張國柱， 李冰心， 李亞維， 李 飛， 李本鋒， 劉繼平

(1.大唐(北京)能源管理有限公司，北京 100097；2.西安交通大學 能源與動力工程學院，西安 710049)

燃煤機組在我國電力生產(chǎn)中占據(jù)主導地位，不但承擔基本負荷，還需參與調(diào)峰.近年來，隨著我國經(jīng)濟發(fā)展的轉(zhuǎn)型以及風能、太陽能和核能發(fā)電的發(fā)展，燃煤機組發(fā)電量占總發(fā)電量的比例逐年下降，年利用小時數(shù)已連續(xù)多年降至4 000 h左右，機組平均負荷率只有70%左右，一些機組的最低運行負荷率甚至達到40%，頻繁調(diào)峰以及低負荷運行已成為我國燃煤機組的運行常態(tài)[1].

從熱力循環(huán)的角度分析，影響機組經(jīng)濟性的主要因素有循環(huán)熱效率和汽輪機相對內(nèi)效率[2].低負荷運行不但使燃煤機組的熱效率下降，還會使NOx排放增加.我國燃煤機組普遍采用選擇性催化還原(SCR)法進行煙氣脫硝，該裝置布置在鍋爐省煤器與空氣預(yù)熱器之間.SCR裝置的脫硝效果與其運行溫度有關(guān)，當溫度超過400 ℃時，催化劑被燒結(jié)，失去活性；當溫度低于300 ℃時，脫硝效率將急劇下降，造成氨氣大量逃逸[3].我國很多燃煤機組在負荷下降至60%左右時，省煤器出口煙溫即降至SCR催化劑的活性溫度范圍以下，需要停止噴氨以保證機組安全穩(wěn)定運行，此時機組NOx排放將大大超出GB 13223—2011 《火電廠大氣污染物排放標準》給定的上限[4].

國內(nèi)學者提出了省煤器給水旁路、省煤器加裝循環(huán)水泵、省煤器煙氣旁路、省煤器分級布置及低負荷給水加熱等方法，通過提高SCR裝置的入口煙溫來解決燃煤機組低負荷運行的脫硝問題[5].其中，省煤器給水旁路法需要旁路給水流量在較大的范圍內(nèi)變化才能獲得較好的效果，可能會影響鍋爐運行穩(wěn)定性；省煤器加裝循環(huán)水泵可以大幅度調(diào)節(jié)SCR入口煙溫，但由于給水溫度及壓力較高，對水泵的要求較高；省煤器煙氣旁路法容易造成煙氣溫度分布不均，影響其效果，且煙氣調(diào)節(jié)擋板容易出現(xiàn)故障.這些措施均會導致鍋爐排煙溫度上升、機組熱經(jīng)濟性下降.省煤器分級布置法雖然效果較好，也不影響機組熱經(jīng)濟性，但投資較大，且在高負荷時可能會導致催化劑燒結(jié).

通過合理選擇加熱汽源，低負荷給水加熱不但可以解決低負荷脫硝問題，還可以提高機組熱經(jīng)濟性.喬加飛等[6]針對某1 000 MW機組的研究表明，通過在高壓缸新增抽汽作為No.0高壓加熱器的汽源，在75%負荷下可降低汽輪機熱耗率27.4 kJ/(kW·h)，但該方案需要進行汽輪機通流部分改造，投資較大；李千軍等[7]引入蒸汽噴射器，采用主蒸汽引射高壓缸1段抽汽作為低負荷給水加熱汽源，可使某660 MW超臨界機組煤耗率下降1.0 g/(kW·h)以上，但計算中沒有考慮鍋爐效率的變化；而李冰心等[8]采用GSE軟件，對某660 MW超臨界機組采用蒸汽噴射器的低負荷給水加熱系統(tǒng)的變工況性能進行了仿真，結(jié)果表明該系統(tǒng)可使機組煤耗率降低0.5 g/(kW·h)，并顯著提高了低負荷下的脫硝效率.

采用蒸汽噴射器的低負荷給水加熱系統(tǒng)既能解決燃煤機組低負荷脫硝問題，又能提高機組的熱經(jīng)濟性，投資也較小.李千軍等[7-8]的研究主要是針對50%以上負荷，而目前國內(nèi)很多燃煤機組的運行負荷已降至40%左右，需要對低負荷給水加熱系統(tǒng)進行改進；在低負荷下，給水壓力降至亞臨界，當提高給水溫度后，給水在省煤器內(nèi)可能會出現(xiàn)汽化；研究表明蒸汽噴射器在高負荷下具有較大的富裕升壓能力，如果合理利用這一特性對系統(tǒng)進行優(yōu)化，可以提高其熱經(jīng)濟性.筆者以某660 MW超臨界機組為例，對低負荷給水加熱系統(tǒng)進行改進，研究了No.0高壓加熱器的給水溫升范圍和低負荷給水加熱系統(tǒng)寬負荷脫硝時的機組熱經(jīng)濟性，以及調(diào)節(jié)高壓蒸汽閥門對高負荷運行時機組熱經(jīng)濟性的影響.

1 低負荷給水加熱系統(tǒng)模型

1.1 機組的設(shè)計數(shù)據(jù)

所研究的660 MW超臨界濕冷機組鍋爐型號為SG2066/25.4，汽輪機為N660-24.2/566/566一次再熱直接濕冷凝汽式汽輪機.該機組典型工況下的鍋爐及汽輪機相關(guān)參數(shù)見表1.從表1可以看出，當機組負荷下降至40%時，省煤器出口煙溫已降至300 ℃以下.該機組實際運行時要求SCR裝置的入口煙溫在320～400 ℃，則在50%負荷下SCR裝置就需停運.

表1某660MW超臨界濕冷機組典型工況

Tab.1Typicalworkingconditionsofa660MWwetcoolingunit

參數(shù)負荷/%100755040機組功率/MW660.1495.1330.1221.3主蒸汽質(zhì)量流量/(t·h-1)1897.21393.1900.0607.7屏式過熱器出口汽溫/℃538.7538.1528.8535.0后煙道省煤器出口水溫/℃325.5308.6289.4268.4前煙道省煤器出口水溫/℃294.1288.2269.8243.8省煤器入口水溫/℃282.6272.1249.4161.9前煙道省煤器入口煙溫/℃347.1346.8322.6291.9后煙道省煤器入口煙溫/℃363.5320.9297.8277.3省煤器出口煙溫/℃355.8337.8314.4286.31段抽汽壓力/MPa6.6055.5153.7342.4631段抽汽溫度/℃367.2355.0357.6360.4排汽壓力/kPa5.885.885.885.88

1.2 低負荷給水加熱系統(tǒng)設(shè)計

根據(jù)文獻[7]和文獻[8]的研究結(jié)果，設(shè)計低負荷給水加熱系統(tǒng)如圖1所示.該系統(tǒng)中蒸汽噴射器(以下簡稱噴射器)的引射汽源來自鍋爐屏式過熱器出口，以減少系統(tǒng)管道及設(shè)備的投資，被引射蒸汽來自汽輪機高壓缸1段抽汽，噴射器出口蒸汽進入No.0高壓加熱器對給水進行加熱，其疏水自流進入No.1高壓加熱器.與文獻[8]中的系統(tǒng)相比，該系統(tǒng)增加了噴射器旁路，部分引射蒸汽可通過該旁路直接進入No.0高壓加熱器.圖中VH、VL和VB分別為高壓蒸汽入口調(diào)節(jié)閥、1段抽汽入口調(diào)節(jié)閥和旁路調(diào)節(jié)閥.

1.3 低負荷給水加熱系統(tǒng)計算模型

當采用圖1所示的低負荷給水加熱系統(tǒng)之后，鍋爐給水溫度升高.如果忽略散熱損失，則省煤器的熱平衡及傳熱方程為：

(1)

設(shè)采用低負荷給水加熱系統(tǒng)前后煙氣及空氣流量不變，省煤器入口煙溫也不變，即可獲得省煤器出口煙溫及出口水溫.排煙溫度變化及其對鍋爐熱效率的影響可用文獻[9]中的方法計算.

進入噴射器的高壓蒸汽質(zhì)量流量為：

qm,H=0.638ξAH(pHρH)1/2

(2)

式中：ξ為噴嘴效率；AH為高壓噴嘴喉部面積，m2;pH為高壓噴嘴入口壓力，Pa；ρH為高壓噴嘴入口密度，kg/m3.

李冰心等[8]的研究表明，對于給定的噴射器，其引射系數(shù)φ在很大的負荷范圍內(nèi)基本不變，由此獲得進入噴射器的1段抽汽的質(zhì)量流量qm,VL為：

qm,VL=φqm,H

(3)

式中：φ為引射系數(shù).

進入No.0高壓加熱器的蒸汽質(zhì)量流量qm,0為：

qm,0=qm,H+qm,VL+qm,VB=qm,VH+qm,VL

(4)

式中：qm,VB為高壓旁路蒸汽質(zhì)量流量，kg/s.

進入No.0高壓加熱器的蒸汽焓值h0為：

(5)

式中：hVH、hVL分別為高壓管道和引射蒸汽焓值，kJ/kg.

采用上述處理方法后，可將No.0高壓加熱器按照常規(guī)的回熱加熱器進行處理，并按照文獻[9]中的方法對各工況進行回熱系統(tǒng)熱平衡計算，得到機組熱經(jīng)濟性指標的變化.

2 研究結(jié)果及討論

2.1 No.0高壓加熱器的溫升范圍

在低負荷給水加熱系統(tǒng)實際運行時，No.0高壓加熱器的溫升既要保證SCR脫硝溫度，又要滿足省煤器出水不汽化的要求.由于設(shè)計工況下省煤器入口煙溫為450 ℃，只要省煤器正常運行，其出口煙溫均不會超過400 ℃，低負荷給水加熱系統(tǒng)需要控制省煤器出口煙溫高于320 ℃，且滿足省煤器出水不汽化的要求.一般認為省煤器出口水溫比其飽和水溫低20 K，給水在省煤器就不會汽化.根據(jù)這些條件，計算No.0高壓加熱器溫升對省煤器出口煙溫及出口水溫的影響，結(jié)果如圖2所示.圖中實線表示脫硝要求的最小溫升，虛線表示給水不汽化要求的最大溫升，當No.0高壓加熱器溫升在實線以上、虛線以下時，才能同時保證脫硝及給水不汽化.由圖2可知，當負荷較高時，No.0高壓加熱器可選擇的溫升范圍相當大；而在負荷低于30%左右時，實線在虛線以上.為了解決該問題，可在負荷低于30%時提高主蒸汽壓力，以滿足脫硝要求的No.0高壓加熱器溫升.

圖2 No.0高壓加熱器的溫升范圍

2.2 熱經(jīng)濟性研究

噴射器的設(shè)計引射比是影響低負荷給水加熱系統(tǒng)性能的重要參數(shù)，當噴射器入口蒸汽參數(shù)不變時，設(shè)計引射比增加，其出口壓力降低，No.0高壓加熱器溫升也降低.根據(jù)文獻[8]的結(jié)果，取50%負荷為噴射器的設(shè)計負荷，分別取No.0高壓加熱器溫升為20 K、25 K和30 K，設(shè)計噴射器參數(shù)如表2所示.表中只有No.0高壓加熱器溫升為30 K的方案才能滿足45%負荷下脫硝的要求；其他2種方案在45%負荷下噴射器出口蒸汽壓力過低，不能達到脫硝所需的加熱溫升，此時可關(guān)閉圖1中的閥門VL，開啟閥門VB，將高壓蒸汽直接節(jié)流后與噴射器出口蒸汽混合供給No.0高壓加熱器，以實現(xiàn)寬負荷脫硝，此時噴射器僅起到節(jié)流減壓的作用.

表2 噴射器設(shè)計參數(shù)[8]

圖3給出了不同設(shè)計溫升下的低負荷給水加熱系統(tǒng)的全工況熱經(jīng)濟性.從圖3可以看出，在較大的負荷范圍內(nèi)，3種方案熱經(jīng)濟性均相差不大，但在高負荷下溫升較大的方案熱經(jīng)濟性較差；而在低負荷下噴射器只起到節(jié)流作用，因此其經(jīng)濟性隨負荷的降低而迅速下降，但能滿足脫硝要求，以達到排放指標.

圖3 不同設(shè)計溫升下的低負荷給水加熱系統(tǒng)熱經(jīng)濟性

Fig.3 Thermal efficiency of the low-load feedwater heating system at different design temperature rises

2.3 高負荷時噴射器的運行優(yōu)化

從圖3還可以看出，當機組運行在80%負荷(即528 MW)及以上時， 鍋爐排煙溫度上升，鍋爐效率下降，此時機組標準煤耗率上升，熱經(jīng)濟性降低.

由圖4可知，當?shù)拓摵山o水加熱系統(tǒng)運行在較高負荷(90%負荷)以上時，可以調(diào)節(jié)高壓蒸汽入口調(diào)節(jié)閥的開度，通過降低噴射器入口高壓蒸汽壓力，改變給水溫升，提高機組熱經(jīng)濟性，從而避免低負荷給水加熱系統(tǒng)的頻繁切除，簡化操作運行.

圖4 閥門VH的開度對低負荷給水加熱系統(tǒng)熱經(jīng)濟性的影響

Fig.4 Effect of VH valve opening on thermal efficiency of the low-load feedwater heating system

2.4 No.0高壓加熱器的選型

圖5給出了低負荷給水加熱系統(tǒng)在不同設(shè)計溫升下No.0高壓加熱器加熱負荷Q隨機組負荷的變化規(guī)律.由圖5可知，不同設(shè)計溫升下，隨著機組負荷的變化No.0高壓加熱器加熱負荷的變化較大.實際選型應(yīng)按照圖5所示，選擇加熱負荷較高的工況作為No.0高壓加熱器的設(shè)計數(shù)據(jù)，并在其他負荷下進行換熱能力的校核.

3 結(jié) 論

(1) 低負荷給水加熱系統(tǒng)運行至45%負荷(即297 MW)以下時，可關(guān)閉1段抽汽入口調(diào)節(jié)閥，開啟旁路調(diào)節(jié)閥，將高壓蒸汽直接節(jié)流后與噴射器出口蒸汽混合供給No.0高壓加熱器，以實現(xiàn)寬負荷脫硝.

圖5 不同設(shè)計溫升下的No.0高壓加熱器變工況性能

Fig.5 Performance of No.0 high-pressure heater under variable working conditions

(2) 當?shù)拓摵山o水加熱系統(tǒng)運行在90%負荷(即594 MW)以上時，可以調(diào)節(jié)高壓蒸汽入口調(diào)節(jié)閥的開度，提高機組熱經(jīng)濟性.

(3) 在No.0高壓加熱器設(shè)計選型時，應(yīng)按照其最高的加熱負荷進行設(shè)計，并在其他負荷下進行校核.

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