摘要：对某公司2×660MW超超临界空冷机组锅炉烟气高效利用方案进行选型分析，对燃煤煤质、除尘器入口温度、前置换热器工作流程与布置方式进行分析说明，并针对磨煤机干燥出力不足问题提出解决方案。通过对机组经济性进行测算，认为该机组锅炉烟气利用采用空预器前置换热器方案可行。
关键词：直流锅炉；烟气利用；前置换热器；磨煤机干燥出力；经济性
1工程及设备概况
某电厂新建2×660MW超超临界空冷机组是国家大气污染防治计划中12条重点输电通道之一，出线为单回1000kV线路。该机组同步建设SCR脱硝设备、石灰石湿法脱硫设备，除尘系统采用双室五电场高效静电除尘器，以实现污染物超净排放。锅炉为单炉膛、四角切圆燃烧、一次中间再热、平衡通风、固态排渣、全悬吊结构、紧身封闭布置、Π型变压运行直流锅炉。汽轮机为一次中间再热、三缸两排汽、单轴、双背压、空冷凝汽式汽轮机。发电机采用静态励磁、水—氢—氢冷汽轮发电机。机组燃煤为该公司生产的褐煤，补给水为某露天矿的疏干水。
2机组设计方案优化
2.1汽轮机排汽冷却方式选择
该发电厂2×660MW机组汽轮机排汽冷却方式有以下2种备选方案。
2.1.1方案1：主机和小机排汽冷凝采用直接空冷系统，辅机冷却水系统采用机械间接空冷系统，主机设计背压9kPa；
2.1.2方案2：主机和小机排汽冷凝、辅机水冷却采用间接空冷系统，1机1塔布置，主机设计背压9kPa。对2种方案进行比较，方案1初投资较方案2少4219万元，且方案1占地面积小，运行较为灵活，建设工期短。
2.2烟气余热利用方案优化
2.2.1除尘器入口烟气温度确定
烟气余热利用装置出口即除尘器入口烟气温度需要结合机组燃煤的情况进行分析后确定。本机组设计煤种及校核煤种的烟气酸露点分别依据Haase&Borgmann和Verhoff&Banchero估算公式确定上、下限值。经计算，设计煤种的酸露点为106.5℃，校核煤种的酸露点为102℃。目前国内部分机组将除尘器入口烟气温度降至90~100℃，已低于或接近国内绝大部分煤种的烟气酸露点温度。有研究认为，当烟气温度在90~100℃时，结露的SO3液滴在含尘量大的环境中被粉尘吸附包裹，并被粉尘中的碱性物质中和，最终被除尘器除去，从而避免对换热器、除尘器及下游设备产生腐蚀。当灰硫比大于100时，烟气中的SO3去除率可达到95%以上，SO3质量浓度将低于2.86mg/m3，对下游设备及烟道的低温腐蚀风险很小。
基于上述分析，本机组除尘器入口烟气温度取110℃。
2.2.2烟气余热利用方案
原设计锅炉烟气余热利用采用两级低温省煤器的常规烟气余热利用方案，优化设计后，烟气余热利用方案改为机炉耦合高效烟气余热利用方案。将省煤器出口约85%烟气经SCR装置后送入回转式空气预热器（以下简称空预器），另外约15%烟气不经空预器，直接进入旁路烟道。旁路烟道中设置第一级换热器（高压给水换热器）和第二级换热器（低压凝结水换热器），使375℃左右的烟气与高压给水及凝结水进行换热，烟气热量被充分回收利用。经两级换热器后的烟气降温至110~115℃。因进入空预器的烟气量减少，在空预器入口冷风温度升高的情况下（吸收塔前烟气换热器加热空预器入口冷风），可保证空预器出口排烟温度控制在110~115℃，与旁路烟道的出口烟温一致。空预器出口烟气与旁路出口烟气混合后直接进入静电除尘器。
采用机炉耦合高效烟气余热利用系统后，可降低煤耗率约5g/kWh。
2.3厂用电率优化
该发电厂2×660MW机组燃用高水分、低热值褐煤，锅炉效率偏低，耗煤量和烟气量大；主、辅机系统容量较燃用普通烟煤、纯凝湿冷机组大，与1000MW等级发电机组容量相当，耗电量高，造成厂用电率偏高。
原设计包含脱硫装置及烟气提水系统用电量的厂用电率为6.47%。以当前电力市场下的机组满发负荷时长为优化依据，通过降低烟风阻力、优化风机等设备选型裕量，避免机组运行时出现大马拉小车现象，降低设备耗电量。。优化后合计降低厂用电率0.69%，包含脱硫装置用电量的厂用电率为5.78%。
3机组经济性分析
3.1电力市场分析
3.1.1跨省送电机组负荷分析
该发电厂2×660MW机组通过锡林郭勒盟—山东1000kV特高压交流通道接入京津冀鲁电网。该厂所在省作为能源消费大省，能源需求持续增长，能源消费总量不断扩大。受资源、环境制约及顺应国家产业政策要求，该省内煤炭、电力等传统能源发展空间较为有限，能源保障和结构调整面临的形势严峻。为满足该省省经济社会发展对能源的需求，贯彻国家大气污染防治行动计划，该省省不断加强同改自治区的能源合作，积极接纳省外来电。
期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆因此，该发电厂的负荷可以被该地区消纳，不受区域电力市场的影响，机组负荷具有先决保障条件。
3.1.2京津冀鲁电力现状
京津冀鲁电网是华北电网的重要负荷中心。截至2014年年底，京津冀鲁电网全口径装机容量166932.3MW；华北电网网调及京津冀鲁各省省调装机容量达155955.34MW，其中火电135579MW，水电（含抽水蓄能）3539.9MW，风电15747.6MW。全网220kV及以上变电站881座，变压器1933台，总容量约448815MVA；500kV变电站81座，变压器189台，容量约157560MVA；220kV变电站800座，变压器1743台，容量约290505MVA。京津冀鲁电网全社会用电量936.4TWh；最大发购电负荷为140717MW。
根据目前核准及取得路条的电源项目，2015—2020年，京津冀鲁电网计划新增、扩建煤、水、气、核等常规电源项目装机容量共56214MW。
3.1.3某省电网市场情况
3.1.3.12020年用电量预测
综合考虑该省经济增长、产业结构调整、城镇化进程、工农业生产及城乡居民生活电器化水平，以及大气污染防治和电能在终端能源消费中的替代措施的稳步施行等因素，未来一段时间，全省用电需求依然旺盛，电力负荷仍将保持强劲增长。综合运用弹性系数法、产值单耗法、人均用电量法等多种方法测算，预计到2020年全省全社会用电量将达到720TWh，“十三五”期间年均增长率6.7%。
3.1.3.2装机现状及预测
截至2015年年底，该省内电源总装机容量97156MW，其中，火电装机82899MW，水电装机1078MW（含常规水电78MW，抽水蓄能1000MW），风电装机7215MW，光伏发电装机1327MW，生物质发电装机1005MW，余热余压余气装机3107MW，垃圾发电装机526MW。根据核准和在建项目情况及该省电力规划，预计“十三五”末省内总装机达到135GW，火电装机100GW，水电装机1078MW（含常规水电78MW，抽水蓄能1000MW），风电装机12000MW，光伏发电装机10000MW，生物质发电装机2300MW，余热余压余气装机3500MW，燃气发电装机3500MW，核电装机2700MW。
3.1.3.3火电利用小时数预测综合考虑以上因素，该省电网光伏发电机组年利用小时数按1000h、风电机组年利用小时数按1900h、核电机组年利用小时数按7500h计算，抽水蓄能电站不参与电量平衡；省外来电直流最大负荷年利用小时数按6600h计算，以交流送电容量作为该省机组参与电量进行平衡测算，2020年该省火电机组年利用小时数约4772h。
3.2经济效益分析
3.2.1经济效益测算与分析
按照标煤价213.9元/t、年利用小时数4772h及受电端上网电价314.5元/MWh分别下浮10%（即283.05元/MWh）、15%（即267.33元/MWh）和20%（即251.5元/MWh）3种边界条件进行了测算。其中受电端上网电价根据山东电网现行标杆电价和特高压线路过网费差值计算而来。
在受电端现行标杆上网电价下浮20%的条件下，项目资本金内部收益率（税后）为20.03%，总投资内部收益率（税后）为9.70%，均大于行业基准收益率（行业资本金内部收益率为15.38.%，总投资内部收益率为8.45%），说明某发电厂项目经济效益良好。
3.2.2煤电一体产业链边际效益测算
某发电厂每年燃用某露天矿发热量为12310kJ/kg混合煤（5号劣质褐煤和6号块煤破碎筛分余留末煤）524kt（年利用小时数初设5500h），煤售价（不含税）为73.13元/t，变动成本为38.24元/t，边际效益为34.89元/t，创造边际利润1.83亿元。
如果按照每年燃用3810kt混合煤计算（年利用小时数4000h），可创造边际利润1.33亿元。同时露天矿全年可多销售5号煤3050kt，不仅可以优化开采结构，降低开采成本，而且可以提高6号块煤的销量。经初步测算，对该露天矿产生的协同效益约1.18亿元。3.3抗风险能力分析按照标煤价213.9元/t、年利用小时数4772h和受电端上网电价314.5元/MWh分别上下浮动10%，对该发电厂项目资本金内部收益率和总投资内部收益率进行敏感性分析。
4结束语
发电厂2×660MW机组经过优化设计后，采用直接空冷方案，缩短了建设工期，减少投资4219万元；烟气余热利用方案采用机炉耦合高效烟气余热利用方案后，可降低煤耗率约5g/kWh；厂用电率降低0.69%。通过经济性分析可知，该发电厂项目经济效益良好，且风险性较低，具有显著的市场生存能力和竞争优势。
参考文献：
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[3]郗成超.660MW超超临界机组锅炉带循环泵启动给水控制优化[J].发电设备，2014，04：300-304.
论文作者:朱乔
论文发表刊物:《电力设备》2017年第8期
论文发表时间:2017/7/19
标签：烟气论文; 机组论文; 装机论文; 余热论文; 换热器论文; 方案论文; 电网论文; 《电力设备》2017年第8期论文;