大唐托克托发电公司节能减排改造提效技术路线

本文介绍了近年来大唐托克托发电公司为了落实国家《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》要求而进行的一系列节能减排升级改造项目，在改善机组运行效率和环境污染的同时，也取得了巨大的经济效益，值得广大发电企业借鉴。

大唐托克托发电公司节能减排改造提效技术路线

大唐国际托克托发电有限责任公司

一、600MW亚临界燃煤机组综合升级提效改造

1. 立项背景

为了落实国家三部委下发的《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014-2020年）》要求“现役60万千瓦及以上机组(除空冷机组外)改造后平均供电煤耗低于300克/千瓦时”，托克托发电公司对亚临界60万千瓦3、4号机组进行综合升级提效改造。

2. 技术方向

汽轮机通流改造+机组升参数改造：

锅炉主/再热蒸汽温度由541℃/541℃升级为571℃/569℃，机侧蒸汽温度由538℃/538℃升级为566℃/566℃。

3.改造范围

汽机部分：高中压外缸、高中压转子及动叶、高压内缸、中压内缸、喷嘴组、高中压隔板及全部附属部件；低压部分除保留低压外缸和低压转子主轴以外，低压动叶、低压内缸、低压导流环、低压隔板及全部附属部件；高压主汽阀、调节阀、中压联合汽阀、高压导汽管、中压导汽管及附属疏水系统；主蒸汽管道弯管位置及附属疏水系统；再热热段全部管道、部件及附属疏水系统；两台低旁阀及附属疏水系统。

锅炉部分：对屏过（含出口集箱）、高过（含出口集箱）、高再（含出口集箱）受热面材质进行升级，其布置结构保持不变。

4.项目投资

本提效改造工程共计投资18500万元，汽轮机部分投资11820万元，锅炉部分投资6680万元。

5.取得效果

机组综合升级改造后，THA工况下高压缸效率88.3%，中压缸效率92.52%，低压缸效率90.55%，均达设计值。汽轮机热耗率为7749千焦/千瓦时，低于设计值31千焦/千瓦时。

二、碱性吸附剂注射技术

1.立项背景

随着国家环保标准日趋严格，为了实现NOx达标排放，国内大批燃煤机组相继投运了烟气脱硝装置，由此而带来了一系列新问题，其中尤为突出的问题就是空预器堵灰，严重影响了机组能耗，甚至导致风机失速、停炉。统计大唐集团147台机组空预器压差数据，105台机组出现了空预器压差增大的问题，其中64台机组压差高于设计值1.5kPa。我厂8台600MW机组 SCR脱硝运行不到半年后，空预器均出现了严重堵塞，空预器烟气侧压差从原来的设计值1.1kPa上升到2.5kPa（550MW），阻力最大超过3kPa，严重影响了机组的经济、稳定运行，造成引风机失速、机组不能满发。虽然采取了增设辅助吹灰器、降低入炉煤含硫量等技术措施，但是没有根本解决空预器堵塞问题。

为了彻底解决空预器堵塞问题，通过调研分析，考察了目前国内外的空预器堵塞治理技术，大唐集团科学技术研究院提出“碱性吸附剂注射技术”系统治理空预器堵塞的新思路。

2.技术特点

在机组停备期间，对空预器蓄热片堵塞物取样、化验分析，发现堵塞物中富含NH4+和SO42-,确定了空预器堵塞是由于硫酸氢铵和硫酸在空预器运行的烟温条件下，形成液态的硫酸氢铵造成的，因此解决空预器堵塞的思路是控制烟气中的氨逃逸和降低烟气中的SO3。

NH3+SO3+H2O－NH4HSO4（气态）

N H4H S O4（气态）－N H4H S O4（液态）

一方面，SCR运行过程中喷入的氨气不能与烟气中的氮氧化物完全反应，存在氨逃逸，降低氨逃逸的措施除了降低喷氨量、确保催化剂在正常活性范围内工作等措施，脱硝系统优化是最直接、最有效的方法，通过脱硝系统优化在满足排放达标的前提下，使喷氨量降低到最小，使喷入的氨被充分利用，降低氨逃逸。

另一方面，降低烟气中的SO3的方法包括：燃烧低硫煤、改善催化剂配方、湿式电除尘器、湿法脱硫、碱性吸附剂注射技术等，其中湿式电除尘器、湿法脱硫设备位置在空预器后面，不能解决空预器堵塞问题，改善催化剂配方目前还处在实验室研究阶段，燃烧低硫煤能在一定程度上降低烟气中的SO3浓度，但是被催化剂氧化的SO3仍然存在。采用碱性吸附剂注射技术是选择合适的碱性粉状物料如熟石灰（Ca(OH)2）,把碱性物质注射到脱硝反应器的出口的烟道内，注射烟气中的碱性物料与烟气中的SO3发生吸附、中和反应，脱除烟气中的SO3。

3.改造效果

该系统投入运行后，SO3脱除率达到45%，机组厂用电率下降0.21个百分点。

三、可调式尖峰冷却技术

1.立项背景

空冷机组在夏季由于环境温度高及风向等因素的影响，机组出力经常受限，恶劣工况时其背压值较原设计的高背压值30kPa高出近20kPa，为此，托电公司先后进行了加装喷淋降温系统、空冷冲洗系统以及空冷减速机换型改造。改造后虽然在一定程度上缓解了空冷机组夏季限负荷的问题，但在环境温度高、大风等恶劣工况，仍然无法实现机组满出力运行。

2.系统设计

三、四期空冷机组的辅机冷却水为自然通风冷却塔（2500m2）的闭式循环水系统。通过对现场运行数据与设计数据的对比和分析，发现三、四期冷却塔在当大气温度低于20℃时，1座2500m2的冷却塔可以带4台机组的辅机冷却水运行，因此三、四期冷却塔的冷却能力存在很大的裕量，可作为直接空冷机组加装尖峰凝汽器的冷源，冷却部分机组排汽，降低空冷岛的热负荷，最终达到降低机组背压的目的。

折合机组降低发电标煤耗

（1）改造后汽轮机排汽流程为：汽轮机排汽（THA工况的排汽量为1170 t/h）大部分进入直接空冷凝汽器进行冷却，部分排汽通过机组的两根排汽管分别进入各自的尖峰凝汽器进行冷却（蒸汽总量约为240t/h），冷却后的疏水通过自流返回到主机排汽装置中。

（2）改造后循环水系统流程为：两台机组小汽轮机凝汽器的循环水回水与厂房内的辅机冷却水合并后通过旁路分别进入各自的尖峰凝汽器进行换热，每台机组的循环水主路加装电动调整门进行适当的流量调整，以保证湿冷塔出水温度在设计范围内，满足两台机组辅机的冷却效果和小汽轮机的正常运行。

3.节能效果

该项目在保证了节能提效的前提下，既满足了原有辅机的正常运行，又解决了直接空冷机组夏季恶劣工况无法满负荷运行的问题。充分利用原有的循环水泵及部分循环水管道，无需增加独立的辅机循环水系统，同时运行灵活可调，使用周期较长，空冷岛喷淋降温水大幅降低。

冲洗前后机组主要参数对比

改造后系统新增阻力和新增电耗变化情况

四、可移动智能式空预器在线高压水冲洗技术

1.立项背景

机组加装SCR脱硝装置后，由于氨逃逸现象及催化剂作用，使烟气中的NH3和SO3含量增加，与水反应生成的NH4HSO4在冷端蓄热元件150-200℃温度内液化，黏度极大的液态NH4HSO4易沉积在冷端蓄热元件上不断粘灰，使空预器蓄热元件的堵灰较改造前明显恶化，烟气侧阻力增加速度由改造前的0.12kPa/月上升到0.44kPa/月，过高的阻力导致引风机失速、锅炉主要辅机能耗增加、机组出力受限，难以保证机组长周期安全、经济运行。为解决空预器堵灰，加装了空预器在线高压水冲洗装置。

2.系统介绍

在线高压水冲洗装置采用就地PLC程控，运行时水泵出口压力为30MPa，每根枪管上有8个喷嘴，每个喷嘴出口水柱流速约200m/s，流量约1.5t/h，吹扫范围直径约为5mm，水柱线性好，垂直于蓄热元件，单位面积上冲击动能约是蒸汽吹灰器的40倍，高速水流强烈的冲击及楔劈作用，将污垢从蓄热元件上剥离，达到疏通堵灰的目的。

冲洗时，确认高压枪管到位后采用步退方式运行，步退间距为5mm，每步冲洗时间为82s，总行程950mm（空预器旋转一周80s，枪管上喷嘴间距为920mm，可以保证冲洗范围覆盖整个换热面），冲洗结束后回到初始位置，喷嘴防护罩自动关闭，防止喷嘴磨损或堵塞。单侧冲洗时间约4.5个小时，总耗水量约54吨。

3.节能效果

2号炉510MW负荷下，冲洗后空预器烟气侧平均阻力由冲洗前的2.65kPa降至1.05kPa，三大风机电流合计降低171A，折合功率为1528kW。冲洗期间空预器电流无明显摆动，电除尘入口烟气温度保持在105℃以上，电除尘运行正常。

五、基于CO控制的电站锅炉燃烧优化技术

1.立项背景

当前电站锅炉运行中主要根据空预器入口氧量进行总风量的调整，虽然按照设计值或者燃烧调整优化后的氧量值进行控制，但由于电站锅炉实际燃用煤种多变，难以在线确定机组运行时的锅炉最佳氧量，这就造成了实际运行中氧量偏高或者偏低，氧量偏高引起辅机电耗升高，同时NOx的排放增大；氧量偏低生成大量CO时大幅度降低锅炉效率，同时容易造成炉内高温腐蚀和结渣。

特别是低氮燃烧器改造后，在节能减排的压力下最优氧量难以实时确定，严重影响锅炉运行的经济性和安全性。通过引入CO含量控制，改变以往单纯靠氧量进行调整的手段，实现锅炉运行风量的准确控制，有效降低锅炉不完全燃烧损失，提高锅炉运行的经济性和安全性。

2.技术特点

烟气中CO浓度对总风量变化的反应十分灵敏，特别是在临界点附近，氧的微小变化就会导致CO浓度的急剧变化。在最佳点氧=3.2%，CO=70ppm，当氧由3.2%减小到2.7%时，CO增加到140ppm，CO浓度能及时反映燃烧系统配风工况的变化。同时，CO含量与飞灰可燃物、排烟热损失及过量空气之间存在着一定的关系。通过检测和控制CO，可使燃煤锅炉在相对较低的过量空气下运行而不影响锅炉效率。对于燃用高硫燃料，可减少过量空气，从而使S氧化成SO3的数量减少，进而减轻尾部受热面的酸腐蚀。在较低的火焰温度下，生成的NOx随着过量空气的减少而减少。另外，由于采用CO检测，可以发现炉内局部缺风现象，进而寻找炉内风粉配合局部不均的根源，以获得更加均匀的燃烧工况。

3.节能效果

采用CO控制锅炉燃烧后，锅炉效率提高约0.64个百分点，同时，锅炉结焦明显改善。

六、太阳能与火电耦合技术

1.立项背景

为了响应国家可再生能源发展规划，促进光伏发电产业技术进步和规模化发展，因地制宜应用新能源解决地区电力供应问题的号召。托克托发电公司利用内蒙古地区年辐射总量仅次于青藏高原，平均年日照时数在2895.9小时，日照百分率60%-80%，年辐射总量达5983.5MJ/m2的地理优势，结合燃煤机组及光伏技术特点，探索以光伏新能源替代煤炭供给燃煤机组部分生产负荷的新型耦合发电技术。

2.系统设计

10MWp光伏供电系统由10个1MWp光伏发电单元组成。其中1-5号光伏发电单元组成1号分布式光伏发电系统接入水厂6kV-I段实现与托电1号机组6kV厂用电系统并列；6-10号光伏发电单元组成2号分布式光伏发电系统接入水厂6kV II段实现与2号机组6kV厂用电系统并列。

3.节能减排效益

该项目年均发电量约16439MWh，可降低厂用电率约0.06个百分点。

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