包偉偉

(哈爾濱汽輪機廠有限責(zé)任公司， 哈爾濱 150046)

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1 000 MW超超臨界機組系統(tǒng)優(yōu)化技術(shù)經(jīng)濟性分析

包偉偉

(哈爾濱汽輪機廠有限責(zé)任公司， 哈爾濱 150046)

為了提高1 000 MW超超臨界機組的運行經(jīng)濟性，基于汽輪發(fā)電機組熱力系統(tǒng)的分析計算方法，對其提升部分設(shè)計條件、增設(shè)輔助設(shè)備的優(yōu)化技術(shù)和經(jīng)濟性收益進行了論述及分析。結(jié)果表明：通過采用上述方案對熱力系統(tǒng)進行優(yōu)化，可明顯改善熱力系統(tǒng)的經(jīng)濟性，機組加權(quán)熱耗可降低約118 kJ/(kW·h)。

汽輪機; 超超臨界機組； 熱力系統(tǒng); 系統(tǒng)優(yōu)化; 熱經(jīng)濟性

1 000 MW超超臨界機組發(fā)電技術(shù)自本世紀初引入我國以來，已經(jīng)有十多年時間，如今已是我國燃煤發(fā)電機組中的主力機型。早期建設(shè)投產(chǎn)的1 000 MW超超臨界機組的熱力系統(tǒng)設(shè)計沿用我國300 MW以上機組的傳統(tǒng)設(shè)計方案，部分設(shè)計條件按我國當(dāng)時的相關(guān)行業(yè)標準選取，已經(jīng)明顯不符合時代的發(fā)展要求，其多個環(huán)節(jié)存在可以優(yōu)化改進的空間，如再熱系統(tǒng)的壓降大、部分高壓加熱器換熱溫差大、部分負荷運行時給水溫度不可調(diào)節(jié)以及鍋爐尾部煙氣熱量未能充分利用的問題，這些問題疊加在一起，對機組運行經(jīng)濟性產(chǎn)生了嚴重影響。

目前主流的1 000 MW超超臨界機組的熱力系統(tǒng)以及主機設(shè)計等均已經(jīng)發(fā)生了較大了改變。其中熱力系統(tǒng)的優(yōu)化設(shè)計主要有兩個方面：(1)提高了部分設(shè)計條件；(2)增設(shè)了部分輔助設(shè)備。對常規(guī)熱力系統(tǒng)進行這兩方面的優(yōu)化設(shè)計之后，雖然在一定程度上提高了設(shè)備的投資成本，但是可使機組的熱耗大幅降低，運行經(jīng)濟性顯著改善。

隨著國家對環(huán)境保護和節(jié)能減排等方面越來越重視以及一系列相關(guān)政策的逐步實施，提高燃煤發(fā)電機組的經(jīng)濟性顯得越來越重要。在目前的超超臨界機組發(fā)電技術(shù)水平下，采用系統(tǒng)優(yōu)化技術(shù)，不但可提高機組運行經(jīng)濟性，減少能源消耗以及污染物排放，而且可將我國的超超臨界發(fā)電技術(shù)水平提升到一個新的水平，增強我國發(fā)電技術(shù)在國際上的競爭力。

因此，筆者以某新型高效1 000 MW超超臨界機組[1-4]為例，基于熱力系統(tǒng)的變工況分析計算方法，詳細論述其熱力系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計的經(jīng)濟性收益。

1 優(yōu)化技術(shù)介紹

1.1 再熱系統(tǒng)壓降

該1 000 MW超超臨界機組采用一次中間再熱循環(huán)，再熱蒸汽系統(tǒng)的管道包括冷再管道、再熱器管道以及熱再管道。再熱蒸汽系統(tǒng)的管道往返于汽輪機廠房以及鍋爐廠房，管道線路較長，因此管道的壓降相對也較大。常規(guī)設(shè)計的再熱系統(tǒng)壓降一般按原我國的行業(yè)設(shè)計規(guī)范DL 5000—2000 《火力發(fā)電廠設(shè)計技術(shù)規(guī)程》取高壓缸排汽壓力的10%，早期設(shè)計投運的1 000 MW超超臨界機組大多按此標準設(shè)計。

蒸汽動力循環(huán)再熱系統(tǒng)壓降的大小直接影響機組的運行經(jīng)濟性。該機組再熱系統(tǒng)壓降與機組熱耗的關(guān)系見圖1。由圖1可見：在100%負荷工況，再熱系統(tǒng)壓降每降低1%，機組熱耗將降低約5 kJ/(kW·h)，再熱系統(tǒng)壓降對機組的運行經(jīng)濟性影響較大。

圖1 再熱系統(tǒng)壓降對機組熱耗的影響

該機組在100%負荷工況時的高壓缸排汽壓力為5.5 MPa，排汽比體積為0.047 m3/kg，較600 MW超臨界機組減小約13%，較亞臨界機組減小約31%，較小的排汽比體積有利于減小再熱系統(tǒng)的壓降。通過采取以下措施[5]：(1)控制鍋爐再熱器壓降到0.2 MPa；(2)盡可能采用≥3D的新型彎管代替1.5D的彎頭；(3)加大冷再管道直徑，可將再熱系統(tǒng)的設(shè)計壓降降低到7%～8%，比常規(guī)設(shè)計降低2%～3%。

采用3D彎管代替1.5D彎頭可降低再熱系統(tǒng)壓降的主要原因在于：3D彎管的局部阻力系數(shù)低于1.5D彎頭，因此流動損失?。?D彎管在運行時產(chǎn)生的振動能量小，有利于管系的安全穩(wěn)定運行；采用彎管的造價遠低于彎頭，可明顯降低四大管道的造價，同比降幅可達到20%[5]。經(jīng)過優(yōu)化設(shè)計之后，再熱系統(tǒng)壓降設(shè)計值降低到7%，比常規(guī)設(shè)計降低3%，可使機組熱耗降低約15 kJ/(kW·h)(見圖1)。

1.2 汽動給水泵組

常規(guī)設(shè)計的給水泵驅(qū)動方案一般沿用300 MW以上濕冷機組的給水泵驅(qū)動方案，采用2臺50%容量的汽泵+1臺30%容量的電泵的設(shè)計方案。該方案由于給水泵汽輪機容量小，設(shè)計內(nèi)效率低，給水泵效率一般取為83%，給水泵汽輪機效率一般取為81%；同時，該方案在機組啟動階段采用電泵啟動，消耗大量高品質(zhì)的電能，而鍋爐產(chǎn)生的高壓蒸汽卻通過旁路減溫、減壓后被排入凝汽器而浪費。因此，常規(guī)設(shè)計方案在啟動工況的經(jīng)濟性差。

汽動給水泵組的效率高低直接影響機組的運行經(jīng)濟性。該機組汽動給水泵組效率與機組熱耗的關(guān)系見圖2。由圖2可見：給水泵效率每升高1%，機組熱耗將降低約1.7 kJ/(kW·h)；給水泵汽輪機效率每升高1%，機組熱耗將降低約2.5 kJ/(kW·h)，汽動給水泵組的效率每升高1%，機組熱耗可降低約4.2 kJ/(kW·h)，其對機組的運行經(jīng)濟性影響較再熱系統(tǒng)壓降略小。

圖2 汽動給水泵組對機組熱耗的影響

為了提高汽動給水泵組的運行效率，目前已有部分1 000 MW超超臨界機組的給水泵組設(shè)計采用1臺100%容量的汽動給水泵組，同時給水泵汽輪機的通流采用反動式設(shè)計，用來提高給水泵汽輪機變工況運行時的效率。該機組在100%負荷工況時的給水泵入口流量為2 676 t/h，壓力為1.0 MPa，設(shè)計出口壓力為31 MPa，給水壓縮耗功約為28 MW，給水泵汽輪機進汽量達到120 t/h，進口蒸汽的體積流量達到約9 m3/s，比600 MW超臨界機組提高約35%?？梢姡捎眠@一設(shè)計方案，可顯著提高給水泵汽輪機通流各級的葉高水平，從而降低二次流損失，使得給水泵汽輪機具有較高的內(nèi)效率。

該機組通過配置1臺100%容量的給水泵組，汽動給水泵組給水泵與給水泵汽輪機的設(shè)計效率分別達到87%和85%，這比常規(guī)設(shè)計方案均高出4%，可使機組熱耗降低約17 kJ/(kW·h)(見圖2)，經(jīng)濟性效果顯著。需要指出，這一設(shè)計方案雖然提高了經(jīng)濟性，但是可靠性不足，給水泵汽輪機一旦發(fā)生故障，將直接導(dǎo)致機組停機。因此，可在此基礎(chǔ)上再增加1臺30%容量的電動泵作為備用泵組，以提高機組的運行可靠性。

1.3 給水泵汽輪機凝汽器

常規(guī)設(shè)計的給水泵汽輪機的排汽一般排入主汽輪機凝汽器，采用這一設(shè)計方案可以簡化系統(tǒng)結(jié)構(gòu)，降低投資成本；但是需要克服排汽阻力，消耗一定的壓力能，從而產(chǎn)生一定排汽壓差。常規(guī)設(shè)計的給水泵汽輪機排汽壓差取1～2 kPa，這一壓差的存在使得給水泵汽輪機的排汽壓力升高，等熵焓降減小，從而消耗更多的汽量，增加整個機組的熱耗。

給水泵汽輪機排汽壓差的大小直接影響機組的運行經(jīng)濟性。該機組給水泵汽輪機排汽壓差與機組熱耗的關(guān)系見圖3。由圖3可見：給水泵汽輪機的排汽壓差每升高1 kPa，機組熱耗將升高約5.8 kJ/(kW·h)。

圖3 給水泵汽輪機排汽壓差對機組熱耗的影響

對于1 000 MW超超臨界機組而言，由于機組容量大，主機的排汽熱負荷已經(jīng)很大，如果再加上給水泵汽輪機排汽，勢必會影響凝汽器的壓力設(shè)計。該機組在100%負荷工況時的主機排汽量為1 490 t/h，排汽焓為2 333 kJ/kg，排汽放熱量為909 MW；給水泵汽輪機排汽量為120 t/h，排汽焓為2 389 kJ/kg，排汽放熱量為75 MW，給水泵汽輪機的排汽放熱量達到主機的8%以上?？梢姡捎贸Ｒ?guī)設(shè)計方案，即便在設(shè)計上可采用更大的凝汽器面積來保證真空，但是由于凝汽器的實際布置空間等因素的約束，凝汽器的換熱面積也會受到一定的限制，這對機組的冷端設(shè)計將會產(chǎn)生不利影響。

通過設(shè)置獨立的給水泵汽輪機凝汽器，可有效降低主機凝汽器的熱負荷，保證主機真空，同時還可降低給水泵汽輪機的運行背壓，減小給水泵汽輪機的用汽量，從而改善整個機組的運行經(jīng)濟性。該機組常規(guī)設(shè)計給水泵汽輪機的排汽壓差為1.7 kPa，采用單設(shè)凝汽器后，與主機凝汽器相比，給水泵汽輪機的排汽將不再產(chǎn)生壓差，由圖3可知，機組熱耗可降低約10 kJ/(kW·h)?？梢?，采用這一設(shè)計方案雖然增加了投資成本，但是經(jīng)濟性收益也是比較明顯的。

1.4 0號高壓加熱器

1 000 MW超超臨界機組在部分負荷工作時，機組的整體熱力循環(huán)以及主機設(shè)備等均偏離設(shè)計條件運行。熱力循環(huán)偏離設(shè)計的主要表現(xiàn)之一是最終給水溫度降低，直接導(dǎo)致熱力循環(huán)的平均吸熱溫度降低，因此循環(huán)的熱效率也將隨之降低。該機組在100%負荷工況時，第1級回?zé)岢槠麎毫?.16 MPa，相應(yīng)的給水溫度為299 ℃；在75%負荷時，第1級回?zé)岢槠麎毫ο陆档?.06 MPa，給水溫度下降到279 ℃，下降約20 K?？梢?，常規(guī)設(shè)計的熱力系統(tǒng)在部分負荷運行時，鍋爐給水溫度下降非常明顯。

由文獻[1，6]可知：通過在回?zé)嵯到y(tǒng)第1級回?zé)岢槠霸鲈O(shè)一級壓力可調(diào)整的回?zé)岢槠蛘咧苯訉⒌?級回?zé)岢槠O(shè)計為壓力相對較高的可調(diào)整的回?zé)岢槠?，并增設(shè)相應(yīng)的高壓加熱器(簡稱高加)，可在機組處于部分負荷運行時，顯著提高機組的最終給水溫度，從而改善機組在部分負荷運行時的經(jīng)濟性，這就是0號高加技術(shù)或者可調(diào)整回?zé)岢槠夹g(shù)。

根據(jù)0號高加的工作原理，選擇不同的0級回?zé)岢槠麎毫Γ墒箼C組在不同負荷下達到額定給水溫度，這一負荷稱為設(shè)置0號高加的基準工況。經(jīng)綜合比較，選擇75%負荷工況作為基準工況是比較合理的。該機組按此方案增設(shè)0號高加后在75%負荷工況時的主要熱力數(shù)據(jù)對比見表1。

表1 0號高加主要熱力數(shù)據(jù)對比

由表1可見：該機組增設(shè)0號高加之后，與常規(guī)設(shè)計方案相比，在75%負荷工況時，給水溫度提高約20 K，循環(huán)平均吸熱溫度提高約8 K，循環(huán)熱效率提高約0.2%，機組熱耗降低約30 kJ/(kW·h)，經(jīng)濟性效果顯著。

1.5 外置式蒸汽冷卻器

由文獻[2]可知：通過對回?zé)嵯到y(tǒng)過熱度較大的高加設(shè)置外置式蒸汽冷卻器，可以進一步加大回?zé)嵯到y(tǒng)的用汽量，提高最終給水溫度，實現(xiàn)能量品質(zhì)的跨級利用，從而提高循環(huán)熱效率，改善機組的運行經(jīng)濟性，這就是外置式蒸汽冷卻器技術(shù)。

外置式蒸汽冷卻器的設(shè)置按連接方式、連接級數(shù)等選擇不同，設(shè)置的方案很多。經(jīng)綜合比較，該機組采用在3號高加設(shè)置單級串聯(lián)外置式蒸汽冷卻器的設(shè)置方案。同時，蒸汽冷卻器的下端差對于設(shè)置方案也有一定的影響。下端差取得越小，對過熱度的利用度越高，產(chǎn)生的經(jīng)濟性收益也越大，但是需要的蒸汽冷卻器換熱面積也越大，投資成本也越高。經(jīng)綜合比較，該機組蒸汽冷卻器的下端差取8 K。該機組在100%負荷工況時設(shè)置外置式蒸汽冷卻器的主要熱力數(shù)據(jù)對比見表2。

表2 蒸汽冷卻器主要熱力數(shù)據(jù)對比

由表2可知：該機組增設(shè)外置式蒸汽冷卻器之后，與常規(guī)設(shè)計方案相比，在100%負荷工況，第3級回?zé)岢槠吭黾恿思s17 t/h，給水溫度提高了約3 K，排汽量減少了約13 t/h，冷端損失減少了近8 MW，循環(huán)熱效率提高了0.09%，機組熱耗降低約14 kJ/(kW·h)，經(jīng)濟性效果顯著。

1.6 低溫省煤器

1 000 MW超超臨界機組鍋爐的排煙熱量損失是整個熱力系統(tǒng)最大的可用能損失，這一損失約占鍋爐總熱量損失的5%～8%。在鍋爐尾部煙道設(shè)置煙氣余熱回收裝置，可顯著降低其排煙溫度，提高機組的運行經(jīng)濟性。鍋爐尾部煙氣余熱的利用方案較多，應(yīng)用比較廣泛的是利用其余熱增設(shè)低溫省煤器加熱凝結(jié)水。該機組在100%負荷工況時，鍋爐空氣預(yù)熱器出口設(shè)計煙氣流量達到約1 200 m3/s，煙氣溫度為130 ℃，低溫省煤器的出口煙溫按90 ℃設(shè)計，可利用的煙氣余熱達到約45 MW?？梢婂仩t空氣預(yù)熱器出口的煙氣所含熱量巨大，而且與回?zé)嵯到y(tǒng)部分低級別的回?zé)岢槠啾?，具有較高的品質(zhì)。

由文獻[3]可知：采用低溫省煤器技術(shù)可有效降低鍋爐排煙溫度，減少可用能損失。在鍋爐尾部煙道中增設(shè)低溫省煤器，利用其余熱加熱凝結(jié)水，可減少相應(yīng)加熱器的回?zé)岢槠?，減少的抽汽將在汽輪機中繼續(xù)膨脹做功，因此機組的電功率必將增加。

低溫省煤器按在機側(cè)的取水位置、回水溫度、連接方式等不同，可以組合成多個不同方案。僅從機側(cè)的經(jīng)濟性收益、設(shè)備運行維護等方面考慮，采用在低加9與低加8的出口引水，通過一定的比例混合，將水溫控制在70 ℃左右引入到低溫省煤器，吸收煙氣熱量之后，將其加熱到120 ℃，再引入低加7出口與主凝結(jié)水混合的設(shè)置方案，見圖4所示。

圖4 低溫省煤器設(shè)置方案示意圖

該機組采用這一設(shè)計方案增設(shè)低溫省煤器在典型工況下的主要熱力數(shù)據(jù)對比見表3。

表3 低溫省煤器主要熱力數(shù)據(jù)對比

由表3可知：該機組增設(shè)低溫省煤器后，可同時排擠低加8、低加7和低加6的回?zé)岢槠?。與常規(guī)設(shè)計相比，100%負荷工況時，各級低加排擠抽汽量共達到約51 t/h，增發(fā)電功率約5 MW，可使機組熱耗降低約40 kJ/(kW·h)。

2 經(jīng)濟性分析

該機組按上述方案對熱力系統(tǒng)進行大幅優(yōu)化后，在100%負荷工況可使機組熱耗降低約96 kJ/(kW·h)，在75%負荷工況可使機組熱耗降低約126 kJ/(kW·h)。機組在100%負荷工況的設(shè)計熱耗可達到約7 200 kJ/(kW·h)，機組的運行經(jīng)濟性顯著提高。圖5為該機組熱力系統(tǒng)優(yōu)化前后的經(jīng)濟性比較。

圖5 熱力系統(tǒng)優(yōu)化經(jīng)濟性曲線

由圖5可知：該機組熱力系統(tǒng)優(yōu)化后，在40%～75%負荷，機組熱耗整體下降約126 kJ/(kW·h)，在75%～100%負荷，受到0號高加收益減小的影響，經(jīng)濟性收益逐漸減小，在100%負荷時減少到96 kJ/(kW·h)?？梢?，該機組按上述方案優(yōu)化后的經(jīng)濟性收益在整個負荷區(qū)間上并不一致，其總體收益計算見表4。

表4 系統(tǒng)優(yōu)化經(jīng)濟性收益計算

由表4可知：該機組熱力系統(tǒng)優(yōu)化后，機組加權(quán)熱耗可降低約118 kJ/(kW·h)，按鍋爐效率95%、管道效率99%計算，可使電廠發(fā)電標煤耗降低約4.3 g/(kW·h)，按年利用小時數(shù)6 000 h、標煤800元/t計算，每年可節(jié)約標煤25 686 t，產(chǎn)生經(jīng)濟效益2 054萬元(此處所用利用小時數(shù)以及標煤價格延續(xù)之前同類論文的數(shù)據(jù))。

3 結(jié)語

為提高1 000 MW超超臨界機組常規(guī)熱力系統(tǒng)的經(jīng)濟性，通過提升部分設(shè)計條件、增設(shè)部分輔助換熱設(shè)備，達到了優(yōu)化熱力系統(tǒng)的目的，并對技術(shù)方案以及經(jīng)濟性收益作了論述及分析。結(jié)果表明：采用上述方案對熱力系統(tǒng)優(yōu)化后可使機組的加權(quán)熱耗降低約118 kJ/(kW·h)，機組在100%負荷工況的設(shè)計熱耗可達到約7 200 kJ/(kW·h)的級別，這對于提高機組的運行經(jīng)濟性具有顯著的效果。

[1] 包偉偉. 1 000 MW超超臨界機組增設(shè)0號高壓加熱器經(jīng)濟性分析[J]. 發(fā)電設(shè)備,2015,29(3): 172-175.

[2] 包偉偉,余海鵬,劉世云,等. 1 000 MW超超臨界機組增設(shè)外置式蒸汽冷卻器經(jīng)濟性分析[J]. 發(fā)電設(shè)備,2015,29(5): 348-352.

[3] 包偉偉,劉鑫,李積輝,等. 1 000 MW超超臨界機組增設(shè)低溫省煤器經(jīng)濟性分析[J]. 發(fā)電設(shè)備,2015,29(6): 397-401.

[4] 包偉偉,高敏,龐浩城,等. 1 000 MW超超臨界機組補汽調(diào)節(jié)技術(shù)經(jīng)濟性分析[J]. 發(fā)電設(shè)備,2016,30(1): 11-15.

[5] 馮偉忠. 1 000 MW超超臨界汽輪機綜合優(yōu)化及成效[J]. 電力建設(shè),2009,30(5): 42-46.

[6] 包偉偉,康劍南,赫廣迅,等. 大型汽輪發(fā)電機組可調(diào)節(jié)回?zé)岢槠O(shè)計思想[J]. 熱力透平,2015,44(3): 161-164,210.

Techno-Economic Analysis of a 1 000 MW Ultra Supercritical Unit after System Optimization

Bao Weiwei

(Harbin Turbine Co., Ltd., Harbin 150046, China)

To improve the operation economy of a 1 000 MW ultra supercritical unit, an optimization was conducted on its thermal system by updating relevant design specifications and adding some auxiliary facilities, after which a techno-economic analysis was carried out on the system. Results show that the economy of the thermal system has been improved significantly and the weighted heat consumption of unit has been reduced by 118 kJ/(kW·h), after optimization is carried out with above measures,

steam turbine; ultra-supercritical unit; thermal system; system optimization; thermal economy

2016-05-05；

2016-07-18

包偉偉(1986—)，男，工程師，主要從事汽輪機熱力、氣動以及強度方面的設(shè)計工作。E-mail: alndr@163.com

TK267

A

1671-086X(2017)03-0154-05