葉勇健，申松林

（華東電力設(shè)計院，上海市，200063）

0 引言

20世紀(jì)90年代以來，歐洲一大批高效火電機組的投運標(biāo)志著歐洲在火電技術(shù)，特別是燃煤電站技術(shù)上取得了世界領(lǐng)先地位。由于歐洲各國政府對火電廠污染物的排放采取了越來越嚴(yán)格的限制措施，歐洲老舊的火電機組已經(jīng)無法滿足環(huán)境保護(hù)的要求，再加之歐洲大部分國家和民眾對核電的抵觸，使得建設(shè)新的高效環(huán)?；痣姍C組成為歐洲電力工業(yè)的重要選擇之一。德國、英國、荷蘭、比利時等西歐國家已在建設(shè)大量的800～1 100MW火電機組，其發(fā)展高效火電機組的成功經(jīng)驗值得研究和借鑒。

1 歐洲高效火電機組的參數(shù)及容量的發(fā)展

德國在20世紀(jì)末投運的一批燃煤機組代表了當(dāng)時世界上最先進(jìn)的機組，表1[1]列舉了20世紀(jì)90年代德國典型機組的主要參數(shù)。世紀(jì)交替之際德國實施了火電優(yōu)化設(shè)計計劃（簡稱“BoA”計劃）[2]，該計劃的特點是針對德國火電技術(shù)的發(fā)展情況和燃用褐煤的特點，通過采用包括超超臨界參數(shù)、褐煤干燥、冷端優(yōu)化、鍋爐熱力系統(tǒng)優(yōu)化、汽輪機熱力系統(tǒng)優(yōu)化、煙氣余熱利用等技術(shù)的集成，達(dá)到技術(shù)上最佳、經(jīng)濟(jì)效益最好、重視環(huán)保的綜合解決方案?！癇oA”計劃共分為3期：其中第1期的依托項目是Niederaussem電廠K號機組，該機組已于2002年投運；第2期的依托項目是Neurath電廠的F、G號機組，計劃于2010—2011年投運，這2個電廠的機組參數(shù)見表2[3]。進(jìn)入21世紀(jì)的第2個10年，歐洲正在規(guī)劃和建設(shè)新一批的超超臨界機組。目前正在規(guī)劃和建設(shè)的大型燃煤機組的容量大致可以分為800MW和1 100MW兩個等級。據(jù)不完全統(tǒng)計，正在規(guī)劃和建設(shè)的2種等級機組各有10臺，部分新建機組的再熱蒸汽溫度將提高到620℃[4]。

表1 德國2200世紀(jì)9900年代典型的超（超）臨界燃煤機組的主要參數(shù)Tab.1 The main parameters of typical German (Ultra-)supercritical coal fired units in 1990’

表2 Niederaussem電廠K號機組和Neurath電廠F 、G號機組的主要參數(shù)Tab.2 The main parameters of Niederaussem Power Plant unitK and Neurath Power Plant unit F＆G

為了在2020年前后建成更高蒸汽參數(shù)的燃煤電廠，歐盟實施了“700℃計劃（COMTES700）”，其主要目標(biāo)為發(fā)電效率由47％提高到55％（海水冷卻）和52％（內(nèi)陸電廠），將現(xiàn)有火電機組的煙氣污染物（包括CO2）的排放減少40％。歐洲發(fā)電集團(tuán)E.ON計劃投資10多億歐元在德國西北部的Wilhelmshaven建設(shè)1臺550MW火電機組，主蒸汽溫度為700℃，壓力為35MPa，再熱熱段蒸汽溫度為720℃，壓力為7MPa[5]。

2 歐洲部分機組系統(tǒng)設(shè)計特點

2.1 丹麥Nordjylland電廠3號機組熱力系統(tǒng)設(shè)計特點

歐洲火電機組對汽輪機熱力循環(huán)系統(tǒng)進(jìn)行了很多優(yōu)化，提高了機組效率。根據(jù)機組參數(shù)情況，不局限于3級高壓加熱器、4級低壓加熱器、1級除氧器的常規(guī)回?zé)嵝问?。本文以目前世界上效率最高的機組之一——丹麥Nordjylland電廠3號機組為例進(jìn)行說明。

Nordjylland電廠3號機組于1998年投入運行，機組容量為340MW（發(fā)電）/420MW（供熱）。機組發(fā)電效率（不供熱時）和供電效率（不供熱時）分別為47％和44.4％，熱電聯(lián)產(chǎn)效率為90％。汽輪機為超超臨界2次再熱機型，五缸四排汽，分別為：超高壓缸（VHP）、高壓缸（HP）/中壓0缸（IP0）合缸，1個雙流中壓缸（IP1）（/IP2），2個雙流低壓缸（LP）。汽機側(cè)主汽壓力和溫度分別為28.5MPa和580℃，一次高溫再熱蒸汽和二次高溫再熱蒸汽溫度均為580℃。主蒸汽流量為972 t/h（鍋爐最大蒸發(fā)量工況），鍋爐效率達(dá)到95.2％。電廠汽輪機熱力系統(tǒng)見圖1（圖中為方便表示，將HP/IP0合缸拆分示意）。該機組采用了100％超高壓旁路（VHP bypass），100％高壓旁路（HP bypass），100％低壓旁路（LPbypass）。鍋爐再熱器安全門采用了2×50％容量的安全門[6]。

為提高汽輪機熱力系統(tǒng)效率，采取了以下措施：

（1）采用了二次再熱。

（2）增加了回?zé)峒墧?shù)。

（3）在整個回?zé)嵯到y(tǒng)中共設(shè)置了2級混和式加熱器，分別用于除氧和混和中壓2缸排汽、熱網(wǎng)加熱蒸汽疏水及暖風(fēng)器的疏水，混和式加熱器避免了抽汽的冷端損失。

（4）加熱器疏水盡量采用疏水泵輸送到低壓給水中，也是為了避免抽汽的冷端損失。為此，該機組采用了如下方法：1）減少高壓加熱器的級數(shù)，只設(shè)置2級。2）增加低壓加熱器的級數(shù)。為了滿足低壓給水能充分加熱而不至汽化，在低壓給水系統(tǒng)中增加了1個低壓給水增壓泵，增壓泵前設(shè)置4級低壓加熱器（含1個混和式加熱器），增壓泵后設(shè)置4級低壓加熱器（含除氧器）。

（5）回收所有設(shè)備冷卻水的熱量。

（6）在鍋爐省煤器入口設(shè)置了蒸汽冷卻器，用于提高給水溫度。

值得注意的是，Nordjylland電廠3號機組采用了二次再熱的熱力系統(tǒng)。這是歐洲近20年來唯一投運的二次再熱燃煤機組（丹麥于1997年在Sk?rb?k電廠3號機組投運了1臺415MW的二次再熱燃?xì)鈾C組）。由于二次再熱機組在汽輪機、鍋爐和熱力系統(tǒng)的配置上比一次再熱機組復(fù)雜，因而投資增加。而就當(dāng)時二次再熱的參數(shù)而言，機組效率提高不多，因此二次再熱機組在相當(dāng)長一段時間內(nèi)不被歐洲主流的發(fā)電企業(yè)和主機制造商所看好。

然而近年來隨著技術(shù)的提高，機組的參數(shù)可以達(dá)到主汽壓力35MPa、溫度600℃，再熱汽溫620℃的等級，采用二次再熱的汽輪機熱耗可在目前超超臨界機組的基礎(chǔ)上降低3％，達(dá)到7 100 kJ/k W以下。國內(nèi)某汽輪機制造廠的600MW等級超超臨界二次再熱汽輪機方案也達(dá)到這樣的水平。因此，隨著一次能源價格的不斷上升，節(jié)能減排的動力將促使更多的國家投入二次再熱機組的開發(fā)和建設(shè)。

2.2 德國Niederaussem電廠K號機組煙氣余熱系統(tǒng)設(shè)計特點

德國的燃煤電站非常注重鍋爐煙氣余熱利用，其利用形式主要可以分為3種：（1）煙氣余熱加熱凝結(jié)水。德國Schwarze Pumpe電站的855MW機組在脫硫塔的進(jìn)口設(shè)置了1臺熱交換器，采用煙氣加熱凝結(jié)水，德國Lippendorf電廠的933MW機組也采用了類似的系統(tǒng)。（2）煙氣余熱加熱空氣預(yù)熱器進(jìn)口的一、二次冷風(fēng)。德國Mehrum電站的712MW煙煤機組在脫硫塔進(jìn)口布置了煙氣換熱器用于加熱空氣預(yù)熱器進(jìn)口的一、二次冷風(fēng)。（3）煙氣余熱加熱高壓給水、凝結(jié)水和一、二次冷風(fēng)。這種煙氣余熱系統(tǒng)用于Niederaussem電廠K號機組，可節(jié)約發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗約7 g/（k W·h），機組發(fā)電效率提高約1.4％，是目前煙氣余熱利用率最高的系統(tǒng)。

Niederaussem電廠K號機組鍋爐設(shè)置2臺回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器，空氣預(yù)熱器進(jìn)口的煙氣溫度約350℃，出口煙氣溫度約160℃[7]。煙氣的余熱利用系統(tǒng)分為2個部分：第1部分，約33％的煙氣不經(jīng)過空氣預(yù)熱器，直接進(jìn)入旁路省煤器中，旁路省煤器包括低壓凝結(jié)水換熱器和高壓給水換熱器，旁路省煤器中的煙氣分別與凝結(jié)水（通過低壓凝結(jié)水換熱器）和給水（通過高壓給水換熱器）進(jìn)行熱交換，加熱凝結(jié)水和給水。旁路省煤器布置在回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器的旁邊。無論低壓凝結(jié)水換熱器還是高壓給水換熱器，均排擠了部分汽輪機抽汽，在保持汽輪機進(jìn)汽量不變的前提下提高了汽機出力，在保持汽機出力不變的前提下，減少了汽輪機進(jìn)汽量。

旁路省煤器出口的煙氣溫度為160℃，與回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器相同，2路煙氣匯合后通過除塵器進(jìn)入第2部分的煙氣換熱器——煙氣冷卻器。煙氣冷卻器布置在脫硫塔的進(jìn)口。煙氣冷卻器是以水作為熱媒，對冷二次風(fēng)和煙氣進(jìn)行熱交換。通過煙氣冷卻器后煙氣的溫度降低到100℃，冷二次風(fēng)加熱后進(jìn)入回轉(zhuǎn)式空氣預(yù)熱器再次加熱，最終送入爐膛。由于煙氣的熱量轉(zhuǎn)換給了二次風(fēng)，并由二次風(fēng)帶入爐膛，相當(dāng)于煙氣的熱量全部被鍋爐吸收，熱量利用效率達(dá)到最高。

該機組的煙氣余熱回收系統(tǒng)見圖2。

Niederaussem電廠K號機組煙氣余熱系統(tǒng)的設(shè)計十分巧妙。通過煙氣冷卻器將煙氣溫度從160℃降低到100℃，煙氣中77.9MW的熱量通過加熱二次風(fēng)幾乎完全被鍋爐吸收。然而，由于進(jìn)入空氣預(yù)熱器的冷二次風(fēng)溫度提高后，必須大大增加空氣預(yù)熱器的換熱面積才能滿足對煙氣的冷卻，對于1 000MW機組采用2臺大型空氣預(yù)熱器仍無法滿足。因此該機組只將部分煙氣通過空氣預(yù)熱器，其余部分的煙氣通過旁路省煤器將煙氣的熱量傳遞到給水和凝結(jié)水。由于給水溫度高，高壓給水旁路換熱器的煙氣出口溫度受到限制，為了進(jìn)一步降低煙氣溫度，采用了“給水”＋“凝結(jié)水”兩級換熱。對于低壓凝結(jié)水換熱器，煙氣進(jìn)口溫度達(dá)到231℃，凝結(jié)水的抽出點溫度高，即可排擠更高抽汽壓力的抽汽。采用旁路省煤器加熱給水和高溫段的凝結(jié)水，提高了被排擠那部分抽汽的做功能力，煙氣熱利用率也得到提高。

3 對我國火電發(fā)展的啟示

歐洲燃煤電站的發(fā)展注重參數(shù)的逐步提高、熱力系統(tǒng)的不斷優(yōu)化、節(jié)能減排、機組整體效率的提高，這些理念和實踐都處于世界領(lǐng)先的地位，對我國的火電規(guī)劃和設(shè)計有可借鑒之處。

3.1 機組參數(shù)

以往我國火電機組的發(fā)展采用趕超戰(zhàn)略，充分吸收發(fā)達(dá)國家的經(jīng)驗，蒸汽溫度從538℃的超臨界參數(shù)一步躍上600℃的超超臨界參數(shù)[8-9]。由于有發(fā)達(dá)國家作為“前行者”，我國實施參數(shù)跨越發(fā)展的風(fēng)險是可控的和較低的[10]?，F(xiàn)在我國的火電參數(shù)已經(jīng)接近發(fā)達(dá)國家的火電參數(shù)，下一步參數(shù)如何提高可以借鑒歐洲的經(jīng)驗。

歐洲的超超臨界機組主蒸汽溫度從550℃，到580℃，再發(fā)展到600℃，基本上是每10年上1個臺階。再熱蒸汽溫度從580℃發(fā)展到600℃，再發(fā)展到620℃，也是每10年上1個臺階。這種“小步慢跑”的策略，兼顧了創(chuàng)新和穩(wěn)妥兩個方面。通過10年的實踐可以充分發(fā)現(xiàn)材料、設(shè)計、制造上的問題，通過對經(jīng)驗教訓(xùn)的總結(jié)，為下一批機組在參數(shù)上小幅提高奠定基礎(chǔ)。

歐洲超超臨界機組的主蒸汽壓力一般為27.5MPa。選擇這樣而不是更高的一次汽壓力，是經(jīng)過鍋爐、主蒸汽管道、給水管道、高壓缸等整體的技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較決定的。一次汽壓力的升高雖然能提高汽輪機的效率，但是當(dāng)壓力達(dá)到超超臨界之后，壓力提高帶來的汽輪機效率的提高幅度越來越小，而壓力的提高增加了鍋爐壓力部件、主蒸汽管道、給水管道、汽輪機高壓缸的設(shè)計壓力，帶來材料成本上升，尤其是耐高溫的熱強鋼的成本上升。另外，單純提高主汽壓力，不同步提高再熱蒸汽溫度，對于一次再熱機組將導(dǎo)致汽輪機低壓缸排汽濕度增加，對汽輪機末幾級葉片的運行有不利影響。

在材料沒有取得突破性進(jìn)展的前提下，我國超超臨界機組的參數(shù)也可以采用“小步慢跑”的策略，逐步逼近材料的使用極限溫度。下一個10年，我國超超臨界機組的主蒸汽溫度宜維持在600℃，再熱蒸汽溫度可比主蒸汽溫度提高10～20℃，達(dá)到620℃水平。主蒸汽壓力可從25MPa提高到28MPa。

3.2 機組容量

前20年和今后5年歐洲超超臨界機組的最大容量均保持在1 000MW左右。從20世紀(jì)90年代的900MW到規(guī)劃2015年前投運的1 100MW機組和800MW機組，歐洲火電機組容量在25年中沒有明顯的增長。從“BoA”計劃到“700℃”計劃，歐洲火電發(fā)展更關(guān)注機組效率、節(jié)能和環(huán)保。

機組容量的進(jìn)一步擴大，受制因素很多，如鍋爐超大型大板梁的制作和安裝、鍋爐超超臨界參數(shù)下的超大型聯(lián)箱的制造、汽輪機多汽缸軸系的穩(wěn)定性、發(fā)電機最大出力的限制、發(fā)電機和主變壓器電壓等級的限制、超大型設(shè)備的運輸條件限制等。建設(shè)更大容量的機組，將面臨上述技術(shù)風(fēng)險的疊加。雖然歐洲主要的主機制造廠都宣稱有能力生產(chǎn)1 200MW及更大容量火電機組，但是歐洲的電力公司并不熱衷于投資更大單機容量的火電機組，或許也是考慮了上述風(fēng)險。

我國是能源消耗大國，同時也是能源供應(yīng)和土地供應(yīng)緊張的國家，我國火電的發(fā)展應(yīng)該從單純地追求機組容量的思維中解放出來，采取容量和效率并舉的方針。今后10年我國大容量機組宜以1 000MW等級機組為主力機型。

3.3 汽輪機熱力系統(tǒng)的優(yōu)化

通過對汽輪機熱力系統(tǒng)的優(yōu)化，可在不提高機組參數(shù)的前提下提高汽輪機的循環(huán)效率。與提高機組參數(shù)相比，優(yōu)化汽輪機的熱力系統(tǒng)具有投資小、技術(shù)風(fēng)險小、實現(xiàn)相對容易等優(yōu)點。由于受材料的限制，機組參數(shù)在近期沒有突破性發(fā)展的可能，因此熱力系統(tǒng)的優(yōu)化值得認(rèn)真研究。提高汽輪機熱力系統(tǒng)效率的手段主要有：（1）提高汽輪機進(jìn)汽參數(shù)；（2）增加再熱次數(shù)；（3）增加回?zé)峒墧?shù)；（4）提高給水溫度；（5）降低排汽參數(shù)；（6）減少疏水冷端損失。今后設(shè)計汽輪機熱力系統(tǒng)，除了采用第1種手段外，應(yīng)該加強對其他手段的應(yīng)用研究。

根據(jù)丹麥Nordjylland電廠的經(jīng)驗，以及近期國內(nèi)外汽輪機廠二次再熱機組的方案，采用二次再熱技術(shù)汽輪機的熱耗將有較大幅度的降低。近年來一次能源價格大幅提高，而設(shè)備價格下降，材料技術(shù)、設(shè)備制造技術(shù)和機組控制技術(shù)都有了很大的進(jìn)步，二次再熱的價值必將被重新認(rèn)識。

歐洲的一些火電廠通過冷端優(yōu)化、充分利用回?zé)岢槠倪^熱度、加熱器疏水回用、采用混和式加熱器等方法提高汽輪機系統(tǒng)的熱效率。這些手段對于打破常規(guī)的汽輪機熱力系統(tǒng)模式有著借鑒作用。

3.4 煙氣余熱利用

國內(nèi)電廠的煙氣余熱回收系統(tǒng)采用了煙氣加熱凝結(jié)水的方法，煙氣的熱量利用率僅為15％～20％，遠(yuǎn)低于德國一些電廠（如Niederaussem電廠）的煙氣余熱利用效率。這是由于德國電廠大多以褐煤作為燃料，鍋爐排煙溫度高。國內(nèi)煙煤鍋爐的排煙溫度一般在120～150℃之間，限制了被加熱的凝結(jié)水溫升和凝結(jié)水抽出點的位置，被排擠的汽機抽汽做功能力有限。因此，煙煤鍋爐的煙氣余熱利用不能局限于加熱凝結(jié)水這種簡單模式。Niederaussem電廠利用給水、凝結(jié)水、鍋爐進(jìn)風(fēng)等多種手段回收煙氣余熱，這種設(shè)計思路值得學(xué)習(xí)。提高煙氣余熱利用效率一方面應(yīng)盡量將煙氣的熱量回收到機組熱力系統(tǒng)中，另一方面也可采用梯級利用的方法，回收高品質(zhì)的熱量，而將低品質(zhì)的熱量用于其他用途，如干燥原煤、加熱取暖用水、用于海水淡化等。

4 結(jié)語

歐洲發(fā)達(dá)國家在火電發(fā)展的過程中注重燃煤電廠的節(jié)能減排、逐步提高機組參數(shù)，同時注重通過對熱力系統(tǒng)的優(yōu)化、對鍋爐煙氣余熱的利用以提高機組效率，降低煤耗。我國在發(fā)展下一代的高效火電機組和對現(xiàn)有機組改造中，可借鑒歐洲火電發(fā)展的先進(jìn)思路。

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