王志峰，閻維平

(華北電力大學(保定) 能源動力與機械工程學院，河北 保定 071003)

在“上大壓小”方針的影響下，目前火力發(fā)電工業(yè)正向著超臨界、超超臨界蒸汽參數(shù)、更大單機容量機組發(fā)展。提高蒸汽初參數(shù)可以提高火力發(fā)電機組的熱效率，并且由文獻[1]可知，提高溫度比提高壓力對效率的貢獻更大。然而，近年來全國發(fā)電設備利用小時數(shù)持續(xù)下降，大容量機組不能滿負荷運行，其發(fā)電效率必然降低，其熱經(jīng)濟性會受到很大影響[2-3]。

在許多分散的小型燃煤鍋爐被逐漸淘汰之后，造成了供熱量不足與供電量過剩之間的矛盾[4]。尤其是對于縣級城市的供熱，由文獻[5]可知供熱面積為250萬m2時技術(shù)經(jīng)濟半徑為4～6 km，若使用百萬兆瓦級別的大機組集中供熱，由于供熱半徑將達到12 km，會造成很大的散熱損失，供熱管道的鋪設成本也會很高。

為緩解以上問題，提出了用小容量高蒸汽參數(shù)機組供熱的構(gòu)想，突破小容量機組與低蒸汽參數(shù)匹配的傳統(tǒng)概念,并充分利用目前廣泛應用的600℃等級耐高溫金屬。小容量高蒸汽參數(shù)機組無再熱，采暖期采用熱電聯(lián)供，供熱半徑小，供熱管道散熱損失少、投資少，并且可滿負荷運行。非采暖期純凝發(fā)電運行，機組年利用小時數(shù)高。

閻維平[6]等研究了主汽溫度達到700℃時，設計亞臨界、無再熱發(fā)電機組的可行性及技術(shù)經(jīng)濟性，認為在全面考慮各種經(jīng)濟因素的情況下，同等容量的亞臨界無再熱機組的經(jīng)濟性明顯優(yōu)于超超臨界一次再熱機組。另外，我國現(xiàn)役綜合參數(shù)最高機組為華能安源電廠的32.45 MPa/605℃/623℃/623℃超超臨界二次再熱機組，再熱汽溫已經(jīng)可以達到623℃。劉堃[7]以600 MW亞臨界鍋爐為研究對象，對提高蒸汽參數(shù)后為配合汽輪機通流及參數(shù)變更進行的鍋爐本體適配性改造進行了研究。劉太德[8]分析了主蒸汽參數(shù)對汽輪發(fā)電機組發(fā)電能力的影響，通過提高鍋爐主蒸汽參數(shù)提高了汽輪發(fā)電機組的發(fā)電量。張培基[9]研究了中小容量背壓機組升為次高壓參數(shù)的可行性。

根據(jù)熱力學焓熵圖，結(jié)合汽輪機高壓級葉片高度的合理性和末級排汽濕度的要求，將蒸汽參數(shù)選為625℃，12 MPa。由于壓力遠低于超超臨界機組，因此，高溫受熱管壁厚僅約為超超臨界機組的1/2，高溫受熱面金屬重量相應減少，最高壁溫也有所降低。目前對于小容量機組提高蒸汽參數(shù)以及其經(jīng)濟性的研究還未見文獻報道，分析其經(jīng)濟性可以為日后此類工程項目的開展提供切實可行的理論依據(jù)。

1 小容量高蒸汽參數(shù)汽輪機組與鍋爐基本參數(shù)概念設計分析

小容量高蒸汽參數(shù)機組(以下稱高參數(shù)機組)采用高中壓合缸的形式。機組設8段回熱抽汽，采用一個混合式加熱器作為除氧器和七臺表面式加熱器，其中，低壓加熱器四臺，高壓加熱器三臺。機組的原則性熱力系統(tǒng)圖如圖1所示。同時考慮最優(yōu)的汽輪機側(cè)循環(huán)熱效率和鍋爐效率，給水溫度確定為270℃。比照同樣配備220t/h鍋爐的現(xiàn)役50 MW(8.82 MPa/535℃)機組，選取高參數(shù)機組的基本參數(shù)。兩機組設計基本參數(shù)如表1所示[10]。其中高參數(shù)機組給水泵壓力高，但因燃煤量略少，產(chǎn)生的煙氣量少，送、引風機耗電量少，因此和現(xiàn)役50 MW機組相比，廠用電略高，估取為6.5%。

提高主蒸汽參數(shù)后，汽輪機進口葉柵高度以及末級排汽濕度是否合理是汽輪機制造的兩個限制因素。參照現(xiàn)役50 MW機組的相關(guān)數(shù)據(jù)判斷高參數(shù)機組在技術(shù)上是否可行。

查得高參數(shù)機組主蒸汽熵值，結(jié)合兩機組熵增量，由排汽熵值及排汽壓力查焓熵圖可得排汽濕度為10.4%，滿足8%～12%的范圍[11]。由表1可知，和現(xiàn)役50 MW機組相比，汽輪機進汽體積流量不變，因此葉柵高度相同；葉輪摩擦損失僅增加了0.1 kJ/kg。參考相關(guān)資料[10]，預計比現(xiàn)役50 MW機組高壓級增加兩級，低壓級增加一級。由此初步確定了汽輪機的設計可行性。

圖1 小容量高蒸汽參數(shù)機組原則性熱力系統(tǒng)圖

表1高參數(shù)機組與現(xiàn)役50 MW機組設計基本參數(shù)

項目高參數(shù)機組50 MW機組鍋爐額定蒸發(fā)量/t·h-1220220主蒸汽壓力/MPa128.82主蒸汽溫度/℃625535給水溫度/℃270217除氧器壓力/MPa0.760.588給水泵壓力/MPa17.9613.73凝結(jié)水泵出口壓力/MPa1.731.33凝汽器壓力/kPa4.64.6鍋爐效率/[%] 93.293.2機械效率/[%] 9998發(fā)電機效率/[%] 9998管道效率/[%] 9998廠用電率/[%]6.56汽輪機進汽量/t·h-1220220進汽體積流量/m3·s-122葉輪摩擦損失/kJ·kg-12.82.7計算燃料消耗量/kg·h-126 08926 765發(fā)電功率/MW6750

如表1所示，與現(xiàn)役50 MW機組相比，高參數(shù)機組主汽溫度升高，給水溫度也升高，最終使高參數(shù)機組的燃煤量減少2.5%，鍋爐效率不變。如圖2所示，在整個工質(zhì)吸熱過程中，與50 MW機組相比，高參數(shù)機組的過熱吸熱份額增加，約增加11%；加熱吸熱份額減少6%，蒸發(fā)吸熱份額減少5%。綜上可知，鍋爐側(cè)的制造也是可行的，并且不用再熱器，增加成本不會過高。提高蒸汽參數(shù)后，鍋爐額定蒸發(fā)量均為220 t/h的情況下，機組滿負荷的發(fā)電功率為67 MW，增加了17 MW。

圖2 蒸汽參數(shù)變化前后的理想朗肯循環(huán)

2 小容量高蒸汽參數(shù)純凝機組熱指標計算及對比

基于等效焓降法計算模型[12]并采用Thermoflow對熱力系統(tǒng)進行模擬，計算主蒸汽參數(shù)為12 MPa/625℃的67 MW凝汽式機組的熱耗率、循環(huán)熱效率、電廠凈效率、煤耗率，并與現(xiàn)役50 MW機組(8.82 MPa/535℃)、亞臨界600 MW機組(16.7 MPa/538℃/538℃)、超超臨界1 000 MW機組(25 MPa/600℃/600℃)進行比較。

首先計算新蒸汽的等效焓降，忽略各個加熱器熱阻，按等溫升原則確定各個加熱器出口水溫；在得到抽汽壓力之后，利用等壓線與汽輪機理想過程線相交來確定抽汽焓值。根據(jù)等效焓降法計算得到各段抽汽以及新蒸汽的等效焓降。如表2所示。

表2各段抽汽的等效焓降

加熱器H1H2H3H4H5H6H7H8Hm等效焓降/kJ·kg-11 044.1939.3783.4689.5596.6516.1480.2305.31 186.88

此處Hm為毛等效焓降，需減去給水泵損失、門桿損失以及軸封漏氣損失，計算可得到總損失為20 kJ/kg，則實際等效焓降為1 166.88 kJ/kg；給水吸熱量為2 486.074 kJ/kg，則高參數(shù)機組實際循環(huán)熱效率為二者之比，結(jié)果為46.9%。使用Thermoflow軟件包對熱力系統(tǒng)進行建模分析，可得其他熱指標，如表3所示[13-14]。

由表3可知，小容量高參數(shù)機組純凝運行時供電煤耗為309 g/kW·h，滿足現(xiàn)役燃煤機組供電煤耗低于310 g/kW·h的要求，比現(xiàn)役50 MW機組低63 g/kW·h。循環(huán)熱效率、電廠凈效率分別比50 MW機組高6.9%，6.6%，熱耗率比50 MW機組降低了約16%?？芍?，和同等容量水平的現(xiàn)役50 MW機組相比，主蒸汽參數(shù)的提高使得機組的純凝發(fā)電熱經(jīng)濟指標均有了較大幅度的改善。高參數(shù)機組的壓力比600 MW機組低約5 MPa，溫度高了將近90℃，根據(jù)表3結(jié)果，高參數(shù)機組的熱耗率比600 MW機組高12 kJ/kW·h，電廠凈效率僅比600 MW機組低0.6%，供電煤耗高4 g/kW·h，純凝發(fā)電指標達到了600 MW機組的水平。高參數(shù)機組溫度比1 000 MW機組高了25℃，但壓力僅約為其壓力的1/2，因此各項指標與100%負荷的1 000 MW機組相比相差較大，但是當1 000 MW機組負荷低至50%時，熱經(jīng)濟指標均在高參數(shù)機組之下。

表3純凝發(fā)電熱經(jīng)濟指標比較

項目現(xiàn)役50 MW高參數(shù)機組600 MW1 000 MW(100%負荷)1 000 MW(50%負荷)熱耗率/kJ·kW-1·h-19 3417 8327 8207 3827 900循環(huán)熱效率/[%] 4046.9475046.5電廠凈效率/[%] 33.139.740.343.439.5供電標煤耗率/g·kW-1·h-1372309305283311發(fā)電標煤耗率/g·kW-1·h-1349289291271297

3 小容量高蒸汽參數(shù)機組供熱的分析

3.1 小容量高蒸汽參數(shù)機組供熱指標的計算

由于機組容量小，在采暖期可使用背壓機組，實行熱電聯(lián)供，可提高熱利用率，使熱電廠熱經(jīng)濟性大為提高，節(jié)約能源[15]。以華北某縣城為例，探討采用主蒸汽參數(shù)為12 MPa，625℃的小容量背壓機組近距離供熱和采用超超臨界1 000 MW凝汽式機組遠距離供熱的經(jīng)濟性。

該縣城供熱面積為250萬m2，據(jù)該地區(qū)氣象條件：采暖期室外計算溫度-9℃，采暖期平均溫度-1.2℃，采暖期為122天，選取綜合采暖熱指標為45 W/m2。一次網(wǎng)設計供回水溫度為120℃/70℃，二次網(wǎng)設計供回水溫度為95℃/65℃[16-18]。熱網(wǎng)效率取95%?；赥hermoflow模型得到小容量高蒸汽參數(shù)背壓機組供熱的指標，可得其供熱熱效率為87%，供熱標煤耗率為39.208 kg/GJ。

3.2 小容量高蒸汽參數(shù)機組與超超臨界1 000 MW機組供熱的經(jīng)濟性比較

小容量機組供熱，供熱半徑為4 km，管道鋪設長度10 km。而1 000 MW機組供熱的供熱半徑為12 km，管道鋪設長度25 km。熱水在管道中單位長度的溫降為0.75℃/km[17]。根據(jù)一次網(wǎng)循環(huán)水流量及比摩阻取值范圍，確定比摩阻為125 Pa/m[19]。管道的鋪設費用為250萬元/km(其中包括材料費，人工費，安裝費等)。循環(huán)水泵輸出功率按下式計算[20]

(1)

式中G——循環(huán)水流量/t·h-1；

ΔP——循環(huán)水泵揚程/MPa；

η——循環(huán)水泵效率。

比較兩機組供熱的經(jīng)濟性，如表4所示。

表4小容量高參數(shù)機組與1 000 MW機組供熱經(jīng)濟性比較(250萬m2)

項目高參數(shù)機組1 000 MW機組發(fā)電功率/MW401 000年供熱天數(shù)/天122122標煤價格/元·t-1700700年供熱量/GJ·年-11 185 8401 185 840供熱標煤耗率/kg·GJ-139.20837.351年供熱標煤耗/t·年-146 49444 292管道散熱損失折算標煤耗/t·年-16 06915 173供熱標煤年總成本/萬元3 6794 162一次網(wǎng)循環(huán)水量/t·h-11 9351 935循環(huán)水泵揚程/MPa1.253.125循環(huán)水泵效率/[%]0.60.6循環(huán)水泵輸出功率/kW1 1202 799供熱管道投資成本/萬元2 5006 250

由表4可知，對250萬m2供熱面積的縣城供熱來說，小容量高蒸汽參數(shù)機組的供熱標煤耗率比1 000 MW機組僅高1.857 kg/GJ，但由于供熱距離短，管道散熱損失折算的標煤耗比1 000 MW機組每年少9 104 t。綜合來看，小容量高參數(shù)機組的供熱標煤年成本比1 000 MW機組每年節(jié)約483萬元。1 000 MW機組的循環(huán)水泵輸出功率為小容量機組的2.5倍，供熱管道的投資成本為小容量機組的2.5倍。

4 結(jié)論

本文計算了將現(xiàn)役50 MW燃煤機組的主蒸汽參數(shù)提高到12 MPa，625℃的可行性及純凝發(fā)電與熱電聯(lián)產(chǎn)的熱經(jīng)濟指標，并進行了對比分析。結(jié)論如下：

(1)綜合汽輪機和鍋爐的概念設計可知，設計和制造在12 MPa，625℃的主蒸汽參數(shù)下運行的小容量機組是可行的，并且成本不會過高。

(2)小容量高參數(shù)機組純凝運行的供電煤耗率為309 g/kW·h，比現(xiàn)役50 MW機組低63 g/kW·h，熱耗率低16%，電廠凈效率高6.6%；與亞臨界600 MW機組相比，高參數(shù)機組供電煤耗率高4 g/kW·h，熱耗率高12 kJ/kW·h，電廠凈效率低0.6%；與50%負荷的超超臨界1 000 MW機組相比，高參數(shù)機組熱耗率低68 g/kW·h，電廠凈效率高0.2%，供電煤耗率低2 g/kW·h。

(3)全面考慮供熱標煤耗，供熱管道的散熱損失，管道鋪設成本，循環(huán)水泵功率等因素，就縣鎮(zhèn)級城市的供熱來說，使用小容量高蒸汽參數(shù)背壓機組供熱，供熱標煤耗率比1 000 MW機組高5%，但供熱標煤年成本是1 000 MW機組的88%，循環(huán)水泵輸出功率是1 000 MW機組的40%，供熱管道投資成本是1 000 MW機組的40%。使用小容量高蒸汽參數(shù)機組供熱的經(jīng)濟性優(yōu)于1 000 MW機組。