高溫超高壓一次再熱機組在小型燃煤電站中的應用研究

馮帥，翟英強，王彩霞

在電力市場中，對于50MW以下級別的小型燃煤電站，目前普遍采用高溫高壓的機組參數，而對于50MW以上級別的燃煤電站、50MW以下級別的生物質電站以及鋼廠煤氣電站，主要采用的是超高壓一次再熱參數。其主要原因是，對于50MW以下級別的燃煤電站，其鍋爐單位燃料的煙氣量遠遠小于生物質電站與煤氣電站，給爐膛后端尾部煙道內的過熱器和再熱器布置以及熱平衡帶來巨大的困難，無法穩定控制再熱器出口的蒸汽溫度。本文以國內某總承包企業在巴基斯坦某水泥工廠配套建設的30MW 高溫超高壓一次再熱燃煤自備電站為例，對相關問題進行介紹和分析。

1 熱力系統簡介

根據熱力學原理，提高電站整體效率有四種主要途徑，分別為：提高系統初參數，降低系統排汽背壓，采用回熱方式，采用再熱方式。

目前燃煤電站已普遍設置了高壓、低壓加熱器等回熱設施，對于660MW以上的大機組，普遍采用“超超臨界+兩級再熱”的方式，電站整體效率接近45%。

對于50MW以下級別的燃煤電站，目前普遍采用高溫高壓熱力參數，配置高壓、低壓加熱器等回熱加熱系統。為進一步提高電站的整體熱力效率，降低項目運營期間的燃煤消耗，降低運營成本，在巴基斯坦某水泥廠配套建設的30MW燃煤電站中，首次提出使用13.7MPa-540℃的高溫超高壓參數以及使用一次再熱方式。

由于本項目所在地水資源匱乏，采用了直接空冷冷凝系統。

電站系統工作流程為：燃煤電站原煤來自于原煤堆場并設置電站的原煤預處理設施，經預處理后的燃煤進入中速磨煤機，磨煤機磨碎后的煤粉經鍋爐一次熱風送入煤粉爐的燃燒器，經低氮燃燒器噴入爐膛內，以四角切圓方式進行燃燒。煤粉爐產生的高溫超高壓蒸汽進入汽輪機的高壓缸，推動汽輪機做功發電；做了一部分功的蒸汽經汽機高壓缸排汽口排出，繼續回到煤粉爐的再熱器進行再熱；溫度提高的再熱蒸汽進入汽輪機低壓缸，推動汽輪機繼續做功發電。汽輪機低壓缸排汽經排汽裝置送入到直接空冷島，冷凝后的凝結水由凝結水泵升壓后，經軸封冷卻器及兩級低壓加熱器加熱后送至高壓熱力除氧器，除氧后再經鍋爐給水泵加壓，由兩級高壓加熱器加熱送入到鍋爐省煤器進口，實現一個完整的熱力循環。

2 再熱汽輪發電機組簡介

中間再熱汽輪機是蒸汽在汽輪機內部做了一部分功后，從中間引出，通過燃煤鍋爐的再熱器提高溫度后，再回到汽輪機繼續做功，最后排入機組的冷凝設備。采用中間再熱方式提高蒸汽溫度，不僅減少了汽輪機排氣濕度，還改善了汽輪機末端幾級葉片的工作條件，減輕了濕蒸汽對葉片的沖蝕，提高了低壓部分的內效率，提高了汽輪機的相對內效率。同時，采用中間再熱循環，正確選擇再熱壓力后，系統循環效率可以提高3.6%～4.2%。

30MW 級再熱機組與非再熱機組的技術指標對比見表1，各等級非再熱、再熱機組性能收益對比見圖1。

由表1 和圖1 可見，對于30MW 級別燃煤機組（濕冷），采用再熱機組，相較于采用非再熱機組，系統熱效率由37.19%提高至40.83%，提高了3.64%，全年燃料消耗費用大幅減少。雖然采用高溫超高壓一次再熱機組增加了1 280 萬元的投資，但汽輪機的汽耗率降低～16%，每年僅售電收益即可增加～1 286.4 萬元，1 年內即可收回投資，剩余生產周期內每年多收益～1 286.4 萬元，經濟效益顯著。圖2為30MW級超高壓一次再熱凝汽式汽輪機。

3 高溫超高壓一次再熱燃煤鍋爐

巴基斯坦某水泥廠配備有一臺30MW 高溫超高壓一次再熱燃煤發電機組，鍋爐為煤粉鍋爐形式，超高壓參數、自然循環、一次中間再熱、單爐膛平衡通風、固態排渣、露天布置、全鋼構架的汽包爐。該爐型采用低氮直流燃燒器、四角噴燃燃燒方式和尾部分煙道布置，采用噴水減溫調節再熱器汽溫，采用兩級噴水調節過熱器汽溫，尾部豎井下設置管殼式空氣預熱器。

為解決以往50MW 以下級別燃煤煤粉爐增加再熱器后，再熱器出口蒸汽溫度無法穩定控制的問題，決定采用擺動燃燒器的方式調節再熱器出口溫度，噴水減溫用于微調汽溫及事故工況。爐膛采用切向布置的擺動燃燒器，在熱態運行中，一、二次風均可上下擺動。噴口的擺動由能反饋電信號的執行機構來實現。執行機構應有足夠的力矩，能使燃燒器擺動靈活、四角同步，燃燒器上應設有擺動角度指示標志。同時，重新精準核算鍋爐爐膛的長寬以及爐膛容積熱負荷和截面熱負荷，燃燒器的層數以及每層的間距也需重新布置。

通過采取以上技術措施，解決了30MW燃煤電站鍋爐采用超高壓一次再熱技術造成的鍋爐整體熱負荷無法平衡計算以及再熱器出口溫度無法穩定控制的難題，為本項目采用新技術打下了堅實的基礎。圖3 為30MW 級超高壓一次再熱煤粉鍋爐總圖。

表1 30MW級再熱機組與非再熱機組技術指標對比

圖1 各等級非再熱、再熱機組性能收益對比圖

4 再熱機組在小型燃煤電站中的應用

巴基斯坦某水泥工廠配套建設的30MW 高溫超高壓一次再熱燃煤電站系統，配套建設1 套30MW 高溫超高壓一次再熱汽輪發電機組，1 臺120t/h煤粉鍋爐，1套制粉系統，1套直接空冷系統，以及電站配套上煤、除灰渣、壓縮空氣等輔機系統，裝機規模為30MW的高溫超高壓一次再熱機組。

項目主要系統參數配置如下：

（1）熱力系統參數。本項目采用13.7MPa-540℃的高溫超高壓一次再熱熱力系統，由于項目所在地水資源匱乏，機組采用直接空冷冷卻方式。

（2）原煤及煤粉制備。燃煤電站原煤來自于水泥線原煤堆場并設置有電站的原煤預處理設施，經預處理后的燃煤進入中速磨煤機，磨碎后的煤粉由鍋爐一次熱風送入煤粉爐的低氮燃燒器，在爐膛內以四角切圓方式燃燒。

（3）熱力系統。煤粉爐產生的高溫超高壓蒸汽送入汽輪機的高壓缸，主汽閥推動汽輪機高壓缸葉片做功發電，做了一部分功的蒸汽經高壓缸排汽口排出，回送到煤粉爐的再熱器進行再熱，提高溫度后的再熱蒸汽送入到汽輪機的低壓缸進汽閥，繼續推動汽輪機低壓缸葉片做功發電。汽輪機排汽經排汽裝置送入到直接空冷島，冷凝后的凝結水由凝結水泵升壓后，經過軸封冷卻器以及兩級低壓加熱器加熱后送至高壓熱力除氧器除氧，再經鍋爐給水泵加壓、兩級高壓加熱器加熱后送入到鍋爐的省煤器進口，實現一個完整的熱力循環。

（4）煙氣處理設施。為滿足巴基斯坦當地SO2、NOx以及粉塵的排放要求，本項目在煤粉爐后設置CFB-FGD 的循環流化床式半干法脫硫系統，同時設置布袋除塵器。煤粉鍋爐采用低氮燃燒器。

（5）煤粉爐底設置濕式除渣設施并配套渣倉，產生的爐渣將回送至水泥磨，用作水泥混合材。

（6）為便于后期的檢修和維護，電站的整體除灰方式采用與水泥線相同的機械除灰方式，同時配套灰倉，將爐灰也送至水泥磨，用作水泥混合材。

（7）由于項目所在地水資源匱乏，不僅汽輪機的排汽采用直接空冷冷卻方式冷卻，電站的所有輔機冷卻水系統也采用復合空冷冷卻方式冷卻，化學水車間產生的廢水也回用于FGD 脫硫塔的噴淋，多種方式相結合，大幅降低了項目的整體耗水量。

（8）本項目屬于孤網系統，對電氣設計的要求更高。為保證電站的平穩可靠運行，配套設置孤網電氣監控系統和負荷調整裝置。孤網情況下負荷在大功率電動機啟動時，往往會導致電站崩潰，本項目利用負荷平衡裝置，提前進行蓄能，以保證大功率設備的啟動。針對孤網，需對機組進行一次調頻優化，同時配置二次調頻系統，以滿足孤網下的自備電站頻率的自動調整。

圖2 30MW等級超高壓一次再熱凝汽式汽輪機

圖3 30MW級超高壓一次再熱煤粉鍋爐總圖

本項目30MW 高溫超高壓一次再熱全廠熱力系統圖如圖4所示。

5 實際應用效果

（1）電站運行效率明顯提高，煤耗顯著降低。本項目熱力系統采用了高溫超高壓一次再熱熱力系統，機組冷卻方式采用了直接空冷，本項目高溫超高壓一次再熱系統與常規高溫高壓系統技術參數對比見表2。

從表2看到，采用空冷型高溫超高壓一次再熱熱力系統后，電站總熱效率從30.6% 提高到34.28%，提高了3.68%；煤耗由468g/kW·h 降低至418g/kW·h，降低幅度為10.7%；自用電率從12%降低到11.5%。

圖4 30MW燃煤電站高溫超高壓一次再熱全廠熱力系統圖

表2 本項目高溫超高壓一次再熱系統與常規高溫高壓系統技術指標對比表（空冷）

表3 本項目高溫超高壓一次再熱系統與常規高溫高壓系統經濟效益指標對比表（空冷）

（2）經濟效益可觀。本項目高溫超高壓一次再熱系統與常規高溫高壓系統經濟效益對比見表3。從表3 看到，全年8 112h 的運行周期內，在二者發電量相同的情況下，再熱機組全年節省用煤量12 168t，按照巴基斯坦當地進口南非煤每噸110美元計算，全年可節省燃料費用1 338 480美元，折合人民幣～9 503 200元。同時，全年凈發電量提高了1 216 800kW·h，按照當地電價0.084 5 美元/kW·h計算，全年發電多收益102 828 美元，折合人民幣～730 800 元。節煤收益和發電收益總計～1 023.328萬元。在20 年的運行周期內，扣除項目額外增加的～1 329.36 萬元后，再熱機組相較于常規高溫高壓機組總計可多收益～19 137.2 萬元，經濟效益非常顯著。同時，項目投資回收期可縮短～1.04年，具有很好的推廣應用價值。

（3）節能減排、社會效益顯著，全年減少標煤消耗約10 430t，約可減少二氧化碳排放23 700t。本項目將鍋爐產生的0.26t/h 的底渣和1.97t/h 的飛灰全部回送至水泥磨，作為水泥的混合材料，每年可增加約18 100t的水泥產量。本項目的排放指標為SOx（SO2）＜400mg/m3（標）、NOx＜600mg/m3（標）、粉塵顆粒＜20mg/m3（標），遠優于巴基斯坦國內平均排放指標。

6 結語

隨著國家“一帶一路”戰略的實施，中國企業在國外投資建設水泥、鋼鐵等高耗能項目，尤其在印尼、巴基斯坦、菲律賓、印度等電力匱乏的地區，由于電網不發達，在建設工廠的同時還需建設小型燃煤自備電站。該項目的成功建設和運營，大幅提高了國內總承包企業燃煤自備電站的技術水平，帶動了電力行業小型燃煤自備電站技術水平和電站總熱效率的提高，大幅降低了燃料消耗，同時也給電站運營者帶來了可觀的經濟效益，環境效益和社會效益顯著。