高温超高压一次再热机组在小型燃煤电站中的应用研究

冯帅，翟英强，王彩霞

在电力市场中，对于50MW以下级别的小型燃煤电站，目前普遍采用高温高压的机组参数，而对于50MW以上级别的燃煤电站、50MW以下级别的生物质电站以及钢厂煤气电站，主要采用的是超高压一次再热参数。其主要原因是，对于50MW以下级别的燃煤电站，其锅炉单位燃料的烟气量远远小于生物质电站与煤气电站，给炉膛后端尾部烟道内的过热器和再热器布置以及热平衡带来巨大的困难，无法稳定控制再热器出口的蒸汽温度。本文以国内某总承包企业在巴基斯坦某水泥工厂配套建设的30MW 高温超高压一次再热燃煤自备电站为例，对相关问题进行介绍和分析。

1 热力系统简介

根据热力学原理，提高电站整体效率有四种主要途径，分别为：提高系统初参数，降低系统排汽背压，采用回热方式，采用再热方式。

目前燃煤电站已普遍设置了高压、低压加热器等回热设施，对于660MW以上的大机组，普遍采用“超超临界+两级再热”的方式，电站整体效率接近45%。

对于50MW以下级别的燃煤电站，目前普遍采用高温高压热力参数，配置高压、低压加热器等回热加热系统。为进一步提高电站的整体热力效率，降低项目运营期间的燃煤消耗，降低运营成本，在巴基斯坦某水泥厂配套建设的30MW燃煤电站中，首次提出使用13.7MPa-540℃的高温超高压参数以及使用一次再热方式。

由于本项目所在地水资源匮乏，采用了直接空冷冷凝系统。

电站系统工作流程为：燃煤电站原煤来自于原煤堆场并设置电站的原煤预处理设施，经预处理后的燃煤进入中速磨煤机，磨煤机磨碎后的煤粉经锅炉一次热风送入煤粉炉的燃烧器，经低氮燃烧器喷入炉膛内，以四角切圆方式进行燃烧。煤粉炉产生的高温超高压蒸汽进入汽轮机的高压缸，推动汽轮机做功发电；做了一部分功的蒸汽经汽机高压缸排汽口排出，继续回到煤粉炉的再热器进行再热；温度提高的再热蒸汽进入汽轮机低压缸，推动汽轮机继续做功发电。汽轮机低压缸排汽经排汽装置送入到直接空冷岛，冷凝后的凝结水由凝结水泵升压后，经轴封冷却器及两级低压加热器加热后送至高压热力除氧器，除氧后再经锅炉给水泵加压，由两级高压加热器加热送入到锅炉省煤器进口，实现一个完整的热力循环。

2 再热汽轮发电机组简介

中间再热汽轮机是蒸汽在汽轮机内部做了一部分功后，从中间引出，通过燃煤锅炉的再热器提高温度后，再回到汽轮机继续做功，最后排入机组的冷凝设备。采用中间再热方式提高蒸汽温度，不仅减少了汽轮机排气湿度，还改善了汽轮机末端几级叶片的工作条件，减轻了湿蒸汽对叶片的冲蚀，提高了低压部分的内效率，提高了汽轮机的相对内效率。同时，采用中间再热循环，正确选择再热压力后，系统循环效率可以提高3.6%～4.2%。

30MW 级再热机组与非再热机组的技术指标对比见表1，各等级非再热、再热机组性能收益对比见图1。

由表1 和图1 可见，对于30MW 级别燃煤机组（湿冷），采用再热机组，相较于采用非再热机组，系统热效率由37.19%提高至40.83%，提高了3.64%，全年燃料消耗费用大幅减少。虽然采用高温超高压一次再热机组增加了1 280 万元的投资，但汽轮机的汽耗率降低～16%，每年仅售电收益即可增加～1 286.4 万元，1 年内即可收回投资，剩余生产周期内每年多收益～1 286.4 万元，经济效益显著。图2为30MW级超高压一次再热凝汽式汽轮机。

3 高温超高压一次再热燃煤锅炉

巴基斯坦某水泥厂配备有一台30MW 高温超高压一次再热燃煤发电机组，锅炉为煤粉锅炉形式，超高压参数、自然循环、一次中间再热、单炉膛平衡通风、固态排渣、露天布置、全钢构架的汽包炉。该炉型采用低氮直流燃烧器、四角喷燃燃烧方式和尾部分烟道布置，采用喷水减温调节再热器汽温，采用两级喷水调节过热器汽温，尾部竖井下设置管壳式空气预热器。

为解决以往50MW 以下级别燃煤煤粉炉增加再热器后，再热器出口蒸汽温度无法稳定控制的问题，决定采用摆动燃烧器的方式调节再热器出口温度，喷水减温用于微调汽温及事故工况。炉膛采用切向布置的摆动燃烧器，在热态运行中，一、二次风均可上下摆动。喷口的摆动由能反馈电信号的执行机构来实现。执行机构应有足够的力矩，能使燃烧器摆动灵活、四角同步，燃烧器上应设有摆动角度指示标志。同时，重新精准核算锅炉炉膛的长宽以及炉膛容积热负荷和截面热负荷，燃烧器的层数以及每层的间距也需重新布置。

通过采取以上技术措施，解决了30MW燃煤电站锅炉采用超高压一次再热技术造成的锅炉整体热负荷无法平衡计算以及再热器出口温度无法稳定控制的难题，为本项目采用新技术打下了坚实的基础。图3 为30MW 级超高压一次再热煤粉锅炉总图。

表1 30MW级再热机组与非再热机组技术指标对比

图1 各等级非再热、再热机组性能收益对比图

4 再热机组在小型燃煤电站中的应用

巴基斯坦某水泥工厂配套建设的30MW 高温超高压一次再热燃煤电站系统，配套建设1 套30MW 高温超高压一次再热汽轮发电机组，1 台120t/h煤粉锅炉，1套制粉系统，1套直接空冷系统，以及电站配套上煤、除灰渣、压缩空气等辅机系统，装机规模为30MW的高温超高压一次再热机组。

项目主要系统参数配置如下：

（1）热力系统参数。本项目采用13.7MPa-540℃的高温超高压一次再热热力系统，由于项目所在地水资源匮乏，机组采用直接空冷冷却方式。

（2）原煤及煤粉制备。燃煤电站原煤来自于水泥线原煤堆场并设置有电站的原煤预处理设施，经预处理后的燃煤进入中速磨煤机，磨碎后的煤粉由锅炉一次热风送入煤粉炉的低氮燃烧器，在炉膛内以四角切圆方式燃烧。

（3）热力系统。煤粉炉产生的高温超高压蒸汽送入汽轮机的高压缸，主汽阀推动汽轮机高压缸叶片做功发电，做了一部分功的蒸汽经高压缸排汽口排出，回送到煤粉炉的再热器进行再热，提高温度后的再热蒸汽送入到汽轮机的低压缸进汽阀，继续推动汽轮机低压缸叶片做功发电。汽轮机排汽经排汽装置送入到直接空冷岛，冷凝后的凝结水由凝结水泵升压后，经过轴封冷却器以及两级低压加热器加热后送至高压热力除氧器除氧，再经锅炉给水泵加压、两级高压加热器加热后送入到锅炉的省煤器进口，实现一个完整的热力循环。

（4）烟气处理设施。为满足巴基斯坦当地SO2、NOx以及粉尘的排放要求，本项目在煤粉炉后设置CFB-FGD 的循环流化床式半干法脱硫系统，同时设置布袋除尘器。煤粉锅炉采用低氮燃烧器。

（5）煤粉炉底设置湿式除渣设施并配套渣仓，产生的炉渣将回送至水泥磨，用作水泥混合材。

（6）为便于后期的检修和维护，电站的整体除灰方式采用与水泥线相同的机械除灰方式，同时配套灰仓，将炉灰也送至水泥磨，用作水泥混合材。

（7）由于项目所在地水资源匮乏，不仅汽轮机的排汽采用直接空冷冷却方式冷却，电站的所有辅机冷却水系统也采用复合空冷冷却方式冷却，化学水车间产生的废水也回用于FGD 脱硫塔的喷淋，多种方式相结合，大幅降低了项目的整体耗水量。

（8）本项目属于孤网系统，对电气设计的要求更高。为保证电站的平稳可靠运行，配套设置孤网电气监控系统和负荷调整装置。孤网情况下负荷在大功率电动机启动时，往往会导致电站崩溃，本项目利用负荷平衡装置，提前进行蓄能，以保证大功率设备的启动。针对孤网，需对机组进行一次调频优化，同时配置二次调频系统，以满足孤网下的自备电站频率的自动调整。

图2 30MW等级超高压一次再热凝汽式汽轮机

图3 30MW级超高压一次再热煤粉锅炉总图

本项目30MW 高温超高压一次再热全厂热力系统图如图4所示。

5 实际应用效果

（1）电站运行效率明显提高，煤耗显著降低。本项目热力系统采用了高温超高压一次再热热力系统，机组冷却方式采用了直接空冷，本项目高温超高压一次再热系统与常规高温高压系统技术参数对比见表2。

从表2看到，采用空冷型高温超高压一次再热热力系统后，电站总热效率从30.6% 提高到34.28%，提高了3.68%；煤耗由468g/kW·h 降低至418g/kW·h，降低幅度为10.7%；自用电率从12%降低到11.5%。

图4 30MW燃煤电站高温超高压一次再热全厂热力系统图

表2 本项目高温超高压一次再热系统与常规高温高压系统技术指标对比表（空冷）

表3 本项目高温超高压一次再热系统与常规高温高压系统经济效益指标对比表（空冷）

（2）经济效益可观。本项目高温超高压一次再热系统与常规高温高压系统经济效益对比见表3。从表3 看到，全年8 112h 的运行周期内，在二者发电量相同的情况下，再热机组全年节省用煤量12 168t，按照巴基斯坦当地进口南非煤每吨110美元计算，全年可节省燃料费用1 338 480美元，折合人民币～9 503 200元。同时，全年净发电量提高了1 216 800kW·h，按照当地电价0.084 5 美元/kW·h计算，全年发电多收益102 828 美元，折合人民币～730 800 元。节煤收益和发电收益总计～1 023.328万元。在20 年的运行周期内，扣除项目额外增加的～1 329.36 万元后，再热机组相较于常规高温高压机组总计可多收益～19 137.2 万元，经济效益非常显著。同时，项目投资回收期可缩短～1.04年，具有很好的推广应用价值。

（3）节能减排、社会效益显著，全年减少标煤消耗约10 430t，约可减少二氧化碳排放23 700t。本项目将锅炉产生的0.26t/h 的底渣和1.97t/h 的飞灰全部回送至水泥磨，作为水泥的混合材料，每年可增加约18 100t的水泥产量。本项目的排放指标为SOx（SO2）＜400mg/m3（标）、NOx＜600mg/m3（标）、粉尘颗粒＜20mg/m3（标），远优于巴基斯坦国内平均排放指标。

6 结语

随着国家“一带一路”战略的实施，中国企业在国外投资建设水泥、钢铁等高耗能项目，尤其在印尼、巴基斯坦、菲律宾、印度等电力匮乏的地区，由于电网不发达，在建设工厂的同时还需建设小型燃煤自备电站。该项目的成功建设和运营，大幅提高了国内总承包企业燃煤自备电站的技术水平，带动了电力行业小型燃煤自备电站技术水平和电站总热效率的提高，大幅降低了燃料消耗，同时也给电站运营者带来了可观的经济效益，环境效益和社会效益显著。