何冬輝

(遼寧東科電力有限公司，沈陽 110006)

0 引 言

近年，隨著電網(wǎng)調(diào)峰頻率的增加，600 MW和1 000 MW等級超超臨界火電機組時常參與電網(wǎng)調(diào)峰，造成大型火力發(fā)電機組通常處于低負荷階段運行，導致機組熱經(jīng)濟性明顯下降。據(jù)統(tǒng)計，中國現(xiàn)役約有35%的1 000 MW等級超超臨界火電機組處于低于70%負荷工況下運行[1]。

當調(diào)峰工況低負荷運行時，整體熱力循環(huán)以及主機設備處于偏離設計“經(jīng)濟區(qū)”內(nèi)，導致汽輪機組熱耗率升高。圖1為1 000 MW等級超超臨界火電機組熱耗率隨發(fā)電功率的變化曲線。3種1 000 MW等級汽輪機熱耗率在部分負荷階段都有所增加，即：在 800～1 000 MW負荷段，熱耗率增加54～71 kJ/(kW·h)；在600～800 MW負荷段，熱耗率增加128～185 kJ/(kW·h)；在500～750 MW負荷段，熱耗率增加193～288 kJ/(kW·h)。可見，1 000 MW等級火力發(fā)電機組熱效率隨著負荷降低而顯著下降，其高參數(shù)、高效率的優(yōu)勢無法得到充分發(fā)揮，必然造成較大的經(jīng)濟損失[2]。

因此，為解決1 000 MW超超臨界機組低負荷階段運行時效率低的技術(shù)難題，開展1 000 MW級超超臨界機組低負荷優(yōu)化運行研究，充分發(fā)揮超超臨界機組優(yōu)勢，對提升電力工業(yè)的技術(shù)水平有重要意義，具有顯著的經(jīng)濟效益和社會效益。

圖1 1 000 MW機組熱耗率隨負荷變化曲線

1 增設0號高壓加熱器的必要性分析

與提高機組參數(shù)相比，抽汽回熱系統(tǒng)優(yōu)化具有技術(shù)難度較低、投資小等優(yōu)點，是提高機組熱經(jīng)濟性運行的一項主要技術(shù)措施。理論上，鍋爐給水溫度和機組熱循環(huán)效率隨著抽汽回熱加熱器級數(shù)的增加而提高。在常規(guī)抽汽回熱加熱器系統(tǒng)末端，即1號高壓加熱器下游再串聯(lián)一個高壓加熱器，從而進一步加熱給水，則稱該高壓加熱器為0號高壓加熱器[3]。當機組處于部分負荷運行時，隨著汽機各主汽調(diào)節(jié)閥關(guān)閉產(chǎn)生節(jié)流損失，機組效率降低。通過在補汽閥后(高壓缸第5級)導氣管上的三通閥接口引出一路蒸汽至0號高加進一步加熱給水，其疏水逐級自流至1號高加。在部分負荷工況下，投入0號高壓加熱器運行，隨著主蒸汽流量增加，主汽調(diào)閥節(jié)流損失減小，機組熱效率隨之升高；另一方面， 0號高壓的投入還可提高最終給水溫度和機

組SCR裝置的脫銷效率[4-5]。由于高壓缸布置緊湊且蒸汽流動穩(wěn)定，從補汽閥后引管至0號高加具有結(jié)構(gòu)簡單、成本低等特點。

改造后的外高橋第三電廠是0號高壓加熱器首次在國內(nèi)超超臨界機組中應用。該電廠近幾年的運行業(yè)績，引起了該領(lǐng)域內(nèi)設計人員對0號高壓加熱器的日益關(guān)注。而近幾年來，增設0號高壓加熱器的節(jié)能減排新技術(shù)方案在新建的高效超超臨界機組得到廣泛應用。

現(xiàn)階段，基于電網(wǎng)調(diào)峰以及機組變工況運行特性，為提高1 000 MW級超超臨界汽輪發(fā)電機組在低負荷工況下的熱經(jīng)濟性，有必要及時開展增設0號高壓加熱器的分析研究。

2 0號高壓加熱器系統(tǒng)經(jīng)濟性分析

2.1 0號高壓加熱器熱經(jīng)濟性分析

對于設有補汽閥的機組，機組處于低負荷運行時，補汽閥處于關(guān)閉狀態(tài)，可利用高壓缸補汽閥接口抽汽送至新增設的0號高壓加熱器。通過抽汽管道上的快關(guān)調(diào)節(jié)閥調(diào)節(jié)抽汽量和抽汽參數(shù)，進一步提高給水溫度和回熱效率，降低汽輪機熱耗率，提高SCR裝置在部分負荷時的利用率。與此同時，鍋爐排煙溫度隨著最終給水溫度的升高而上升，鍋爐熱效率反而降低[6]。因此，從經(jīng)濟性方面綜合分析增設0號高壓加熱器節(jié)能效益，應結(jié)合鍋爐和汽輪機兩方面進行綜合考慮。

圖2為機組原則性熱力系統(tǒng)圖，采用Thermoflex熱平衡軟件，基于廠家提供的汽輪機熱平衡圖進行建模分析，可得出機組在部分負荷運行時的給水溫度和機組熱耗率，計算結(jié)果見表1。

圖2 1 000 MW機組原則性熱力系統(tǒng)

機組在100%THA工況(機組熱耗率保證工況)下運行，由汽輪機熱平衡圖可知，鍋爐最終給水溫度為298.8 ℃。在0號高壓加熱器投運的情況下，分別計算在75%THA和50%THA工況下的鍋爐最終給水溫度和汽機熱耗率見表1。

由表1可知，機組在50%～75%THA部分負荷運行工況下，0號高壓加熱器投運后，可降低機組熱耗22～45 kJ/(kW·h)，提高給水溫度至287.8～298.1 ℃，隨之鍋爐排煙溫度也將升高，SCR裝置的利用效率也將提高。

基于設計煤種，結(jié)合鍋爐熱力性能數(shù)據(jù)，由表2可知，與0號高壓加熱器未投入相比，0號高壓加熱器投運時，盡管75%THA和50%THA工況下鍋爐熱效率有所降低，但發(fā)電標準煤耗率卻有所降低。

表1 0號高壓加熱器對給水溫度和熱耗率的影響

表2 0號高壓加熱器對機組供電標準煤耗率的影響

此外，0號高壓加熱器投運的情況下，煙氣熱量進一步被低溫省煤器回收，通過回收利用這部分熱量再去加熱凝結(jié)水，這樣可降低鍋爐排煙溫度，提高鍋爐效率，從而進一步提高機組的熱經(jīng)濟性。

2.2 0號高壓加熱器系統(tǒng)投資收益分析

機組頻繁參與電網(wǎng)調(diào)峰，勢必導致許多大型發(fā)電機組以滑壓方式運行。由此，機組在調(diào)峰情況下的經(jīng)濟效益明顯受機組的年運行小時數(shù)、年利用小時數(shù)等條件影響[2]。結(jié)合國內(nèi)相同類型機組的實際運行情況，取5 000 h作為機組年利用小時數(shù)參考值，按一定比例分配到不同負荷段，其機組調(diào)峰運行情況見表3。

基于表3的機組年利用小時數(shù)，經(jīng)計算得出無0號高加和有0號高加2種方案的熱經(jīng)濟性，計算結(jié)果見表4。

從項目施工、運行維護等方面，2種方案的設計基本無差別。從投資方面，除增加0號高壓加熱器設備費用外，抽汽管道系統(tǒng)相應會增加抽汽和給水管道、閥門、土建安裝等投資費用。以1臺1 000 MW超超臨界機組增設0號高加為例，增設0號高加后，根據(jù)供貨商的詢價可知，每臺機組初期總投資需要增加約600萬元/套。但汽機主廠房體積無多大變化，其主廠房投資與未增加前無多大差別。無0號高壓加熱器方案和有0號高壓加熱器方案的總投資比較見表5。

表3 調(diào)峰運行模式不同負荷的運行時間組合

由表4可知，機組在部分負荷投運0號高加后，盡管率降低了汽輪機的熱耗率，但是由于鍋爐受給水溫度和給水流量的變化的影響，鍋爐效率卻有所下降。如果機組在調(diào)峰模式變工況運行時，年利用小時數(shù)以5 000 h計算，有0號高壓加熱器方案比無0號高壓加熱器方案的標準供電煤耗率低，每臺機組1年可節(jié)約標煤量1 840 t。

根據(jù)表5計算，增設0號高加后，單臺發(fā)電機組需增加總投資大約600萬元。按靜態(tài)考慮，在調(diào)峰工況下，0號高壓加熱器投運后，單臺機組的投資回收期計算結(jié)果見表6。

表4 兩種技術(shù)方案的熱經(jīng)濟性比較

表5 兩種方案總投資比較

表6 調(diào)峰運行模式投資回收期計算表

3 結(jié) 語

1)隨著近幾年增設0號高壓加熱器方案在新建高效超超臨界機組的廣泛采用，從技術(shù)角度分析，與常規(guī)不帶0號高壓加熱器系統(tǒng)方案相比，在設備安全性、可靠性及維護性等方面無太大差異。

2)在機組50%～75%負荷階段，0號高加投用后給水溫度提高18.8～33.7 ℃，可降低機組熱耗22～45 kJ/(kW·h)，發(fā)電標準煤耗率降低0.419～0.437 g/(kW·h)；同時，可提高省煤器出口煙溫，進而提高進SCR裝置的煙氣溫度，滿足其最低煙溫要求，實現(xiàn)全負荷脫硝，鍋爐效率提高0.4%、0.16%。