经济效益。锅炉改造主要分为节能改造和减排改造两部分。节能改造包括各级受热面重新布置和材料升级以及烟气余热回收利用系统的增加，目的是增大换热效率、降低锅炉煤耗。减排改造包括增设脱硝催化剂层、MGGH和分级省煤器。改造后锅炉效率提升，耗煤量降低，污染物排放量减少，得到较好的社会效益和经济效益。电厂锅炉的改造提升了机组的可靠性和经济性，减少环境污染，提升电厂的技术装备水平和核心竞争力。