1 000 MW機組變負荷運行經濟性比較分析

包勁松，孫永平

（浙江省電力試驗研究院，杭州 310014）

浙江省新投產由上海汽輪機有限公司與德國西門子公司合作生產的8臺超超臨界1 000 MW汽輪發電機組，經過嚴格的熱力性能考核試驗，結果表明其熱力性能均達到了合同保證值[1]。以A廠和B廠兩臺超超臨界1 000 MW機組為試點，采用高精度試驗儀器進行了循環效率試驗，并根據試驗結果對兩臺機組的實際變負荷運行經濟性能進行比較和分析。

1 汽機熱耗率比較分析

圖1為兩臺1 000 MW機組變負荷運行時經可控參數修正后的汽機熱耗率隨負荷變化趨勢曲線。比較可知，A廠機組在負荷從1 000 MW下降至500 MW的過程中，汽機修正后熱耗率從約7 400 kJ/kWh上升至約7 750 kJ/kWh，上升幅度4.7%。B廠機組在同樣的負荷下降區段，汽機修正后熱耗率從約7 400 kJ/kWh上升至約7 910 kJ/kWh，上升幅度6.9%，比A廠機組高2.2個百分點。由此可見，雖然同為上汽－西門子產品，1 000 MW工況的汽機熱耗率也基本一致，但500 MW工況下B廠汽機熱耗率卻比A廠機組偏高約2%，反映出A廠汽輪機在降負荷運行過程中的熱耗率上升幅度較小，具有較好的變負荷運行性能。分析原因，主要是兩廠的汽輪機設計背壓不同以及實際運行的再熱汽溫存在明顯差異造成的。

圖1 變負荷運行修正后發電熱耗率

與多數沿海電廠一樣，A廠1 000 MW機組凝汽器采用海水開式循環冷卻，而B廠1 000 MW機組出于保護海洋生態環境的需求，凝汽器冷卻方式為海水冷卻塔閉式循環冷卻，汽輪機設計背壓為6.2 kPa，比A廠的4.9 kPa設計值高1.3 kPa。根據兩廠1 000 MW汽輪機性能考核試驗同期進行的背壓對機組出力、熱耗影響特性試驗（即變背壓試驗）結果，背壓平均每變化1 kPa，影響出力約6 MW，對應500 MW工況，影響出力、熱耗約1.2%。由此可估算出500 MW工況下，由于機組背壓的差異導致B廠機組發電熱耗比A廠機組高1.5%左右。

此外，由于鍋爐實際運行狀況所限，B廠1 000 MW機組部分負荷工況運行時再熱汽溫難以達到設計值，通常在570℃左右，因此試驗結果計算時將再熱汽溫修正至該值，從而造成了B廠機組發電熱耗比A廠高約0.5%。

2 鍋爐效率比較分析

試驗得出兩臺機組變負荷工況修正后鍋爐效率的變化趨勢如圖2所示，兩廠機組額定1 000 MW工況下修正后鍋爐效率均為約94.2%，500 MW工況下B廠鍋爐修正后效率約為93.7%，A廠鍋爐效率接近94%，略高于B廠。兩廠機組最高鍋爐效率均出現在800 MW負荷區，修正值為94.4%。整個調峰負荷區間，B廠鍋爐修正后效率為93.7%～94.4%，A廠鍋爐效率為94.0%～94.4%。由此可見，負荷變化時的鍋爐效率變化對機組整體運行經濟性的影響并不明顯。

圖2 變負荷運行修正后鍋爐效率

3 發電煤耗比較分析

圖3為A，B兩廠1 000 MW機組變負荷過程中修正后發電煤耗率變化曲線。與圖1的汽機熱耗率變化規律相比，由于鍋爐效率不同的影響，B廠機組在整個調峰負荷段的發電煤耗率均高于A廠。B廠機組在負荷從1 000 MW下降至500 MW的過程中，修正后發電煤耗率自約271 g/kWh上升至約291 g/kWh，增量為20 g/kWh，而A廠機組在同樣負荷下降區段，修正后發電煤耗率增加約14 g/kWh。由此反映出A廠機組由于汽機、鍋爐運行效率較高，其在各負荷段的發電效率均要優于B廠機組。

圖3 變負荷運行修正后發電煤耗

4 廠用電率比較分析

圖4給出了兩臺機組的廠用電率隨負荷變化趨勢曲線。在單臺循泵投運情況下，B廠機組在負荷從1 000 MW下降至500 MW的過程中，廠用電率從3.9%上升至5.9%，增量約2個百分點。A廠機組在相應負荷區間內，廠用電率從3.8%上升至5.3%，增量約1.5個百分點，平均比B廠機組低0.4～0.5個百分點。造成B廠機組廠用電率偏高的主要原因是：B廠機組的凝汽器采用海水冷卻塔冷卻，循泵揚程需求較大，使得B廠機組單臺循環水泵的功耗比A廠機組高約2 000 kW，在500 MW～1 000 MW負荷范圍內平均影響廠用電率近0.3個百分點。

圖4 變負荷運行廠用電率（單循泵）

值得注意的是，由于兩廠機組試驗時正值冬季，循環水溫較低，循泵僅投運1臺，其它輔機的耗電量也相對較少，機組廠用電率相對全年平均水平較低。隨著季節變換，海水溫度逐步升高，機組廠用電率也將有所上升，因此兩廠機組在低負荷工況的廠用電率差異將會進一步增大。

5 供電煤耗比較分析

A，B兩廠1 000 MW機組修正后供電煤耗率的變化曲線如圖5所示。在機組負荷從1 000 MW下降至500 MW的過程中，B廠機組修正后供電煤耗率從約282 g/kWh上升至309 g/kWh，增加27 g/kWh，相對增量9.6%。低負荷 區域煤耗變化率相對較大，主要是廠用電率明顯上升所致。A廠機組在相同負荷變化范圍的修正后供電煤耗率從約281 g/kWh上升至約300 g/kWh，增加19 g/kWh，相對增量為6.8%。

盡管A，B兩廠機組在額定負荷工況的供電煤耗率較為接近，但在降負荷運行過程中，受汽機熱耗較高、鍋爐效率略低和廠用電率較高等因素的共同影響，使得B廠機組在500 MW負荷工況的供電煤耗率比A廠機組偏高約9 g/kWh，相對幅度為3%。從機組供電煤耗率這項整機運行經濟指標的差異可以看出，A廠機組變負荷運行的經濟性好于B廠。

圖5 變負荷運行修正后供電煤耗

6 結論

盡管是同一類型的1 000 MW超超臨界機組，滿負荷運行工況的性能水平也基本相當，但由于設計條件和設備狀況的差異，兩臺機組的實際變負荷運行經濟性存在著明顯差異。相對于海水開式循環冷卻的機組而言，配置冷卻塔的機組由于循環水溫度的上升使機組運行背壓相應上升，同時循環水泵功耗的增加又提高了廠用電率，兩項因素均對機組整體運行經濟性能造成了不利影響，使機組低負荷運行階段的運行效率下降幅度加劇。因此，在開展同類型機組的運行經濟性能比較和評價時，應客觀考慮設計條件等方面的差異。

配置海水冷卻塔的機組在設計條件不利情況下，應針對不同季節開展冷端優化試驗，并制訂相應的機組冷端優化運行措施，如合理安排循環水泵運行方式，盡力改善冷端設備的運行狀況，最大程度地發揮高參數先進機組的性能優勢。

[1]N1000-26.25/600/600型1 000 MW超超臨界中間再熱凝汽式汽輪機熱力特性數據[R].上海：上海電氣電站設備有限公司上海汽輪機廠.

[2]中國國家質量監督檢驗檢疫總局.GB/T 8117.2-2008汽輪機熱力性能驗收試驗規程[S].北京：中國標準出版社.2008.