0號高加對1 000 MW超超臨界機組調峰運行熱經濟性影響

何冬輝

(遼寧東科電力有限公司，沈陽 110006)

0 引 言

近年，隨著電網調峰頻率的增加，600 MW和1 000 MW等級超超臨界火電機組時常參與電網調峰，造成大型火力發電機組通常處于低負荷階段運行，導致機組熱經濟性明顯下降。據統計，中國現役約有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]。

當調峰工況低負荷運行時，整體熱力循環以及主機設備處于偏離設計“經濟區”內，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等級火力發電機組熱效率隨著負荷降低而顯著下降，其高參數、高效率的優勢無法得到充分發揮，必然造成較大的經濟損失[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難題，開展1 000 MW級超超臨界機組低負荷優化運行研究，充分發揮超超臨界機組優勢，對提升電力工業的技術水平有重要意義，具有顯著的經濟效益和社會效益。

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

與提高機組參數相比，抽汽回熱系統優化具有技術難度較低、投資小等優點，是提高機組熱經濟性運行的一項主要技術措施。理論上，鍋爐給水溫度和機組熱循環效率隨著抽汽回熱加熱器級數的增加而提高。在常規抽汽回熱加熱器系統末端，即1號高壓加熱器下游再串聯一個高壓加熱器，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，隨著汽機各主汽調節閥關閉產生節流損失，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，主汽調閥節流損失減小，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定，從補汽閥后引管至0號高加具有結構簡單、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超超臨界機組中應用。該電廠近幾年的運行業績，引起了該領域內設計人員對0號高壓加熱器的日益關注。而近幾年來，增設0號高壓加熱器的節能減排新技術方案在新建的高效超超臨界機組得到廣泛應用。

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

2 0號高壓加熱器系統經濟性分析

2.1 0號高壓加熱器熱經濟性分析

對于設有補汽閥的機組，機組處于低負荷運行時，補汽閥處于關閉狀態，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調節閥調節抽汽量和抽汽參數，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，從經濟性方面綜合分析增設0號高壓加熱器節能效益，應結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，計算結果見表1。

圖2 1 000 MW機組原則性熱力系統

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，結合鍋爐熱力性能數據，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濟性。

2.2 0號高壓加熱器系統投資收益分析

機組頻繁參與電網調峰，勢必導致許多大型發電機組以滑壓方式運行。由此，機組在調峰情況下的經濟效益明顯受機組的年運行小時數、年利用小時數等條件影響[2]。結合國內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參考值，按一定比例分配到不同負荷段，其機組調峰運行情況見表3。

基于表3的機組年利用小時數，經計算得出無0號高加和有0號高加2種方案的熱經濟性，計算結果見表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。如果機組在調峰模式變工況運行時，年利用小時數以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年可節約標煤量1 840 t。

根據表5計算，增設0號高加后，單臺發電機組需增加總投資大約600萬元。按靜態考慮，在調峰工況下，0號高壓加熱器投運后，單臺機組的投資回收期計算結果見表6。

表4 兩種技術方案的熱經濟性比較

表5 兩種方案總投資比較

表6 調峰運行模式投資回收期計算表

3 結 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，從技術角度分析，與常規不帶0號高壓加熱器系統方案相比，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，實現全負荷脫硝，鍋爐效率提高0.4%、0.16%。