關(guān)于1000MW超超臨界機組帶可調(diào)節(jié)級的十級回?zé)嵯到y(tǒng)設(shè)計和經(jīng)濟性分析的研究
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作者：張毅
超超臨界發(fā)電技術(shù)是滿足我國電力可持續(xù)發(fā)展的重要發(fā)電技術(shù),而目前我國投運的超超臨界1 000 MW機組汽輪機，普遍采用的是從300 MW等級亞臨界機組沿用至今的8級回?zé)嵯到y(tǒng)。只有在近些年新建的1 000 MW機組中，汽輪機熱力系統(tǒng)才有采用9級回?zé)岬内厔荨６鴩鴥?nèi)采用10級回?zé)岬臋C組較少．主要只應(yīng)用于超超臨界二次再熱火電機組。神華國華永州發(fā)電廠一期工程作為2xl 000 MW超超臨界一次再熱燃煤機組，將首次采用帶可調(diào)節(jié)級的10級回?zé)嵯到y(tǒng)技術(shù)。因此本文將以該機組為例，從系統(tǒng)優(yōu)化、系統(tǒng)布置、抽汽方案及經(jīng)濟分析這4個方面研究10級回?zé)嵯到y(tǒng)．以期為我國超超臨界機組的10級回?zé)嵯到y(tǒng)優(yōu)化奠定一定的理論和應(yīng)用基礎(chǔ)。
1 十級回?zé)嵯到y(tǒng)
1.1 回?zé)峒墧?shù)
理論上．給水同熱的級數(shù)越多，汽輪機的熱循環(huán)過程就越接近卡諾循環(huán)，機組的循環(huán)熱效率就越高，一般回?zé)峒墧?shù)增加一到兩級，可使得機組熱耗率下降0.2%～0.3%。神華重慶萬州電廠新建工程一期(2xl 050 MW)，是國內(nèi)首次采用了以9級同熱為核心的熱力系統(tǒng)升級優(yōu)化，在給水溫度不變的情況下，9級同熱系統(tǒng)比常規(guī)8級回?zé)嵯到y(tǒng)熱耗降低了19 kj/( kW·h)。
針對本工程超超臨界燃煤機組，分別計算了各個負(fù)荷工況下9級回?zé)嵯到y(tǒng)(3級高壓加熱器(高加)+1級除氧+5級低壓加熱器（低加））和10級回?zé)嵯到y(tǒng)（4級高加+1級除氧+5級低加）的熱耗，如圖1所示。從圖中可見，采用10級回?zé)嵯到y(tǒng)時，汽輪機熱耗率均低于采用9級回?zé)嵯到y(tǒng)時的熱耗率。特別是當(dāng)部分負(fù)荷時，10級回?zé)嵯到y(tǒng)的優(yōu)勢更加顯著，熱耗率降低幅度顯著大于100%THA工況的12.7 kj/( kW - h)熱耗率降低幅度，在75%、50%和40%THA 工況下．10級回?zé)嵯到y(tǒng)可分別將熱耗降低約34 kj/( kW．h)、38 kj/( kW·h)和34 kj/(kW-h)，均下降約0.5%，節(jié)能效果明顯。
當(dāng)機組蒸汽參數(shù)進(jìn)一步提高時，應(yīng)當(dāng)采用更多的回?zé)峒墧?shù)，以達(dá)到更好的經(jīng)濟性．但考慮到設(shè)備投資、基礎(chǔ)設(shè)施、運行安全穩(wěn)定性、抽汽損耗等問題，回?zé)峒墧?shù)并不是越多越好，300 MW以上汽輪機回?zé)峒墧?shù)目前一般考慮在7～10級。因此在綜合考慮之下，本工程的汽輪機回?zé)嵯到y(tǒng)采用設(shè)置“0號高壓加熱器”的10級回?zé)嵯到y(tǒng)．在下文中將具體介紹該方案，并將說明其具有較好的技術(shù)可行性和經(jīng)濟性。
1.2給水溫度
給水溫度的提高會受到汽輪機和鍋爐兩方面的綜合制約。
從汽輪機的角度而言，理想情況下給水溫度越高，吸熱溫度越高，循環(huán)熱效率越高。但如果一味地提高給水溫度，會導(dǎo)致蒸汽的做功下降．反而降低經(jīng)濟效益。
從鍋爐的角度而言．給水溫度的提高．會減少給水在鍋爐中的吸熱量，提高機組的熱經(jīng)濟性。但給水溫度的提高一方面會受到鍋爐省煤器等部分材料的限制．當(dāng)溫度高于315℃時，更換材料所涉及的成本較高：另一方面若給水溫度過高，會使排煙損失增大、省煤器管內(nèi)極易發(fā)生氧腐蝕，危及省煤器安全：同時省煤器出口給水溫度還被要求需低于工質(zhì)飽和溫度30～35℃，以保證給水經(jīng)過鍋爐省煤器時不沸騰．且保留一定的欠焓．避免給水汽化，產(chǎn)生汽水沖擊。
因此對于一定的進(jìn)汽壓力．存在相應(yīng)的最佳給水溫度使機組熱效率最高。本工程鍋爐廠推薦最高給水溫度不超過313℃。同時為了避免0號高加的頻繁切除、投運，考慮額定負(fù)荷時亦投用0號高加，控制0號高加的抽汽量．最終將給水溫度控制在313℃（100%THA及以上工況）．部分負(fù)荷工況時的省煤器入口給水溫度也相應(yīng)提升，但仍滿足省煤器入口給水溫度欠焓要求。
1.3 0號高加布置方案
本工程的10級回?zé)嵯到y(tǒng)．是在高壓缸一段抽汽口前增加零段抽汽口，利用高壓缸抽汽的壓力等級較高，南于未經(jīng)再熱，過熱度相對較小，對提高給水溫度、提高系統(tǒng)循環(huán)效率有積極的效果。且本10級同熱系統(tǒng)還配置了前置蒸汽冷卻器，由于其利用了中壓缸抽汽過熱度．百萬千瓦機組可提高鍋爐給水溫度4.9℃和汽輪機內(nèi)效率0.24%。
根據(jù)0號高加和前置蒸汽冷卻器的相對位置不同，0號高加的布置方案有2個：方案1將0號高加設(shè)置在1號高加下游．前置蒸汽冷卻器的上游：方案2將0號高加設(shè)置在前置蒸汽冷卻器的下游。這2種方案均將前置式蒸汽冷卻器置于三段抽汽位置，加熱蒸汽先經(jīng)蒸汽冷卻器冷卻后再流入3號高加。但方案1更優(yōu)于方案2．主要有以下2個原岡。
(1)原因一：從降低整體熱耗率的角度，方案1有著更高的經(jīng)濟性．經(jīng)計算．方案1的整體熱耗率可比方案2降低約6 kj/( kW -h)。表l給出了方案1設(shè)計工況下相關(guān)抽汽參數(shù)和對應(yīng)的給水溫度。從表中可以看出，三段抽汽即再熱后的第一級抽汽的抽汽溫度最高，達(dá)到了485.3℃，該溫度高于0號高加的抽汽溫度約32.7℃。因此若給水先直接進(jìn)入蒸汽冷卻器．則兩者的傳熱溫差為187.8℃：若給水先進(jìn)入抽汽溫度較低的0號高加加熱后，再進(jìn)入前置蒸汽冷卻器，則蒸汽冷卻器中抽汽與給水之間的傳熱溫差可降低為174.8℃，這樣的布置流程溫升分配合理．體現(xiàn)r能量的梯級利用，既可減少兩者的傳熱溫差和熱力系統(tǒng)的不可逆換熱損失，又可降低前置蒸汽冷卻器的過熱度。
(2)原因二：方案1還可降低2號高加的溫升，避免了過大的溫升對加熱器產(chǎn)生熱沖擊造成設(shè)備的損壞。通常在汽輪機的同熱系統(tǒng)中．2號高加的抽汽量最大，約為3號高加的抽汽量的2倍．這使得2號高加的給水溫度溫升最大，且2號高加的抽汽來源于高壓缸排汽，抽汽壓力不可調(diào)，所能加熱到的最高溫度不可變，因此3號高加的出口水溫直接決定了2號高加的溫升情況。由此可見．在相同的加熱條件下，由于方案1的給水先經(jīng)0號高加加熱后再進(jìn)入蒸汽冷卻器，使得蒸汽冷卻器的進(jìn)口水溫和出口水溫相比方案2都得到了提高，有效防止了熱沖擊對2號高加的損壞。
同理，增設(shè)0號高加的10級回?zé)嵯到y(tǒng)的方案l布置，同時也改善了9級回?zé)嵯到y(tǒng)所存在的2號高加溫升過大的情況，相比原9級同熱系統(tǒng)．3號高加的進(jìn)汽溫度約從318.2℃提高到330.5℃，從而提高了3號高加的出口給水溫度約6.2℃，降低了2號高加的給水溫升約7℃，這也說明了優(yōu)化后的10級回?zé)嵯到y(tǒng)優(yōu)于9級回?zé)嵯到y(tǒng)。
基于對降低整體熱耗率和避免2號高加過大溫升這兩個方面的比較結(jié)果，本工程的10級回?zé)嵯到y(tǒng)采用方案1布置，如圖2所示，即給水從1號高加出來后先進(jìn)入0號高加再進(jìn)入蒸汽冷卻器。
1.4 0號高加抽汽方案
1.4.1 0號高加抽汽方案的選擇
根據(jù)日前的技術(shù)情況．0號高加抽汽方案有2種：常規(guī)型不可調(diào)10級同熱系統(tǒng)和變通型可調(diào)10級回?zé)嵯到y(tǒng)。
本工程選用哈爾濱汽輪機廠生產(chǎn)的汽輪機，THA工況下其9級回?zé)釞C型的一段抽汽壓力為8.4 MPa。若采用常規(guī)型10級回?zé)嵯到y(tǒng)，則0號高加的抽汽壓力為給水溫度310.5℃對應(yīng)下飽和壓力9.7 MPa（考慮端差），相比一段抽汽壓力只增加了1.3 MPa。在這種情況下若想直接在原高壓缸開孔引出9.7 MPa的高壓蒸汽，則新增的抽汽口會岡與一段抽汽口距離過近而無法開孔，需重新設(shè)計高壓缸才能合理布置這2個抽汽口，大大增大了設(shè)計量和業(yè)主的投資成本。
本工程選用變通型可調(diào)10級回?zé)嵯到y(tǒng)，只需在原9級回?zé)嵯到y(tǒng)的機型上進(jìn)行較少的調(diào)整設(shè)計即可．在高壓缸原1號抽汽口上游增加0號抽汽口．100%THA工況下抽汽口的抽汽參數(shù)為11.416MPa、452.6℃，并在抽汽管路上設(shè)置調(diào)節(jié)閥，通過調(diào)節(jié)閥調(diào)節(jié)至合適的0號高加的進(jìn)汽壓力。由于抽汽口的抽汽壓力顯著高于10級回?zé)嵯到y(tǒng)的一段抽汽壓力8.3 MPa，避免了不帶調(diào)節(jié)閥時新增抽汽口與一段抽汽口位置過近而無法開孔的問題。
當(dāng)機組負(fù)荷大于90%THA時，通過調(diào)整調(diào)節(jié)閥的開度來調(diào)節(jié)O號高加的進(jìn)汽壓力；當(dāng)機組負(fù)荷小于90%THA時，調(diào)節(jié)閥已處于全開的狀態(tài)。而本機組大部分時間都運轉(zhuǎn)在90%THA以下的負(fù)荷工況下，多數(shù)是在70%～80%負(fù)荷的工況，因此該調(diào)節(jié)閥大部分時間處于全開狀態(tài)，其所產(chǎn)生的節(jié)流效應(yīng)對本機組經(jīng)濟性的影響可忽略。且由于該調(diào)節(jié)閥的沒置，使得0號高加的抽汽口位置相比常規(guī)型10級同熱系統(tǒng)更靠前，從而提高了0號高加的抽汽壓力，特別在部分負(fù)荷T-況下，0號高加抽汽口壓力的提升使得給水溫度也較常規(guī)10級同熱系統(tǒng)又有了進(jìn)一步提高，這都更好地提高了汽輪機的回?zé)嵝�，降低了汽輪機的熱耗率。
1.4.2 0號高加抽汽口位置的確定
由于采用了帶可調(diào)節(jié)級的10級回?zé)嵯到y(tǒng)，提高了0號高加的抽汽壓力，綜合考慮之后，將0號高加抽汽口位置設(shè)置在第9級葉片之后，適當(dāng)加大通流第9級和第10級葉片之間的軸向?qū)挾�，在�?nèi)缸上設(shè)置兩段抽汽腔室。由于原適用于9級回?zé)岬母邏簝?nèi)、外缸毛坯無法通用于10級同熱的情況，因此增加0號抽汽需重新設(shè)計高壓轉(zhuǎn)子、高壓內(nèi)缸和高壓外缸。為了保證該方案的可行性，需對高壓轉(zhuǎn)子進(jìn)行強度計算和對高壓內(nèi)、外缸進(jìn)行強度及密封性分析：需增加0號抽汽腔室設(shè)計，并對抽汽腔室強度及密封性進(jìn)行核算，還需對拙汽口處葉片進(jìn)行安全性和變工況時轉(zhuǎn)子推力進(jìn)行核算，以保證機組安全運行。
2 10級回?zé)嵯到y(tǒng)經(jīng)濟性分析
將“設(shè)置0號高加的10級回?zé)嵯到y(tǒng)”與“不設(shè)置0號高加的9級回?zé)嵯到y(tǒng)”作對比，進(jìn)行經(jīng)濟性分析。
2.1 初投資比較
在9級回?zé)岬幕A(chǔ)上．設(shè)置10級回?zé)嵯到y(tǒng)：除需增設(shè)1臺價值約425萬元的0號高加之外，還需增設(shè)抽汽管道、加熱器疏水管道及高壓給水管道，同時汽輪機高壓缸調(diào)整可能需要增加費用，合計增加管道、閥門及相關(guān)費用約300萬元：另外，增加1臺高加也會給布置上帶來一定的困難．土建費用增加約40萬元。合計總投資增加約765萬元。
2.2運行費用比較
綜合考慮汽輪機發(fā)電量、汽輪機熱耗率和鍋爐熱效率，表2給出了本機組在100%THA. 75%THA、50% THA和40%THA 工況下分別運行2 500 h／年、2 120 h／年和1 580 h／年和300 h／年下的經(jīng)濟收益。
從表2可見，在不同負(fù)荷的工況下，增設(shè)0號高加后均可有效降低汽輪機熱耗率和發(fā)電標(biāo)準(zhǔn)煤耗率，并提高發(fā)電廠的熱效率，從而降低機組的全年耗煤量，單臺機組在壽命期內(nèi)可增加折現(xiàn)收益3 419萬元，尤其當(dāng)機組運行在部分負(fù)荷工況時，收益更為顯著。例如，在100% THA工況下，可每小時節(jié)省耗煤量0.19 t．而在部分負(fù)荷75%THA、50%THA和40%THA 工況下，每小時可分別節(jié)省耗煤量為0.85 t、0.72 t和0.47 t．分別約為100%THA工況下每小時節(jié)省耗煤量的4.5倍、3.8倍和2.5倍。其中在75%THA工況下，由于其每小時節(jié)省的耗煤量最多且運行時間長．其每年節(jié)省的耗煤量也最多，約為0 803 t．約占總節(jié)省耗煤量的51%：而當(dāng)負(fù)荷低于50%時，每小時可節(jié)約的耗煤量下降幅度較大，40%THA工況每小時可節(jié)省的耗煤量只為50%THA工況時的2/3．且由于其每年運行時間短，每年可節(jié)約的耗煤量只為140 t。
由此說明，增設(shè)0號高加的好處更多體現(xiàn)在部分負(fù)荷工況，尤其在75%THA工況時．且本機組長期運行在70%～800/0負(fù)荷下，處于其經(jīng)濟收益最大的丁況．兇此更具有實際應(yīng)用價值。
2.3綜合收益比較
從表3中可知，2臺機組若需設(shè)置10級回?zé)嵯到y(tǒng)．雖需增加1 530萬元的投資費用．但該方案的煤耗收益可觀，單臺機的20年煤耗折現(xiàn)收益達(dá)3 419萬元，2臺機組20年綜合折現(xiàn)收益高達(dá)約5 308萬元，約3年即可收回投資成本．具有很高的經(jīng)濟性。
綜上．在目前電力供需基本趨于平衡的局面下，針對火電機組所面臨的利用小時數(shù)逐年下降、平均負(fù)荷率下降、低負(fù)荷區(qū)運行時間長等問題，需要對熱力系統(tǒng)及設(shè)備進(jìn)行節(jié)能降耗改造及運行優(yōu)化，增設(shè)0號高加的10級回?zé)嵯到y(tǒng)可有效改善大型火電機組經(jīng)常運行在“非經(jīng)濟負(fù)荷區(qū)”時較低的運行經(jīng)濟性，促進(jìn)火電廠的節(jié)能降耗。
3結(jié)論
以神華國華永州發(fā)電廠一期(2xl 000 MW)工程一次再熱機組為例，將9級回?zé)嵯到y(tǒng)優(yōu)化為帶可調(diào)節(jié)級的10級回?zé)嵯到y(tǒng)。(1)本10級回?zé)嵯到y(tǒng)在原有的帶前置蒸汽冷卻器的9級的同熱系統(tǒng)基礎(chǔ)上，采用串聯(lián)方式增設(shè)0號高加，將其布置在前置蒸冷器的上游，可將給水溫度從302℃提高至313 ℃。(2)只需在原9級同熱的機型上進(jìn)行較少的調(diào)整設(shè)計．即在高壓缸一段抽汽口游增加0段抽汽口，并在抽汽管路上配備調(diào)節(jié)閥，對比帶不可調(diào)節(jié)級的10級回?zé)嵯到y(tǒng)，0號高加抽汽口壓力得到了一定的提升，有效提高了汽輪機的回?zé)嵝�，降低了汽輪機的熱耗率。(3)該方案具有顯著的節(jié)能效果和經(jīng)濟效益，可有效改善汽輪機在低負(fù)荷時的運行經(jīng)濟性：在100%THA工況下，可將熱耗率降低約12.7 kj/( kW·h)，特別在部分負(fù)荷工況下．最大可將熱耗率降低約38 kj/(kW-h)；因此該方案的煤耗收益可觀，20年綜合折現(xiàn)收益高達(dá)約5 308萬元，約3年即可收回投資成本。
4摘要：針對神華國華永州發(fā)電廠一期(2xl 000 MW)工程一次再熱機組采用帶可調(diào)節(jié)級10級回?zé)嵯到y(tǒng)的可行性和經(jīng)濟性進(jìn)行了深入的論證和分析：采用串聯(lián)方式將新增的0號高壓加熱器（以下簡稱高加）布置在前置蒸汽冷卻器的上游，設(shè)置調(diào)節(jié)閥調(diào)節(jié)抽汽壓力為0號高加供汽，在部分負(fù)荷工況下，相比常規(guī)型不可調(diào)節(jié)級的10級回?zé)嵯到y(tǒng)，O號高加的蒸汽壓力得到了提高，給水溫度可進(jìn)一步提升；熱耗下降12～38 kj/(kW-h)，煤耗降低效果顯著,2臺機組20年綜合折現(xiàn)收益約5 308萬元，具有更高的熱經(jīng)濟性。
