600MW超臨界火電機組給水回熱系統改造及分析

李　濤

（CLP中電企業管理（北京）有限公司，北京　100004）

現如今，大量新能源發電、燃氣發電[1]及分布式能源發電的快速發展[2-4]，提高現役燃煤發電機組的發電效率已迫在眉睫。馬芳禮等[5]提出設置外置式冷卻器降低抽汽過熱度，利用冷卻器與高壓加熱器串聯的方式，并在 300MW 以下機組得到實際運用。劉志真等[6]利用等效熱降局部定量分析的方法，分析了在第一級抽汽設有外置式蒸汽冷卻器對于機組熱經濟性的影響。發現設置外置蒸汽冷卻器可大幅度提高汽輪機的絕對內效率。王汝武等[7]在分析提高熱電廠效率的措施中，也提及外置蒸汽冷卻器對于機組效率的影響。隨著對應改造技術的發展，張書迎等[8]將當時主流的冷卻器與加熱器串聯的方法發展為外置并聯式蒸汽冷卻器，即在一號高壓加熱器的出口至少設置兩級外置式蒸汽冷卻器，且為并聯連接。該方法與常規串聯外置式蒸汽冷卻器給水加熱系統相比，提高了設備運行的安全可靠性，減少冷卻器的加工制造成本，并可有效地降低給水的運行阻力，從而提高機組的運行經濟性。在如今燃煤電廠大量處于低負荷狀態的形勢下，付旭等[9]基于模型，通過預測控制對火電廠主蒸汽溫度進行優化，提升發電效率。各汽輪機廠商從新機組著手，提高發電經濟性，2015年國內首臺超超臨界二次再熱機組成功投運[10]，及汽輪機快冷方法的研究[11]標志著燃煤發電向更高層次發展。

本文基于某臨海大型燃煤電廠2×600MW機組，該廠配備的汽輪機機組為東方汽輪機有限公司引進日立技術生產制造的超臨界中間一次再熱、單軸、雙背壓、三缸四排汽、純凝汽式汽輪機。機組最大連續出力為634.18MW，額定出力為600MW。汽輪機組THA工況下的第三段抽汽的壓力為2.149MPa，溫度為468.8℃，過熱度達到252.8℃；75%THA工況三段抽汽過熱度為268.6℃；50%THA工況三段抽汽過熱度為287.6℃。近年來受經濟形勢影響，全年運行小時數和年平均負荷率較低，低負荷占據很大權重。低負荷狀態下過熱度更高，導致溫差換熱引起的不可逆損失增加。為了能高效地利用三段抽汽的過熱度，需對給水回熱系統進行優化改造，本文提出4種改造方案，并逐一進行分析，希望對其他燃煤機組的改造起到借鑒作用。

1　給水回熱系統技改方案及其分析

根據燃煤機組回熱系統的技術特點及改造位置的差異，結合當前技術改造方案，本文提出如下 4個方面的改造方案。

方案一：單獨設置3號高加外置蒸汽冷卻器，外置蒸汽冷卻器加熱最終給水。

方案二：單獨設置3號高加外置蒸汽冷卻器，外置蒸汽冷卻器加熱1號高加疏水。

方案三：單獨設置全流量附加高壓加熱器。

方案四：采用同時設置3號高加外置蒸汽冷卻器和附加高壓加熱器的聯合串聯系統。

1.1　外置蒸汽冷卻器加熱給水

三段抽汽進入3號高加之前，設置外置蒸汽冷卻器，利用該段抽汽的高過熱度加熱給水，提高機組經濟性。

1）布置方式

蒸汽冷卻器放置于最末級高壓加熱器之后，與最末級高加串聯，即外置蒸汽冷卻器串接在1號高加出口給水管路上，提高最終給水溫度。按照流經蒸汽冷卻器的給水流量占總給水流量的百分比，又分為給水全容量串聯方式和部分給水流量容量串聯方式。在實際改造過程中需考慮制造工藝、造價等一系列因素，通常采用部分容量串聯方式設置外置蒸汽冷卻器。如圖1所示。

圖1　部分容量外置蒸汽冷卻器串聯連接

串聯方式設置外置蒸汽冷卻器，需要增加核心設備蒸汽冷卻器、給水進/出口管道、蒸汽入口/出口管道、閥門、儀表熱控系統等。

串聯連接設置外置蒸汽冷卻器，相當于回熱系統增設一級加熱器，水側阻力相應增加（＜0.05MPa），給水泵耗功增大，汽動給水泵的進汽流量增大，機組熱耗率增大，一定程度上可抵消設置外置蒸汽冷卻器的效果。部分容量外置蒸汽冷卻器串聯連接方式下，給水系統的一部分流量流經外置蒸汽冷卻器，另一部分流量由旁路通過，在蒸汽冷卻器出口匯合后進入鍋爐省煤器。此旁路上需加裝節流孔板以保證流經外置蒸汽冷卻器的給水量。

2）熱力過程變化

外置蒸汽冷卻器串接在 1號高加出口給水管路，將提高最終給水溫度。串聯連接改造后，回熱系統狀態：① 3號高加進汽的過熱度大幅減少。3號高加上端差增大，三段抽汽管道阻力增大，3號高加進汽壓力相對降低，導致改造后的3號高加出口給水溫度降低；② 3號高加出水溫度降低，導致2號高加的輸出功率增加，二段抽汽流量也相應增加；③三段抽汽原有的過熱度直接加熱最終給水，最終給水溫度提高。

1.2　外置蒸汽冷卻器加熱疏水的方式

在三段抽汽進入3號高加前，設置外置蒸汽冷卻器，利用該段抽汽的高過熱度加熱1號高加疏水，疏水在蒸汽冷卻器吸熱汽化后回流至最末級高加。

1）布置方式

三段抽汽先進入外置蒸汽冷卻器，加熱最末級給水加熱器的部分疏水，疏水吸熱汽化，令該蒸汽具有一定的過熱度，回流至1號高加進汽管道加熱給水。對于單臺機組而言，在1號高加危急疏水管路處設置旁路，將疏水引至設置的外置蒸汽冷卻器中加熱，吸熱汽化匯入1號高加進汽管道至1號高加中繼續加熱給水，放熱后沿著正常疏水管道自流至2號高加，如圖2所示。

圖2　外置蒸汽冷卻器加熱疏水的連接方式

加熱疏水型的外置蒸汽冷卻器，需要增加核心設備蒸汽冷卻器、1號高加疏水進/出口管道、蒸汽入口/出口管道、閥門、儀表熱控系統等。其特點在于：①從1號高加危急疏水管路引部分疏水至蒸汽冷卻器，被流經換熱管外的高過熱度的三段抽汽加熱，疏水吸熱汽化后匯入1號高加進汽管道進入1號高加加熱給水；②加熱疏水的蒸汽冷卻器內管側壓力較加熱給水的要低很多，因此加熱器本體、水側管路等成本相對較低；③該方案對蒸汽冷卻器的布置有明確限制，必須低位布置以提高疏水側壓力，可布置在0m；④該方案無需設置危急疏水管路。

2）熱力過程變化

較原的回熱系統熱力過程，采用該連接方式改造后，其狀態發生改變：①3號高加進汽的過熱度大幅減少，上端差增大，三段抽汽管道阻力增大，3號高加進汽壓力相對降低。改造后的3號高加出口給水溫度降低；②3號高加出水溫度降低，導致 2號高加輸出功率增加，二段抽汽流量也相應增加；③三段抽汽原有的75%過熱度直接加熱進入1號高加的給水，導致相應的一段抽汽流量降低。較原回熱系統最終給水溫度略有提高。

1.3　附加高壓加熱器改造方案

附加高壓加熱器回熱系統改造本質是通過增加一級高壓加熱器，擴大給水回熱程度及提高汽輪機裝置的效率，從而降低汽輪機熱耗。給水回熱系統使汽輪機裝置的效率顯著的提高，包括兩方面的因素：①給水回熱減少了汽輪機的排汽量，冷源損失減少。給水溫度的提高，降低單位工質在鍋爐中的吸熱量，從而提高了循環熱效率；②給水回熱改善汽輪機高壓級和低壓級葉片的工作條件。有利于減少高壓調門節流損失及通流部分的各種損失，如葉高損失、漏汽損失等。

1）布置方式

附加高壓加熱器系統疏水逐級自流至2號高壓加熱器，同時在抽汽管道上安裝一道抽汽調節閥，以防止附加高壓加熱器出口給水溫度過高。附加高壓加熱器的連接方式如圖3所示。

圖3　附屬加熱器與改造前原系統的連接方式

在1號高加出口的給水管路上設置附加高壓加熱器，需要增加核心設備高壓加熱器、給水進/出口管道、蒸汽入口、疏水出口管道、危急疏水管道、閥門、儀表熱控系統等。

附加高壓加熱器主要區別在于蒸汽壓力不同。采用串聯連接方式設置附加高壓加熱器，相當于回熱系統增設一級加熱器，水側阻力相應增加（＜0.05MPa），給水泵耗功增大，汽動給水泵的進汽流量增大，機組熱耗率增大，一定程度上抵消了設置附加高壓加熱器的效果。

2）熱力過程變化

相對于改造前的回熱系統熱力過程，改造后的熱力過程變化主要表現為：①相同負荷下，最終給水溫度提高，進入汽輪機的主蒸汽流量上升；②附加高壓加熱器的疏水進入2號高加加熱給水，相當于一股熱源進入原2號高加，排擠二段抽汽，二段抽汽流量下降；③2號高加輸水由二段抽汽和附加高壓加熱器兩部分輸水組成，二段抽汽流量下降，但附加高壓加熱器的疏水的加入，使得2號高加正常疏水流量增大，三段抽汽流量略微下降。

1.4　蒸汽冷卻器和附加高壓加熱器聯合串聯

1）布置方式

同時設置串聯方式外置蒸汽冷卻器和附加高壓加熱器，附加高壓加熱器布置在1號高加出口，通過100%給水流量；蒸汽冷卻器布置在附加高壓加熱器出口，通過20%～40%的給水流量，如圖4所示。

聯合串聯需要增加核心設備蒸汽冷卻器以及高壓加熱器、給水進/出口管道、蒸汽入口/出口管道、蒸汽入口/疏水出口管道、相應的閥門以及儀表熱控系統等。簡單來講，就是單獨設置外置蒸汽冷卻器和單獨設置附加高壓加熱器的優化疊加。

圖4　蒸汽冷卻器與附加高壓加熱器聯合方案

2）熱力過程變化

滿負荷工況附加高壓加熱器停運，蒸汽冷卻器單獨運行；部分負荷工況兩者串聯運行。較原回熱系統熱力過程，聯合串聯連接改造后的改變主要體現在如下幾個方面：①滿負荷工況下最終給水溫度提升較小，部分負荷工況下最終給水升溫幅度較大；②相同負荷下，最終給水溫度提高，進入汽輪機的主蒸汽流量增大；③3號高加的進汽過熱度大幅減少，上端差增大，三段抽汽管道阻力增大，導致 3號高加的進汽壓力相對降低。改造后的3號高加出口給水溫度降低；④3號高加出水溫度降低，導致2號高加出力增加，二段抽汽流量也相應增加。且附加高壓加熱器的疏水進入2號高加加熱給水，等同于一股熱源進入原2號高加，排擠二段抽汽，二段抽汽流量下降。兩者綜合作用使得二段抽汽流量基本不變。

2　經濟性分析

以該廠機組汽輪機THA、75%THA和50%THA 3種工況參數為基準，按照經濟性計算方法[12]，分別對4種技改方案進行經濟性分析。

2.1　方案一

設置外置蒸汽冷卻器加熱1號高加出口給水，較小三段抽汽過熱度，提高省煤器給水溫度。表 1給出THA、75%THA和50%THA工況下采用設置附加高壓加熱器后，對機組運行經濟性影響。

由表1可以發現，在3種工況下設置外置蒸汽冷卻器發電煤耗分別下降約 0.23g/kW·h、0.33g/kW·h和0.34g/kW·h，平均發電煤耗降低0.3g/kW·h。鍋爐效率雖有所降低，但汽輪機熱率大幅度減小，總體發電效率及經濟性依然上升。

2.2　方案二

設置外置蒸汽冷卻器加熱1號高加部分疏水，分流疏水比例按照疏水吸熱汽化后出蒸汽冷卻器的過熱度70℃～80℃進行調整分配。

表1　外置蒸汽冷卻器加熱給水的經濟性影響

該方案對機組運行經濟性影響結果見表2。

表2　外置蒸汽冷卻器加熱1號高加疏水經濟性影響

采用設置外置蒸汽冷卻器的技改方案，在THA、75%THA和50%THA工況下，發電煤耗分別下降約0.13g/kW·h、0.17g/kW·h 和 0.17g/kW·h，平均發電煤耗降低0.16g/kW·h。

由表2可以發現，該方案可使二段抽汽量大幅度減少，三段抽汽流量有所增大。該方案的鍋爐效率較加熱給水高約 2%。但對汽輪機熱耗率的影響較小。

2.3　方案三

汽輪機高壓缸抽汽至附加高壓加熱器的抽汽口擬暫按照第四級后，最終抽汽口參數需在投標階段由設備廠家根據實際情況進行詳細設計。汽輪機高壓缸抽汽至附加高壓加熱器的抽汽口均為第四級后。

串聯設置附加高壓加熱器，加熱1號高加出水，各個工況下改造后最終給水溫度上限為291.3℃。當負荷較高時，節流附加高壓加熱器的進汽，隨著負荷的降低逐步減小節流，保持給水溫度不變。在進汽完全不節流后，隨著負荷的降低轉為滑壓運行方式。

THA、75%THA和50%THA工況下采用設置附加高壓加熱器后，對機組運行經濟性影響見表3。

表3　設置附加高壓加熱器的經濟性影響

由表 3可以發現，設置附加高壓加熱器，在THA、75%THA和50%THA三種工況下，發電煤耗分別下降約 0.13g/kW·h、0.72g/kW·h和 0.58g/kW·h，平均發電煤耗降低 0.47g/kW·h。可以減少二、三段抽汽流量。且可減低2號高加給水溫度，降低其過熱度。

2.4　方案四

采用外置蒸汽冷卻器和附加高壓加熱器聯合串聯系統，1號高加出口給水全流量先進附加高壓加熱器，后部分容量進入外置蒸汽冷卻器，與其余附加高壓加熱器出口給水混合后進入鍋爐省煤器。

表4給出在3種工況下，外置蒸汽冷卻器和附加高加聯合串聯系統對機組運行經濟性能的影響。其中THA是節流后的工況，75%THA和50%THA無節流影響。

設置外置蒸汽冷卻器和附加高壓加熱器聯合串聯系統，在THA、75%THA和50%THA的工況下，發電煤耗分別下降約 0.30g/kW·h、0.97g/kW·h和0.86g/kW·h，平均發電煤耗降低 0.71g/kW·h。且通過表4可以看出，此方案在所有技改方案中，最終給水溫度最高，因此對機組整體的效率影響最大。

表4　外置蒸汽冷卻器和附加高壓加熱器聯合串聯系統的經濟性影響

3　結論

對超臨界機組設置外置式蒸汽冷卻器及附加高壓加熱器，可以充分利用給水換熱系統中抽汽的過熱度，提高最終給水溫度，降低換熱溫差，排擠部分高品質的一段抽汽，有效降低機組熱耗率，提高經濟性。降低抽汽過熱度也會相應減少機組運行過程中由于過熱度問題引起的各自加熱器故障。徐傳海[13]和廖軍林等[14]均對于回熱系統進行了一些相關調整建議的討論。綜合講，還是在原有設備基本上進行改造效果明顯。本文提出的4種技改方案均有各自的特點，具體選擇需按照機組現場的布置及投資回收期的情況決定?？赡軐嶋H節能效果無法達到預期目標，但對于該類型機組給水回熱系統的改造具有一定的借鑒意義及參考價值。