超超臨界機組增設(shè)零號高壓加熱器研究

劉啟軍，李作蘭，方 琪

（中國電力工程顧問集團東北電力設(shè)計院有限公司，長春 130021）

根據(jù)2014年9月12日國家發(fā)改委、環(huán)保部、能源局聯(lián)合制定的《煤電節(jié)能減排升級與改造行動計劃（2014—2020年）》的要求，全國新建燃煤發(fā)電機組平均供電煤耗（標(biāo)準(zhǔn)煤）低于300g/（kW·h）；東部地區(qū)新建燃煤發(fā)電機組大氣污染物排放濃度基本達(dá)到燃?xì)廨啓C組排放限值，中部地區(qū)新建機組原則上接近或達(dá)到燃?xì)廨啓C組排放限值，鼓勵西部地區(qū)新建機組接近或達(dá)到燃?xì)廨啓C組排放限值。按此行動計劃的要求，目前新建燃煤純凝發(fā)電機組基本都選擇超超臨界參數(shù)等級，且同步建設(shè)脫硫、脫硝、高效除塵設(shè)施。

600 MW 以上超超臨界機組的設(shè)計工況下供電煤耗都在300g/（kW·h）以下（包括空冷機組），但機組實際運行時每年卻有大部分時間在額定負(fù)荷以下，使機組的實際煤耗偏離設(shè)計值較多，同時機組部分負(fù)荷運行時的脫硝裝置投入率也直接影響電廠的脫硝電價補償費用，因此提高機組部分負(fù)荷工況的熱效率和脫硝裝置投入率是發(fā)電企業(yè)十分關(guān)注的問題。采用增設(shè)零號高壓加熱器在部分負(fù)荷投運的技術(shù)，是提高機組部分負(fù)荷運行經(jīng)濟性、提高脫硝裝置投入率的措施之一。

1 增設(shè)零號高壓加熱器技術(shù)

1.1 補汽閥技術(shù)

超超臨界機組的單流高壓缸配有兩個主汽門和兩個調(diào)節(jié)閥。在每個主汽門后、調(diào)門前引出一根管道，接入一個或兩個外置的補汽調(diào)節(jié)閥，該閥門結(jié)構(gòu)類同于主汽調(diào)節(jié)閥，位于高壓缸下部（或上部）。閥門也由電液控制系統(tǒng)控制開度，由彈簧安全關(guān)閉。蒸汽從閥門引出后進(jìn)入某中間級后，布置位置見圖1。

補汽閥只在過載超發(fā)時使用，如果夏季背壓升高，主汽調(diào)節(jié)閥全開后達(dá)不到額定出力或額定背壓工況需要超發(fā)時，均可從主汽閥后、調(diào)節(jié)汽閥前引出一股新蒸汽，經(jīng)過載補汽閥節(jié)流后進(jìn)入高壓缸某級動葉后繼續(xù)膨脹做功。該技術(shù)不但可以保證機組額定負(fù)荷時具有較高效率，同時可以滿足機組超發(fā)、一次調(diào)頻快速響應(yīng)能力的要求。

圖1 高壓缸補汽閥接口示意圖

1.2 零號高壓加熱器的應(yīng)用方案

采用補汽閥技術(shù)是在機組額定負(fù)荷以上超發(fā)和快速響應(yīng)一次調(diào)頻要求時才使用。機組部分負(fù)荷時采用主汽調(diào)節(jié)閥全開的滑壓運行方式。

機組在年運行時間內(nèi)有相當(dāng)長時間是處于部分負(fù)荷運行狀態(tài)，提高機組部分負(fù)荷運行效率是節(jié)能減排的有效措施。鑒于補汽閥部分負(fù)荷時處于停用狀態(tài)，且基于回?zé)嵯到y(tǒng)級數(shù)增加會提高機組回?zé)嵝?，同時提高給水溫度，降低汽輪機熱耗率考慮，擬部分負(fù)荷時利用高壓缸補汽閥接口抽汽送至新增的高壓加熱器（以下簡稱新增的高壓加熱器為零號高加），相當(dāng)于部分負(fù)荷時增加一級回?zé)嵯到y(tǒng)。零號高加與補汽閥進(jìn)汽共用一個接口，通過補汽閥和零號高加抽汽管路的快關(guān)調(diào)節(jié)閥切換。

在原高壓給水系統(tǒng)（3號高加蒸汽冷卻器后，按給水流程）增設(shè)一臺高加，在額定負(fù)荷時不投入（因為額定負(fù)荷最終給水溫度已經(jīng)很高，再抽高品質(zhì)蒸汽加熱給水已經(jīng)得不償失），僅在部分負(fù)荷時投入運行，起到在部分負(fù)荷工況提高最終給水溫度的目的。零號高加抽汽管道上設(shè)置關(guān)斷閥、調(diào)節(jié)閥、逆止閥等，通過調(diào)節(jié)閥以最終給水溫度為目標(biāo)量來調(diào)節(jié)該級抽汽量，增加部分負(fù)荷運行經(jīng)濟性。

1.3 增設(shè)零號高加后熱力系統(tǒng)

1.3.1 抽汽系統(tǒng)

在高壓缸補汽閥與高壓缸接口之間引出抽汽管道送至零號高加。在抽汽管道上設(shè)置快關(guān)調(diào)節(jié)閥、關(guān)斷閥、逆止閥，部分負(fù)荷運行時補汽閥處于關(guān)閉狀態(tài)，從高壓缸補汽閥接口抽出的高壓蒸汽通過調(diào)節(jié)閥調(diào)節(jié)抽汽量和抽汽參數(shù)，維持所需要的給水溫度（見圖2）。

1.3.2 給水系統(tǒng)

按高壓給水流程，在3號高加蒸汽冷卻器后設(shè)置一臺零號高加。零號高加的換熱參數(shù)可以按照機組調(diào)峰經(jīng)常達(dá)到的最低負(fù)荷所要達(dá)到的給水溫度對應(yīng)的熱平衡參數(shù)選型設(shè)計，同時用其他負(fù)荷工況的熱平衡參數(shù)校核，以滿足部分負(fù)荷時給水溫度提升的要求。

零號高加可以與原高加共用一套高壓給水旁路系統(tǒng)，此種方式可節(jié)省投資，但是零號高加不投時，會增加給水泵功耗。零號高加也可以自己單獨設(shè)置一套給水旁路系統(tǒng)，零號高加不投時，可切除零號高加，但是其投資增大（見圖2）。

圖2 增設(shè)零號高加后熱力系統(tǒng)圖

1.3.3 疏水系統(tǒng)

零號高加正常疏水可以采用逐級自流的疏水方式，即疏水至1號高加；同時也可以采用直接疏水至除氧器的方式。前一種方式運行經(jīng)濟性好，但是系統(tǒng)稍復(fù)雜，需要校核零號高加投入時1～3號高加的換熱能力及1～3號高加疏水閥的通流能力等；后一種方式系統(tǒng)簡單，但運行經(jīng)濟性差。對于新建工程推薦采用疏水逐級自流方式，改造工程可以通過技術(shù)經(jīng)濟比較后，確定合理的疏水方式。

零號高加的事故疏水直接送至凝汽器的高加事故疏水?dāng)U容器（見圖2）。

1.4 增設(shè)零號高加后對汽輪機的影響

1.4.1 對高壓缸通流的影響

補汽閥進(jìn)汽口位于高壓缸某級后（如高壓缸第五級），當(dāng)需要超發(fā)調(diào)頻時，增加的進(jìn)汽量通過補汽閥流入高壓缸某級后的通流；如果改為抽汽，補汽閥后壓力級的壓力就會下降，造成級組葉片前后壓差增加，對葉片強度產(chǎn)生影響，所以高壓缸通流葉片強度需重新校核或需重新設(shè)計。當(dāng)需要加寬葉型時，對通流效率會產(chǎn)生一定的負(fù)面影響，高壓缸通流效率下降0.2%，影響機組熱耗約3～4kJ/（kW·h）。

1.4.2 對汽輪機軸向推力的影響

采用零號高加方案，相對于原設(shè)計，高壓平衡活塞前的壓力由于抽汽而降低，使平衡能力下降，需要重新校核或修改設(shè)計，通過抬高轉(zhuǎn)子平衡活塞的高度來滿足推力要求，以保證機組安全運行的可靠性。

1.4.3 對汽輪機部分負(fù)荷時運行經(jīng)濟性的影響

汽輪機在部分負(fù)荷時投入零號高加，由于回?zé)嵯到y(tǒng)級數(shù)增加，提高了回?zé)嵯到y(tǒng)效率，汽輪機熱耗下降了。以某660 MW 超超臨界濕冷機組為例，在部分負(fù)荷時投運零號高加后，汽輪機熱耗數(shù)值均有降低（見表1）。表1中增設(shè)零號高加后汽輪機部分負(fù)荷的熱耗數(shù)值，已經(jīng)考慮給水流量增加及給水系統(tǒng)阻力增加的影響。

表1 汽輪機熱耗值 kJ/（kW·h）

1.5 增設(shè)零號高加對鍋爐的影響分析

汽輪機組部分負(fù)荷時，由于零號高加的投運使進(jìn)入鍋爐的給水溫度升高，給水流量和主蒸汽流量均有變化。以某660 MW 超超臨界濕冷機組的鍋爐為例，在75%負(fù)荷工況時，投運零號高加后，主蒸汽流量增加約51t/h，給水溫度由275 ℃升高到295 ℃，省煤器出口煙氣溫度由334 ℃提高到343℃，空氣預(yù)熱器（以下簡稱空預(yù)器）出口煙溫由111℃升高至115 ℃，鍋爐效率由94.35%降低為94.15%。在50%負(fù)荷工況時，投運零號高加后，主蒸汽流量增加約62t/h，給水溫度由251 ℃升高到290 ℃，省煤器出口煙氣溫度由316 ℃提高到335℃，空預(yù)器出口煙溫由106℃升高至113℃，鍋爐效率由93.60%降低為93.16%。

2 增設(shè)零號高加的經(jīng)濟性分析

2.1 投資比較

增設(shè)零號高加后，汽輪機組的設(shè)備和系統(tǒng)均發(fā)生變化，增加了一臺高加設(shè)備及相應(yīng)的閥門、管道、管件，增加了設(shè)備和管道的安裝費等。以1 臺660 MW 超超臨界機組增設(shè)零號高加為例，按與原高加共用給水旁路系統(tǒng)考慮，增設(shè)零號高加后，每臺機組初投資需要增加約588萬元。

2.2 運行經(jīng)濟性分析比較

汽輪機熱力系統(tǒng)在部分負(fù)荷投運零號高加后，汽輪機的熱耗率降低了，但是由于給水溫度和給水流量的變化對鍋爐運行產(chǎn)生了負(fù)面影響，鍋爐效率均有下降。年運行時間按《國家節(jié)能中心節(jié)能評審評價指標(biāo)通告（第6號）》附件3中的機組年運行時間分配表取值，機組年設(shè)備利用時間為5 500h；標(biāo)煤價格暫按800元/t；1臺660 MW 超超臨界機組在部分負(fù)荷時投運零號高加對機組整體運行指標(biāo)的影響見表2。當(dāng)設(shè)備利用時間為5 500h時，投運零號高加年收益為25.6萬元，則需20多年才能收回投資。

2.3 年費用比較

年費用是計及資金時間價值的動態(tài)理論，用一個固定費用率f將投資、折舊、利息、稅金、管理（人員工資和待遇）、保險等費用，平均分?jǐn)偟綑C組投產(chǎn)后至還貸折舊完畢期間的每一年之中，并加上年運行費用。以無零號高加為基準(zhǔn)，增設(shè)零號高加后總初投資增加588萬元，年運行費用減少25.6萬元，年費用增加74.36萬元。上述年費比較是基于年設(shè)備利用時間5 500h的部分負(fù)荷分配時間進(jìn)行比較的。

通過年費用比較可以看出：由于增設(shè)零號高加初投資較大，相對年運行收益卻很少，增設(shè)零號高加方案的年費用要高出74.36萬元。從投資和運行經(jīng)濟性角度分析是不推薦采用增設(shè)零號高加方案。

表2 部分負(fù)荷時投運零號高加對機組整體運行指標(biāo)

3 增設(shè)零號高加對脫硝運行的影響分析

目前燃煤電廠的脫硝工藝一般采用SCR 選擇性催化還原法，脫硝裝置一般安裝在鍋爐省煤器后空預(yù)器前。催化劑的正常工作溫度一般為320～425 ℃。當(dāng)煙氣溫度低于最低噴氨溫度時，噴氨系統(tǒng)自動解除運行。增設(shè)零號高加后使鍋爐省煤器出口的煙溫有所提高，對低負(fù)荷時提高脫硝的投入率起到了輔助作用。

根據(jù)環(huán)保部和發(fā)改委聯(lián)合下發(fā)的《關(guān)于加快燃煤電廠脫硝設(shè)施驗收及落實脫硝電價政策有關(guān)工作的通知》（環(huán)辦［2013］21 號）的要求：燃煤機組的脫硝設(shè)施必須符合規(guī)定要求并正常運行。上海市制定的燃煤機組脫硝電價考核辦法規(guī)定：機組在50%負(fù)荷以下時不對脫硝設(shè)施進(jìn)行考核，但是如果脫硝裝置不投，也得不到脫硝電價補貼。如果機組在50%負(fù)荷以下投運脫硝設(shè)施，則可以得到脫硝電價補貼，且不計入排放指標(biāo)的考核。機組50%負(fù)荷以上時脫硝裝置因故不投則處罰較重，投運率越低處罰越重，會對發(fā)電企業(yè)造成較大經(jīng)濟損失。反之，如果機組50%以下投運脫硝設(shè)施，則會給企業(yè)帶來可觀的脫硝電價收入。

以本文為例，1 臺660 MW 超超臨界機組在50%負(fù)荷工況時，投運零號高加后，省煤器出口煙氣溫度由316℃提高到335℃。根據(jù)脫硝催化劑所要求的最低噴氨溫度的要求320 ℃以上，則投運零號高加后50%負(fù)荷完全具備投運脫硝裝置的條件。如果一年50%負(fù)荷持續(xù)時間按3 000h計算，則增加脫硝電價所獲得的收益為990萬元。

可見增設(shè)零號高加后，提高運行經(jīng)濟性的同時，也提高了鍋爐省煤器出口煙氣溫度，提高了低負(fù)荷時脫硝裝置的投運率，為企業(yè)獲得脫硝電價補償提供了有力保障。

4 結(jié)論

分析了采用全周進(jìn)汽、節(jié)流調(diào)節(jié)及補汽閥技術(shù)的超超臨界汽輪機組設(shè)置零號高加的可行性，并對增設(shè)零號高加后對汽輪機、鍋爐、爐后脫硝設(shè)施的影響進(jìn)行了闡述，得出如下結(jié)論。

a.采用補汽閥技術(shù)的汽輪機均具備采用零號高加技術(shù)的條件，但需對鍋爐和汽輪機等設(shè)備進(jìn)行運行安全性和經(jīng)濟性評估確認(rèn)。

b.零號高加只在機組部分負(fù)荷時投運。

c.投運零號高加使總熱效率比無零號高加時略有提高，從節(jié)能角度看，投運零號高加作用不大。

d，增設(shè)零號高加后，提高了低負(fù)荷時脫硝裝置的投運率，為企業(yè)獲得脫硝電價補償提供了有力保障。

e.對于燃燒褐煤的鍋爐，如50%負(fù)荷左右省煤器出口煙氣溫度已經(jīng)高于脫硝催化劑所要求的最低噴氨溫度時，可不考慮增設(shè)零號高加。