劉啟軍，李作蘭，方 琪

（中國電力工程顧問集團東北電力設計院有限公司，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（標準煤）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到燃氣輪機組排放限值，中部地區(qū)新建機組原則上接近或達到燃氣輪機組排放限值，鼓勵西部地區(qū)新建機組接近或達到燃氣輪機組排放限值。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，且同步建設脫硫、脫硝、高效除塵設施。

600 MW 以上超超臨界機組的設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荷以下，使機組的實際煤耗偏離設計值較多，同時機組部分負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。采用增設零號高壓加熱器在部分負荷投運的技術(shù)，是提高機組部分負荷運行經(jīng)濟性、提高脫硝裝置投入率的措施之一。

1 增設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用方案

采用補汽閥技術(shù)是在機組額定負荷以上超發(fā)和快速響應一次調(diào)頻要求時才使用。機組部分負荷時采用主汽調(diào)節(jié)閥全開的滑壓運行方式。

機組在年運行時間內(nèi)有相當長時間是處于部分負荷運行狀態(tài)，提高機組部分負荷運行效率是節(jié)能減排的有效措施。鑒于補汽閥部分負荷時處于停用狀態(tài)，且基于回熱系統(tǒng)級數(shù)增加會提高機組回熱效率，同時提高給水溫度，降低汽輪機熱耗率考慮，擬部分負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），相當于部分負荷時增加一級回熱系統(tǒng)。零號高加與補汽閥進汽共用一個接口，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）增設一臺高加，在額定負荷時不投入（因為額定負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），僅在部分負荷時投入運行，起到在部分負荷工況提高最終給水溫度的目的。零號高加抽汽管道上設置關(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量來調(diào)節(jié)該級抽汽量，增加部分負荷運行經(jīng)濟性。

1.3 增設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。在抽汽管道上設置快關(guān)調(diào)節(jié)閥、關(guān)斷閥、逆止閥，部分負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)常達到的最低負荷所要達到的給水溫度對應的熱平衡參數(shù)選型設計，同時用其他負荷工況的熱平衡參數(shù)校核，以滿足部分負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擴容器（見圖2）。

1.4 增設零號高加后對汽輪機的影響

1.4.1 對高壓缸通流的影響

補汽閥進汽口位于高壓缸某級后（如高壓缸第五級），當需要超發(fā)調(diào)頻時，增加的進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計。當需要加寬葉型時，對通流效率會產(chǎn)生一定的負面影響，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 對汽輪機部分負荷時運行經(jīng)濟性的影響

汽輪機在部分負荷時投入零號高加，由于回熱系統(tǒng)級數(shù)增加，提高了回熱系統(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中增設零號高加后汽輪機部分負荷的熱耗數(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 增設零號高加對鍋爐的影響分析

汽輪機組部分負荷時，由于零號高加的投運使進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℃，空氣預熱器（以下簡稱空預器）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 增設零號高加的經(jīng)濟性分析

2.1 投資比較

增設零號高加后，汽輪機組的設備和系統(tǒng)均發(fā)生變化，增加了一臺高加設備及相應的閥門、管道、管件，增加了設備和管道的安裝費等。以1 臺660 MW 超超臨界機組增設零號高加為例，按與原高加共用給水旁路系統(tǒng)考慮，增設零號高加后，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，機組年設備利用時間為5 500h；標煤價格暫按800元/t；1臺660 MW 超超臨界機組在部分負荷時投運零號高加對機組整體運行指標的影響見表2。當設備利用時間為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，平均分攤到機組投產(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，增設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備利用時間5 500h的部分負荷分配時間進行比較的。

通過年費用比較可以看出：由于增設零號高加初投資較大，相對年運行收益卻很少，增設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零號高加方案。

表2 部分負荷時投運零號高加對機組整體運行指標

3 增設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器前。催化劑的正常工作溫度一般為320～425 ℃。當煙氣溫度低于最低噴氨溫度時，噴氨系統(tǒng)自動解除運行。增設零號高加后使鍋爐省煤器出口的煙溫有所提高，對低負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%負荷以下時不對脫硝設施進行考核，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%負荷以下投運脫硝設施，則可以得到脫硝電價補貼，且不計入排放指標的考核。機組50%負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%負荷完全具備投運脫硝裝置的條件。如果一年50%負荷持續(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置零號高加的可行性，并對增設零號高加后對汽輪機、鍋爐、爐后脫硝設施的影響進行了闡述，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備進行運行安全性和經(jīng)濟性評估確認。

b.零號高加只在機組部分負荷時投運。

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，增設零號高加后，提高了低負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，可不考慮增設零號高加。