歐洲高效燃煤電廠的特點及啟示

葉勇健，申松林

（華東電力設計院，上海市，200063）

0 引言

20世紀90年代以來，歐洲一大批高效火電機組的投運標志著歐洲在火電技術，特別是燃煤電站技術上取得了世界領先地位。由于歐洲各國政府對火電廠污染物的排放采取了越來越嚴格的限制措施，歐洲老舊的火電機組已經無法滿足環境保護的要求，再加之歐洲大部分國家和民眾對核電的抵觸，使得建設新的高效環保火電機組成為歐洲電力工業的重要選擇之一。德國、英國、荷蘭、比利時等西歐國家已在建設大量的800～1 100MW火電機組，其發展高效火電機組的成功經驗值得研究和借鑒。

1 歐洲高效火電機組的參數及容量的發展

德國在20世紀末投運的一批燃煤機組代表了當時世界上最先進的機組，表1[1]列舉了20世紀90年代德國典型機組的主要參數。世紀交替之際德國實施了火電優化設計計劃（簡稱“BoA”計劃）[2]，該計劃的特點是針對德國火電技術的發展情況和燃用褐煤的特點，通過采用包括超超臨界參數、褐煤干燥、冷端優化、鍋爐熱力系統優化、汽輪機熱力系統優化、煙氣余熱利用等技術的集成，達到技術上最佳、經濟效益最好、重視環保的綜合解決方案。“BoA”計劃共分為3期：其中第1期的依托項目是Niederaussem電廠K號機組，該機組已于2002年投運；第2期的依托項目是Neurath電廠的F、G號機組，計劃于2010—2011年投運，這2個電廠的機組參數見表2[3]。進入21世紀的第2個10年，歐洲正在規劃和建設新一批的超超臨界機組。目前正在規劃和建設的大型燃煤機組的容量大致可以分為800MW和1 100MW兩個等級。據不完全統計，正在規劃和建設的2種等級機組各有10臺，部分新建機組的再熱蒸汽溫度將提高到620℃[4]。

表1 德國2200世紀9900年代典型的超（超）臨界燃煤機組的主要參數Tab.1 The main parameters of typical German (Ultra-)supercritical coal fired units in 1990’

表2 Niederaussem電廠K號機組和Neurath電廠F 、G號機組的主要參數Tab.2 The main parameters of Niederaussem Power Plant unitK and Neurath Power Plant unit F＆G

為了在2020年前后建成更高蒸汽參數的燃煤電廠，歐盟實施了“700℃計劃（COMTES700）”，其主要目標為發電效率由47％提高到55％（海水冷卻）和52％（內陸電廠），將現有火電機組的煙氣污染物（包括CO2）的排放減少40％。歐洲發電集團E.ON計劃投資10多億歐元在德國西北部的Wilhelmshaven建設1臺550MW火電機組，主蒸汽溫度為700℃，壓力為35MPa，再熱熱段蒸汽溫度為720℃，壓力為7MPa[5]。

2 歐洲部分機組系統設計特點

2.1 丹麥Nordjylland電廠3號機組熱力系統設計特點

歐洲火電機組對汽輪機熱力循環系統進行了很多優化，提高了機組效率。根據機組參數情況，不局限于3級高壓加熱器、4級低壓加熱器、1級除氧器的常規回熱形式。本文以目前世界上效率最高的機組之一——丹麥Nordjylland電廠3號機組為例進行說明。

Nordjylland電廠3號機組于1998年投入運行，機組容量為340MW（發電）/420MW（供熱）。機組發電效率（不供熱時）和供電效率（不供熱時）分別為47％和44.4％，熱電聯產效率為90％。汽輪機為超超臨界2次再熱機型，五缸四排汽，分別為：超高壓缸（VHP）、高壓缸（HP）/中壓0缸（IP0）合缸，1個雙流中壓缸（IP1）（/IP2），2個雙流低壓缸（LP）。汽機側主汽壓力和溫度分別為28.5MPa和580℃，一次高溫再熱蒸汽和二次高溫再熱蒸汽溫度均為580℃。主蒸汽流量為972 t/h（鍋爐最大蒸發量工況），鍋爐效率達到95.2％。電廠汽輪機熱力系統見圖1（圖中為方便表示，將HP/IP0合缸拆分示意）。該機組采用了100％超高壓旁路（VHP bypass），100％高壓旁路（HP bypass），100％低壓旁路（LPbypass）。鍋爐再熱器安全門采用了2×50％容量的安全門[6]。

為提高汽輪機熱力系統效率，采取了以下措施：

（1）采用了二次再熱。

（2）增加了回熱級數。

（3）在整個回熱系統中共設置了2級混和式加熱器，分別用于除氧和混和中壓2缸排汽、熱網加熱蒸汽疏水及暖風器的疏水，混和式加熱器避免了抽汽的冷端損失。

（4）加熱器疏水盡量采用疏水泵輸送到低壓給水中，也是為了避免抽汽的冷端損失。為此，該機組采用了如下方法：1）減少高壓加熱器的級數，只設置2級。2）增加低壓加熱器的級數。為了滿足低壓給水能充分加熱而不至汽化，在低壓給水系統中增加了1個低壓給水增壓泵，增壓泵前設置4級低壓加熱器（含1個混和式加熱器），增壓泵后設置4級低壓加熱器（含除氧器）。

（5）回收所有設備冷卻水的熱量。

（6）在鍋爐省煤器入口設置了蒸汽冷卻器，用于提高給水溫度。

值得注意的是，Nordjylland電廠3號機組采用了二次再熱的熱力系統。這是歐洲近20年來唯一投運的二次再熱燃煤機組（丹麥于1997年在Sk?rb?k電廠3號機組投運了1臺415MW的二次再熱燃氣機組）。由于二次再熱機組在汽輪機、鍋爐和熱力系統的配置上比一次再熱機組復雜，因而投資增加。而就當時二次再熱的參數而言，機組效率提高不多，因此二次再熱機組在相當長一段時間內不被歐洲主流的發電企業和主機制造商所看好。

然而近年來隨著技術的提高，機組的參數可以達到主汽壓力35MPa、溫度600℃，再熱汽溫620℃的等級，采用二次再熱的汽輪機熱耗可在目前超超臨界機組的基礎上降低3％，達到7 100 kJ/k W以下。國內某汽輪機制造廠的600MW等級超超臨界二次再熱汽輪機方案也達到這樣的水平。因此，隨著一次能源價格的不斷上升，節能減排的動力將促使更多的國家投入二次再熱機組的開發和建設。

2.2 德國Niederaussem電廠K號機組煙氣余熱系統設計特點

德國的燃煤電站非常注重鍋爐煙氣余熱利用，其利用形式主要可以分為3種：（1）煙氣余熱加熱凝結水。德國Schwarze Pumpe電站的855MW機組在脫硫塔的進口設置了1臺熱交換器，采用煙氣加熱凝結水，德國Lippendorf電廠的933MW機組也采用了類似的系統。（2）煙氣余熱加熱空氣預熱器進口的一、二次冷風。德國Mehrum電站的712MW煙煤機組在脫硫塔進口布置了煙氣換熱器用于加熱空氣預熱器進口的一、二次冷風。（3）煙氣余熱加熱高壓給水、凝結水和一、二次冷風。這種煙氣余熱系統用于Niederaussem電廠K號機組，可節約發電標準煤耗約7 g/（k W·h），機組發電效率提高約1.4％，是目前煙氣余熱利用率最高的系統。

Niederaussem電廠K號機組鍋爐設置2臺回轉式空氣預熱器，空氣預熱器進口的煙氣溫度約350℃，出口煙氣溫度約160℃[7]。煙氣的余熱利用系統分為2個部分：第1部分，約33％的煙氣不經過空氣預熱器，直接進入旁路省煤器中，旁路省煤器包括低壓凝結水換熱器和高壓給水換熱器，旁路省煤器中的煙氣分別與凝結水（通過低壓凝結水換熱器）和給水（通過高壓給水換熱器）進行熱交換，加熱凝結水和給水。旁路省煤器布置在回轉式空氣預熱器的旁邊。無論低壓凝結水換熱器還是高壓給水換熱器，均排擠了部分汽輪機抽汽，在保持汽輪機進汽量不變的前提下提高了汽機出力，在保持汽機出力不變的前提下，減少了汽輪機進汽量。

旁路省煤器出口的煙氣溫度為160℃，與回轉式空氣預熱器相同，2路煙氣匯合后通過除塵器進入第2部分的煙氣換熱器——煙氣冷卻器。煙氣冷卻器布置在脫硫塔的進口。煙氣冷卻器是以水作為熱媒，對冷二次風和煙氣進行熱交換。通過煙氣冷卻器后煙氣的溫度降低到100℃，冷二次風加熱后進入回轉式空氣預熱器再次加熱，最終送入爐膛。由于煙氣的熱量轉換給了二次風，并由二次風帶入爐膛，相當于煙氣的熱量全部被鍋爐吸收，熱量利用效率達到最高。

該機組的煙氣余熱回收系統見圖2。

Niederaussem電廠K號機組煙氣余熱系統的設計十分巧妙。通過煙氣冷卻器將煙氣溫度從160℃降低到100℃，煙氣中77.9MW的熱量通過加熱二次風幾乎完全被鍋爐吸收。然而，由于進入空氣預熱器的冷二次風溫度提高后，必須大大增加空氣預熱器的換熱面積才能滿足對煙氣的冷卻，對于1 000MW機組采用2臺大型空氣預熱器仍無法滿足。因此該機組只將部分煙氣通過空氣預熱器，其余部分的煙氣通過旁路省煤器將煙氣的熱量傳遞到給水和凝結水。由于給水溫度高，高壓給水旁路換熱器的煙氣出口溫度受到限制，為了進一步降低煙氣溫度，采用了“給水”＋“凝結水”兩級換熱。對于低壓凝結水換熱器，煙氣進口溫度達到231℃，凝結水的抽出點溫度高，即可排擠更高抽汽壓力的抽汽。采用旁路省煤器加熱給水和高溫段的凝結水，提高了被排擠那部分抽汽的做功能力，煙氣熱利用率也得到提高。

3 對我國火電發展的啟示

歐洲燃煤電站的發展注重參數的逐步提高、熱力系統的不斷優化、節能減排、機組整體效率的提高，這些理念和實踐都處于世界領先的地位，對我國的火電規劃和設計有可借鑒之處。

3.1 機組參數

以往我國火電機組的發展采用趕超戰略，充分吸收發達國家的經驗，蒸汽溫度從538℃的超臨界參數一步躍上600℃的超超臨界參數[8-9]。由于有發達國家作為“前行者”，我國實施參數跨越發展的風險是可控的和較低的[10]。現在我國的火電參數已經接近發達國家的火電參數，下一步參數如何提高可以借鑒歐洲的經驗。

歐洲的超超臨界機組主蒸汽溫度從550℃，到580℃，再發展到600℃，基本上是每10年上1個臺階。再熱蒸汽溫度從580℃發展到600℃，再發展到620℃，也是每10年上1個臺階。這種“小步慢跑”的策略，兼顧了創新和穩妥兩個方面。通過10年的實踐可以充分發現材料、設計、制造上的問題，通過對經驗教訓的總結，為下一批機組在參數上小幅提高奠定基礎。

歐洲超超臨界機組的主蒸汽壓力一般為27.5MPa。選擇這樣而不是更高的一次汽壓力，是經過鍋爐、主蒸汽管道、給水管道、高壓缸等整體的技術經濟比較決定的。一次汽壓力的升高雖然能提高汽輪機的效率，但是當壓力達到超超臨界之后，壓力提高帶來的汽輪機效率的提高幅度越來越小，而壓力的提高增加了鍋爐壓力部件、主蒸汽管道、給水管道、汽輪機高壓缸的設計壓力，帶來材料成本上升，尤其是耐高溫的熱強鋼的成本上升。另外，單純提高主汽壓力，不同步提高再熱蒸汽溫度，對于一次再熱機組將導致汽輪機低壓缸排汽濕度增加，對汽輪機末幾級葉片的運行有不利影響。

在材料沒有取得突破性進展的前提下，我國超超臨界機組的參數也可以采用“小步慢跑”的策略，逐步逼近材料的使用極限溫度。下一個10年，我國超超臨界機組的主蒸汽溫度宜維持在600℃，再熱蒸汽溫度可比主蒸汽溫度提高10～20℃，達到620℃水平。主蒸汽壓力可從25MPa提高到28MPa。

3.2 機組容量

前20年和今后5年歐洲超超臨界機組的最大容量均保持在1 000MW左右。從20世紀90年代的900MW到規劃2015年前投運的1 100MW機組和800MW機組，歐洲火電機組容量在25年中沒有明顯的增長。從“BoA”計劃到“700℃”計劃，歐洲火電發展更關注機組效率、節能和環保。

機組容量的進一步擴大，受制因素很多，如鍋爐超大型大板梁的制作和安裝、鍋爐超超臨界參數下的超大型聯箱的制造、汽輪機多汽缸軸系的穩定性、發電機最大出力的限制、發電機和主變壓器電壓等級的限制、超大型設備的運輸條件限制等。建設更大容量的機組，將面臨上述技術風險的疊加。雖然歐洲主要的主機制造廠都宣稱有能力生產1 200MW及更大容量火電機組，但是歐洲的電力公司并不熱衷于投資更大單機容量的火電機組，或許也是考慮了上述風險。

我國是能源消耗大國，同時也是能源供應和土地供應緊張的國家，我國火電的發展應該從單純地追求機組容量的思維中解放出來，采取容量和效率并舉的方針。今后10年我國大容量機組宜以1 000MW等級機組為主力機型。

3.3 汽輪機熱力系統的優化

通過對汽輪機熱力系統的優化，可在不提高機組參數的前提下提高汽輪機的循環效率。與提高機組參數相比，優化汽輪機的熱力系統具有投資小、技術風險小、實現相對容易等優點。由于受材料的限制，機組參數在近期沒有突破性發展的可能，因此熱力系統的優化值得認真研究。提高汽輪機熱力系統效率的手段主要有：（1）提高汽輪機進汽參數；（2）增加再熱次數；（3）增加回熱級數；（4）提高給水溫度；（5）降低排汽參數；（6）減少疏水冷端損失。今后設計汽輪機熱力系統，除了采用第1種手段外，應該加強對其他手段的應用研究。

根據丹麥Nordjylland電廠的經驗，以及近期國內外汽輪機廠二次再熱機組的方案，采用二次再熱技術汽輪機的熱耗將有較大幅度的降低。近年來一次能源價格大幅提高，而設備價格下降，材料技術、設備制造技術和機組控制技術都有了很大的進步，二次再熱的價值必將被重新認識。

歐洲的一些火電廠通過冷端優化、充分利用回熱抽汽的過熱度、加熱器疏水回用、采用混和式加熱器等方法提高汽輪機系統的熱效率。這些手段對于打破常規的汽輪機熱力系統模式有著借鑒作用。

3.4 煙氣余熱利用

國內電廠的煙氣余熱回收系統采用了煙氣加熱凝結水的方法，煙氣的熱量利用率僅為15％～20％，遠低于德國一些電廠（如Niederaussem電廠）的煙氣余熱利用效率。這是由于德國電廠大多以褐煤作為燃料，鍋爐排煙溫度高。國內煙煤鍋爐的排煙溫度一般在120～150℃之間，限制了被加熱的凝結水溫升和凝結水抽出點的位置，被排擠的汽機抽汽做功能力有限。因此，煙煤鍋爐的煙氣余熱利用不能局限于加熱凝結水這種簡單模式。Niederaussem電廠利用給水、凝結水、鍋爐進風等多種手段回收煙氣余熱，這種設計思路值得學習。提高煙氣余熱利用效率一方面應盡量將煙氣的熱量回收到機組熱力系統中，另一方面也可采用梯級利用的方法，回收高品質的熱量，而將低品質的熱量用于其他用途，如干燥原煤、加熱取暖用水、用于海水淡化等。

4 結語

歐洲發達國家在火電發展的過程中注重燃煤電廠的節能減排、逐步提高機組參數，同時注重通過對熱力系統的優化、對鍋爐煙氣余熱的利用以提高機組效率，降低煤耗。我國在發展下一代的高效火電機組和對現有機組改造中，可借鑒歐洲火電發展的先進思路。

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[5]葉勇健.1 200MW及以上超超臨界機組主機選型報告[R].上海：華東電力設計院，2010.

[6]葉勇健，申松林，陳仁杰.赴德國、丹麥超超臨界二次再熱機組技術交流及考察報告[R].上海：華東電力設計院，2009.

[7]Rusenberg D，Heitmuller R J，Scheffknecht G，et al.Boiler design for brown coal fired unit Neideraussen K[C].Power-Gen Europe Conference，2002.

[8]何文珊.華能玉環電廠1 000MW超超臨界汽輪機特性[J].電力建設，2007，28（11）：70-72.

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[10]張建中.我國（超）超臨界火電機組實際投運水平評述[J].電力建設，2009，30（4）：1-9.