上海電力學(xué)院 李前峰 李坤

0 引言

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

自華能玉環(huán)電廠1000 MW機(jī)組投入運(yùn)行后，國內(nèi)迎來了超超臨界機(jī)組的建設(shè)高峰，同時(shí)有大量的機(jī)組正在設(shè)計(jì)規(guī)劃中。

機(jī)組設(shè)計(jì)工作的優(yōu)良程度將直接影響機(jī)組的初投資及電廠后期運(yùn)行時(shí)的安全性與經(jīng)濟(jì)性。為了更好的實(shí)現(xiàn)火力發(fā)電行業(yè)節(jié)能、降耗、減排目標(biāo)，有必要結(jié)合國內(nèi)外先進(jìn)的設(shè)計(jì)經(jīng)驗(yàn)及技術(shù)開展超超臨界機(jī)組設(shè)計(jì)優(yōu)化工作。

1 超超臨界機(jī)組設(shè)計(jì)優(yōu)化技術(shù)

1.1 外置式蒸汽冷卻器

大型火電機(jī)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(jī)組容量的增加再熱后抽汽的過熱度也進(jìn)一步增加。表1給出了不同機(jī)組再熱后的抽汽典型參數(shù)。超超臨界機(jī)組中再熱后抽汽過熱度高達(dá) 274.7℃。

抽汽過熱度太高會(huì)使加熱器內(nèi)汽水換熱溫差增大，從而會(huì)導(dǎo)致系統(tǒng)損增加。

為此，可讓過熱度較大的回?zé)岢槠冉?jīng)過外置式冷卻器降低溫度，再進(jìn)入回?zé)峒訜崞鳎@樣不但可以減少回?zé)峒訜崞鲀?nèi)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(jī)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(jìn)入鍋爐，減少了爐內(nèi)換熱溫差，因溫差引起的損減少。此時(shí)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(zhì)量，因此它不會(huì)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(nèi)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?zé)岢槠浚瑴p少了較高壓力級的回?zé)岢槠?，使回?zé)嶙龉Ρ忍岣撸蚨梢越档蜋C(jī)組熱耗。

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

以某1000 MW超超臨界機(jī)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(biāo)準(zhǔn)煤耗率約0.65 g/(kWh)，經(jīng)濟(jì)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(jī)組采用等效焓降法對其進(jìn)行初步節(jié)能計(jì)算，增加外置式蒸汽冷卻器后機(jī)組熱耗約可下降14 k J/kWh，折合煤耗降低約0.5 g/kWh,按機(jī)組設(shè)備全年利用6000 h、標(biāo)煤價(jià)800元/t計(jì)，單臺660 MW機(jī)組，全年節(jié)煤收益約150萬元。根據(jù)增加設(shè)備投資及運(yùn)行費(fèi)用估算約400萬元，靜態(tài)回收期在3年以內(nèi)，技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較合理。

1.2 低溫省煤器

為防止鍋爐尾部發(fā)生煙氣結(jié)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(jī)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(yùn)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(jī)組回?zé)嵯到y(tǒng)中的凝結(jié)水，既可以實(shí)現(xiàn)有效提高機(jī)組效率，也能使排煙溫度達(dá)到所需的脫硫最佳溫度，同時(shí)還可以減少脫硫系統(tǒng)的減溫水用量。某660 MW機(jī)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(biāo)準(zhǔn)煤耗降低1.2g/kWh。1000 MW機(jī)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(shè)置，分別設(shè)置在除塵器前煙道和脫硫塔入口煙道上，如圖2所示。

凝結(jié)水經(jīng)二級低溫省煤器加熱具有一定的高溫后再進(jìn)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(diǎn)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(shè)計(jì)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(dāng)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(shí)，可利用旁路上的電動(dòng)調(diào)節(jié)閥控制進(jìn)入一級低溫省煤器的凝結(jié)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(jié)露的可能。

4）低工況50%THA以下運(yùn)行時(shí)，空預(yù)器后排煙溫度較低，為保證一級省煤器不發(fā)生煙氣結(jié)露和防止除塵器飛灰板結(jié)，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(shù)節(jié)能效果明顯，超超臨界機(jī)組在設(shè)計(jì)時(shí)可以采用此方案有效利用鍋爐煙氣余熱，但需加強(qiáng)低溫?zé)煔庠O(shè)備的防腐蝕措施以延長設(shè)備使用壽命。

1.3 給水泵組選型

超超臨界機(jī)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(dòng)給水泵+1×（25%～30%）啟動(dòng)/備用電動(dòng)泵。

從國內(nèi)外電廠的運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)發(fā)現(xiàn)，電廠汽動(dòng)給水泵的非計(jì)劃停運(yùn)率一般很低。采用備用電動(dòng)泵極大的增加了機(jī)組的電耗，且備用電動(dòng)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(dòng)泵的備用功能只將其作為啟動(dòng)泵使用。

近年來，隨著機(jī)組純汽動(dòng)給水泵啟動(dòng)方案的提出，可以實(shí)現(xiàn)完全取消電動(dòng)泵的配置，從而可以節(jié)約設(shè)備投資并降低機(jī)組電耗。以660 MW超超臨界機(jī)組為例，取消電動(dòng)泵的配置，單臺機(jī)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(dòng)給水泵，不設(shè)電動(dòng)給水泵；

方案c：2×50%BMCR汽動(dòng)給水泵，不設(shè)電動(dòng)給水泵。

選擇方案b或方案c則主要根據(jù)設(shè)備投資和設(shè)備運(yùn)行的可靠性兩方面來考慮。方案b運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性優(yōu)于方案c，但其設(shè)備尤其是給水泵汽輪機(jī)需依賴進(jìn)口致使購置費(fèi)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(dòng)給水泵組如發(fā)生故障將直接影響到機(jī)組的連續(xù)穩(wěn)定運(yùn)行，而2臺50%BMCR容量給水泵組在1臺泵組故障情況下機(jī)組還可以帶60%負(fù)荷[6]。

電廠可以根據(jù)機(jī)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(jī)組設(shè)計(jì)優(yōu)化建議

2.1 提高機(jī)組再熱蒸汽溫度

目前已經(jīng)投運(yùn)或正在設(shè)計(jì)的超超臨界機(jī)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(jī)側(cè)的溫度參數(shù)均為600℃。

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

在超超臨界機(jī)組參數(shù)范圍內(nèi)，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(jī)末級排汽濕度降低，有利于機(jī)組安全運(yùn)行，同時(shí)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(guān)連接件材料的強(qiáng)度極限，屈服點(diǎn)及蠕變極限都會(huì)降低得很快，而且在高溫下，由于金屬發(fā)生氧化、腐蝕、結(jié)晶變化，動(dòng)力設(shè)備零件的強(qiáng)度也將有所降低。按照《特種設(shè)備安全技術(shù)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(qiáng)度性能，可以考慮將之作為再熱器材料的選擇。

國內(nèi)制造企業(yè)可以積極尋求國際技術(shù)合作或開展自主專項(xiàng)研究，在再熱器管材選擇及受熱面布置方面進(jìn)行設(shè)計(jì)優(yōu)化。

2.2 凝結(jié)水泵永磁調(diào)速技術(shù)

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

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

雖然變頻調(diào)速應(yīng)用范圍很廣，取得了較大的成功，但由于變頻器對運(yùn)行環(huán)境要求較高，其中的電子元器件老化較快，隨著時(shí)間的推移故障率大幅提高，會(huì)影響設(shè)備的安全穩(wěn)定運(yùn)行。此外，高壓變頻技術(shù)還會(huì)產(chǎn)生高次諧波，會(huì)對機(jī)組其他設(shè)備產(chǎn)生不良影響。

永磁調(diào)速技術(shù)利用永磁體的磁力作用實(shí)現(xiàn)扭矩傳輸，通過調(diào)節(jié)機(jī)構(gòu)調(diào)整負(fù)載與原動(dòng)件之間的氣隙可以實(shí)現(xiàn)對負(fù)載端轉(zhuǎn)速控制。與變頻技術(shù)相比，永磁調(diào)速技術(shù)可靠性高，使用壽命長，且不產(chǎn)生高次諧波[9]。

運(yùn)行于90%～100%轉(zhuǎn)速時(shí) 永磁調(diào)速器效率約高于變頻器效率5%。80%～90%的轉(zhuǎn)速時(shí)，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(diào)速器效率5%。從系統(tǒng)整體來看，因?yàn)樽冾l器的輔助設(shè)備如電感電容、濾波器、空調(diào)等，使變頻器真正的能源效率不到85%?？梢娪来耪{(diào)速技術(shù)更加節(jié)能高效。

600 MW超臨界機(jī)組凝結(jié)水泵采用永磁調(diào)速技術(shù)，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(jī)組凝結(jié)水泵系統(tǒng)與600 MW超臨界機(jī)組凝結(jié)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(jī)組凝結(jié)水泵永磁調(diào)速技術(shù)的技術(shù)方案進(jìn)行設(shè)計(jì)以獲得更佳的節(jié)能效果。

3 結(jié)語

1）合理利用超超臨界機(jī)組設(shè)計(jì)優(yōu)化方案可以有效提高機(jī)組熱經(jīng)濟(jì)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(jī)組可以開展27 MPa/600℃/620℃參數(shù)的設(shè)計(jì)論證工作以進(jìn)一步提高機(jī)組的熱經(jīng)濟(jì)性。

3）永磁調(diào)速技術(shù)作為一種新型節(jié)能技術(shù)在火電機(jī)組中有較好的應(yīng)用前景，在機(jī)組設(shè)計(jì)時(shí)可以考慮采用該技術(shù)對現(xiàn)場設(shè)備進(jìn)行調(diào)節(jié)。

[1]楊小華，羅必雄，霍沛強(qiáng)，等．超超臨界1000MW火力發(fā)電廠熱機(jī)設(shè)計(jì)技術(shù)[M]．武漢：中國地質(zhì)大學(xué)出版社，2008．

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

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

[4]金宏偉．1000 MW 超超臨界火電機(jī)組的設(shè)計(jì)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(jī)組的節(jié)能技術(shù)[J]．能源研究與利用，2011，（6）：42-47．

[6]張?jiān)?，潘家成，張健，等．超超臨1000MW機(jī)組給水泵汽輪機(jī)開發(fā)設(shè)計(jì) [J]．東方電氣評論，2008，22（86）：1-6．

[7]朱寶田，周榮燦．進(jìn)一步提高超超臨界機(jī)組蒸汽參數(shù)應(yīng)注意的問題 [J]．中國電機(jī)工程學(xué)報(bào)，2009，（29）：95-100．

[8]張磊，葉飛．超超臨界火力發(fā)電技術(shù)[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(diào)速驅(qū)動(dòng)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(jī)組凝結(jié)水泵永磁調(diào)速節(jié)能技術(shù)應(yīng)用研究[J]．華東電力，2012，40（1）,149-152