上海電力學院 李前峰 李坤

0 引言

超超臨界技術是國際上成熟的先進發(fā)電技術，其機組效率可比同容量的超臨界機組提高4%-5%[1]。

自華能玉環(huán)電廠1000 MW機組投入運行后，國內迎來了超超臨界機組的建設高峰，同時有大量的機組正在設計規(guī)劃中。

機組設計工作的優(yōu)良程度將直接影響機組的初投資及電廠后期運行時的安全性與經(jīng)濟性。為了更好的實現(xiàn)火力發(fā)電行業(yè)節(jié)能、降耗、減排目標，有必要結合國內外先進的設計經(jīng)驗及技術開展超超臨界機組設計優(yōu)化工作。

1 超超臨界機組設計優(yōu)化技術

1.1 外置式蒸汽冷卻器

大型火電機組普遍采用中間再熱循環(huán)，使得再熱后的抽汽通常具有較高的過熱度且隨著機組容量的增加再熱后抽汽的過熱度也進一步增加。表1給出了不同機組再熱后的抽汽典型參數(shù)。超超臨界機組中再熱后抽汽過熱度高達 274.7℃。

抽汽過熱度太高會使加熱器內汽水換熱溫差增大，從而會導致系統(tǒng)損增加。

為此，可讓過熱度較大的回熱抽汽先經(jīng)過外置式冷卻器降低溫度，再進入回熱加熱器，這樣不但可以減少回熱加熱器內汽水換熱的不可逆損失，而且還能不同程度的提高加熱器出口的水溫。

表1 火電機組再熱后抽汽典型參數(shù)

從做功能力法的角度來分析，給水的一部分或全部流經(jīng)外置式蒸汽冷卻器，吸熱升溫后進入鍋爐，減少了爐內換熱溫差，因溫差引起的損減少。此時給水溫度的升高并不是靠最高一級抽汽壓力的增加，而是利用抽汽過熱度的質量，因此它不會增大最高一級抽汽做功不足系數(shù)。另一方面，外置式蒸汽冷卻器使流入該級加熱器的蒸汽溫度降低，既減小了加熱器內的換熱溫差和損，又使該級出口給水溫度提高，增加了該級回熱抽汽量，減少了較高壓力級的回熱抽汽量，使回熱做功比提高，因而可以降低機組熱耗。

外置式蒸汽冷卻器采用串聯(lián)連接的方式應用比較多，這種布置方式相對投資較少，而且在各負荷工況下均可以提高系統(tǒng)的熱經(jīng)濟性。其連接方式如圖1所示。

以某1000 MW超超臨界機組[2]為例，采用串聯(lián)外置式蒸汽冷卻器利用第3級抽汽過熱度可提高鍋爐給水溫度4.9℃,降低發(fā)電標準煤耗率約0.65 g/(kWh)，經(jīng)濟效益顯著。

圖1 外置式蒸汽冷卻器單級串聯(lián)布置

對某660 MW機組采用等效焓降法對其進行初步節(jié)能計算，增加外置式蒸汽冷卻器后機組熱耗約可下降14 k J/kWh，折合煤耗降低約0.5 g/kWh,按機組設備全年利用6000 h、標煤價800元/t計，單臺660 MW機組，全年節(jié)煤收益約150萬元。根據(jù)增加設備投資及運行費用估算約400萬元，靜態(tài)回收期在3年以內，技術經(jīng)濟比較合理。

1.2 低溫省煤器

為防止鍋爐尾部發(fā)生煙氣結露及低溫腐蝕，鍋爐的排煙溫度大多在110℃～130℃之間。目前大型超超臨界機組均同步加裝濕法脫硫裝置，濕法煙氣脫硫的最佳溫度為80℃～90℃。其間蘊藏著大量可以挖掘的潛在排煙余熱。

加裝低溫省煤器可以有效利用上述潛在的熱量，用之加熱機組回熱系統(tǒng)中的凝結水，既可以實現(xiàn)有效提高機組效率，也能使排煙溫度達到所需的脫硫最佳溫度，同時還可以減少脫硫系統(tǒng)的減溫水用量。某660 MW機組[3]采用低溫省煤器,可使全廠發(fā)電效率提高0.22%,發(fā)電標準煤耗降低1.2g/kWh。1000 MW機組[4-5]中如浙江六橫電廠、外高橋第三電廠均采用低溫省煤器的布置取得了較好的節(jié)能效果。

對于低溫省煤器的布置形式，推薦采用串聯(lián)兩級設置，分別設置在除塵器前煙道和脫硫塔入口煙道上，如圖2所示。

凝結水經(jīng)二級低溫省煤器加熱具有一定的高溫后再進入一級省煤器加熱，可以使一級省煤器的壁溫不至于降低至煙氣露點以下。此外，為避免低溫省煤器發(fā)生低溫腐蝕，還需要采用以下防控措施：

1）二級低溫省煤器以允許換熱管束發(fā)生有限腐蝕為設計原則，換熱管束采用N D鋼，年腐蝕速率不大于0.2 mm/年。

圖2 低溫省煤器串聯(lián)兩級布置示意圖

2）適當增加換熱管壁厚度及翅片厚度，保證有足夠大的腐蝕裕度。

3）低工況或煤種變化時，可利用旁路上的電動調節(jié)閥控制進入一級低溫省煤器的凝結水量，以減少其吸熱量，提高其排煙溫度和換熱管金屬壁溫，以避免發(fā)生煙氣結露的可能。

4）低工況50%THA以下運行時，空預器后排煙溫度較低，為保證一級省煤器不發(fā)生煙氣結露和防止除塵器飛灰板結，建議此低工況下停止一級省煤器的使用，即只使用二級低溫省煤器。

低溫省煤器技術節(jié)能效果明顯，超超臨界機組在設計時可以采用此方案有效利用鍋爐煙氣余熱，但需加強低溫煙氣設備的防腐蝕措施以延長設備使用壽命。

1.3 給水泵組選型

超超臨界機組中，給水泵組的配置方案主要為：

方案a：2×50%BMCR（鍋爐最大連續(xù)蒸發(fā)量）汽動給水泵+1×（25%～30%）啟動/備用電動泵。

從國內外電廠的運行經(jīng)驗發(fā)現(xiàn)，電廠汽動給水泵的非計劃停運率一般很低。采用備用電動泵極大的增加了機組的電耗，且備用電動泵也較難完成緊急備用的功能[3]。經(jīng)過優(yōu)化后，很多電廠均取消了電動泵的備用功能只將其作為啟動泵使用。

近年來，隨著機組純汽動給水泵啟動方案的提出，可以實現(xiàn)完全取消電動泵的配置，從而可以節(jié)約設備投資并降低機組電耗。以660 MW超超臨界機組為例，取消電動泵的配置，單臺機組可以節(jié)省投資約800萬元。優(yōu)化后的給水泵組配置方案如下：

方案b：1×100%BMCR汽動給水泵，不設電動給水泵；

方案c：2×50%BMCR汽動給水泵，不設電動給水泵。

選擇方案b或方案c則主要根據(jù)設備投資和設備運行的可靠性兩方面來考慮。方案b運行經(jīng)濟性優(yōu)于方案c，但其設備尤其是給水泵汽輪機需依賴進口致使購置費用通常要比方案c高很多，方案b存在投資回收期長的不足。

另外單臺100%BMCR容量汽動給水泵組如發(fā)生故障將直接影響到機組的連續(xù)穩(wěn)定運行，而2臺50%BMCR容量給水泵組在1臺泵組故障情況下機組還可以帶60%負荷[6]。

電廠可以根據(jù)機組的自身情況在方案b和方案c中選擇。推薦采用方案c

2 機組設計優(yōu)化建議

2.1 提高機組再熱蒸汽溫度

目前已經(jīng)投運或正在設計的超超臨界機組，無論是600 MW還是1000 MW容量等級，其主蒸汽和再熱蒸汽汽機側的溫度參數(shù)均為600℃。

在國外，有已經(jīng)投運的電廠采用再熱蒸汽溫度高于主蒸汽溫度的設計[7]。如日本新磯子電廠1號機組參數(shù)為600 MW/24.1 MPa/600℃/610℃,新磯子電廠2號機組參數(shù)為600 MW/25 MPa/600℃/610℃,橘灣電廠2號機組參數(shù)為1050 MW/25 MPa/600℃/620℃；意大利Tore Nord電廠機組參數(shù)為660 MW/25 MPa/600℃/610℃；德國walsu電廠機組參數(shù)為750 MW/29 MPa/600℃/620℃。

在超超臨界機組參數(shù)范圍內，再熱溫度每提高10℃,熱效率約可相對提高0.15%～0.20%[8]。再熱溫度提高后，汽輪機末級排汽濕度降低，有利于機組安全運行，同時還可以降低末級排汽的濕氣損失。

再熱汽溫提高后，再熱器及相關連接件材料的強度極限，屈服點及蠕變極限都會降低得很快，而且在高溫下，由于金屬發(fā)生氧化、腐蝕、結晶變化，動力設備零件的強度也將有所降低。按照《特種設備安全技術規(guī)范 TSG G0001-2011》送審稿的規(guī)定，SA213-S 304 H材料可以使用在外壁溫度低于705℃的情況下；HR3C材料可以使用在外壁溫度低于730℃的情況下。且以上兩種材料在高溫下均具有較好的強度性能，可以考慮將之作為再熱器材料的選擇。

國內制造企業(yè)可以積極尋求國際技術合作或開展自主專項研究，在再熱器管材選擇及受熱面布置方面進行設計優(yōu)化。

2.2 凝結水泵永磁調速技術

凝結水泵流量的調節(jié)通常是依靠改變凝結水泵出口閥門的開度來實現(xiàn)的。這種調節(jié)方式節(jié)流損失大、電耗高并會造成閥門沖刷磨損嚴重且易引起系統(tǒng)振動。

目前，原先依靠閥門開度調節(jié)流量的方式已逐步被變頻調速技術所取代。變頻器可以根據(jù)機組實際負荷工況來有效控制水泵轉速以滿足機組對凝結水流量的需求。因水泵的軸功率與其轉速的三次方成正比，通過降低轉速來調節(jié)流量則可以明顯的降低水泵電耗。

雖然變頻調速應用范圍很廣，取得了較大的成功，但由于變頻器對運行環(huán)境要求較高，其中的電子元器件老化較快，隨著時間的推移故障率大幅提高，會影響設備的安全穩(wěn)定運行。此外，高壓變頻技術還會產(chǎn)生高次諧波，會對機組其他設備產(chǎn)生不良影響。

永磁調速技術利用永磁體的磁力作用實現(xiàn)扭矩傳輸，通過調節(jié)機構調整負載與原動件之間的氣隙可以實現(xiàn)對負載端轉速控制。與變頻技術相比，永磁調速技術可靠性高，使用壽命長，且不產(chǎn)生高次諧波[9]。

運行于90%～100%轉速時 永磁調速器效率約高于變頻器效率5%。80%～90%的轉速時，兩者的效率差不多。在80%的額定速度以下，變頻器的效率約高于永磁調速器效率5%。從系統(tǒng)整體來看，因為變頻器的輔助設備如電感電容、濾波器、空調等，使變頻器真正的能源效率不到85%?？梢娪来耪{速技術更加節(jié)能高效。

600 MW超臨界機組凝結水泵采用永磁調速技術，平均節(jié)電率為33.8%，每年節(jié)電量約3520 MW·h，年收益約144萬元[10]。600 MW及以上等級超超臨界機組凝結水泵系統(tǒng)與600 MW超臨界機組凝結水泵系統(tǒng)容量或布置方式并無太大的差別?？梢詤⒖?00 MW超臨界機組凝結水泵永磁調速技術的技術方案進行設計以獲得更佳的節(jié)能效果。

3 結語

1）合理利用超超臨界機組設計優(yōu)化方案可以有效提高機組熱經(jīng)濟性，對電廠節(jié)能減排工作十分有利。

2）現(xiàn)階段，超超臨界機組可以開展27 MPa/600℃/620℃參數(shù)的設計論證工作以進一步提高機組的熱經(jīng)濟性。

3）永磁調速技術作為一種新型節(jié)能技術在火電機組中有較好的應用前景，在機組設計時可以考慮采用該技術對現(xiàn)場設備進行調節(jié)。

[1]楊小華，羅必雄，霍沛強，等．超超臨界1000MW火力發(fā)電廠熱機設計技術[M]．武漢：中國地質大學出版社，2008．

[2]牛中敏，丁一雨．超超臨界1000 MW機組設置外置蒸汽冷卻器的熱經(jīng)濟性分析 [J]．熱力發(fā)電，2011，4(12)：67-69．

[3]劉鶴忠，連正權．低溫省煤器在火力發(fā)電廠中的運用探討[J]．電力勘測設計，2010，(4)：32-38．

[4]金宏偉．1000 MW 超超臨界火電機組的設計優(yōu)化[J]．浙江電力，2012，(7)：38-40．

[5]馮偉忠．外高橋三期lGW超超臨界機組的節(jié)能技術[J]．能源研究與利用，2011，（6）：42-47．

[6]張元林，潘家成，張健，等．超超臨1000MW機組給水泵汽輪機開發(fā)設計 [J]．東方電氣評論，2008，22（86）：1-6．

[7]朱寶田，周榮燦．進一步提高超超臨界機組蒸汽參數(shù)應注意的問題 [J]．中國電機工程學報，2009，（29）：95-100．

[8]張磊，葉飛．超超臨界火力發(fā)電技術[M]．北京：中國水利水電出版社，2009．

[9]趙國祥，馬文靜，曹永剛．永磁調速驅動器在閉式冷卻水泵上的節(jié)能改造 [J]．節(jié)能，2010，29（4）：41-44．

[10]潘龍興．600 MW 機組凝結水泵永磁調速節(jié)能技術應用研究[J]．華東電力，2012，40（1）,149-152