提高二次再熱機組參數的技術經濟研究

於震躍，徐紅波，鄭應霞，張衛靈，陳順義，黃乃成

（1.中國電建集團華東勘測設計研究院有限公司，杭州 310007；2.中國能源建設集團浙江省電力設計院有限公司，杭州 310012；3.中國電建集團國際工程有限公司，北京 100036）

0 引言

隨著全球氣候變暖問題越來越受到重視，越來越多國家將碳減排和碳中和上升為國家戰略。2020 年，國家主席習近平在第七十五屆聯合國大會上宣布，中國力爭2030 年前二氧化碳排放達到峰值，努力爭取2060 年前實現碳中和目標。按照2030年單位GDP（國民生產總值）二氧化碳排放比2005 年下降65%以上的新承諾目標來推算，“十四五”和“十五五”期間單位GDP 二氧化碳排放平均需降低17.6%。火力發電一直處于我國電力能源結構中的主導地位［1］，我國85%以上的二氧化碳排放由燃煤造成，如何進一步提高燃煤發電機組的發電效率、減少煤炭消耗，對于“雙碳”戰略的實現具有重要意義［2］。提高汽輪機的蒸汽溫度和壓力是提升燃煤機組發電效率最主要的途徑。超超臨界二次再熱發電技術是目前效率最高、發電標煤耗最低的先進技術，我國投運的二次再熱機組參數主要為31 MPa/600 ℃/620 ℃/620 ℃。本文從材料、技術經濟性等方面對進一步提高二次再熱機組的蒸汽參數進行討論，確定技術經濟可行的二次再熱機組高蒸汽參數方案。

1 超超臨界二次再熱機組蒸汽參數分析

二次再熱即在傳統的一次再熱基礎上增加一個再熱，從而提高整個再熱過程的平均吸熱溫度［3］。二次再熱較一次再熱具有可降低汽輪機排汽濕度、減少末級葉片的磨蝕、降低再熱器溫升、提高汽輪機轉子穩定性等優點［4-5］。國外的二次再熱機組主要建設于20世紀50年代至70年代，除個別機組外，主流機組參數為主蒸汽壓力24 MPa、溫度538 ℃，再熱蒸汽溫度不超過566 ℃。1989年和1991 年投產的日本川越電廠的700 MW 機組參數為31 MPa/566 ℃/566 ℃/566 ℃；1997 年 和1998 年投產的丹麥Skaerbaek 和Nordjyllands 電廠的411 MW 機組參數均為29 MPa/580℃/580 ℃/580 ℃［6］。目前我國已有13個超超臨界二次再熱機組電廠，其中除粵電惠來電廠和神華國華北海電廠尚未投運外，其余11 個發電廠的二次再熱機組均已投運。我國的超超臨界二次再熱機組的蒸汽參數如表1所示。

表1 我國超超臨界二次再熱機組的蒸汽參數

由表1可知，我國的二次再熱機組主蒸汽溫度大多為600 ℃，華能瑞金電廠二期主蒸汽溫度略高（605 ℃）；一次再熱蒸汽溫度多采用620 ℃，華能瑞金電廠二期一次再熱蒸汽溫度略高（622 ℃）；二次再熱蒸汽溫度多為620 ℃；主蒸汽壓力均為31 MPa［7-8］。我國二次再熱機組的蒸汽參數相對統一的原因主要有以下3點：

1）超超臨界參數的鍋爐在主蒸汽壓力超過30 MPa、主蒸汽溫度超過600 ℃時，在材料不變的情況下，鍋爐過熱器出口聯箱及其管接頭的設計、制造、焊接風險較大，因此鍋爐制造廠商建議主蒸汽溫度取600 ℃，最高不超過605 ℃。

2）目前超超臨界機組的主蒸汽和再熱蒸汽管道材料均采用A335 P92管材，當主蒸汽參數為35 MPa、600 ℃時，主蒸汽管道的外徑與內徑之比已達到1.7［9］，處于DL/T 5054—2016《火力發電廠汽水管道設計規范》規定壁厚計算公式使用條件的臨界值。考慮到汽輪機氣缸壁厚、蒸汽管道壁厚增加引起的設備初投資提升，推薦主蒸汽壓力取31 MPa。

3）由于A335P92 管材的推薦許用溫度為630 ℃及以下，考慮再熱蒸汽管道溫降2～3 ℃和鍋爐再熱器5 ℃偏差，因此在管材不變的情況下，再熱溫度選取622～623 ℃。

2 機組提效和高溫材料研究

2.1 提高二次再熱機組效率的途徑

2.1.1 提高主蒸汽溫度和再熱蒸汽溫度

對于超超臨界機組，主蒸汽溫度對汽輪機容積流量和通流部分設計效率影響不大。根據制造廠的設計經驗，在鍋爐效率不變的情況下，主蒸汽溫度每提高10 ℃，汽輪機熱耗降低0.25%，可節省發電標煤耗約0.65 g/kWh；再熱蒸汽每提高10 ℃，汽輪機熱耗降低0.20%，可節省發電標煤耗約0.5 g/kWh。因此，提高主蒸汽和再熱蒸汽溫度對提高機組熱效率的效果非常明顯。而蒸汽溫度提高主要受材料的許用溫度限制，各國都在加緊研發更高等級的耐熱鋼材料。

2.1.2 提高主蒸汽壓力

和提高蒸汽溫度不同，主蒸汽壓力的提高應考慮汽輪機通流效率的影響。主蒸汽壓力提高時，蒸汽的比容減小，使得汽輪機超高壓通流部分葉片高度減小，甚至需要采用部分進汽，導致葉片級的二次流損失和軸封漏汽損失增大，抵消一部分提高主蒸汽壓力所獲得的熱效率提升。壓力低于30 MPa時機組熱效率隨主蒸汽壓力的提高上升很快，壓力高于30 MPa 時熱效率上升幅度減小。在相同溫度下，將主蒸汽壓力從25 MPa 提高到30 MPa，超超臨界機組熱效率能夠提高約0.7%～1.3%［10］；若進一步從30 MPa 提高到35 MPa，機組熱效率只能提高約0.5%。根據相關研究，超超臨界二次再熱機組主蒸汽壓力大于35 MPa后，機組效率增加將放緩甚至降低。

2.2 630 ℃以上耐高溫材料研究

二次再熱機組蒸汽參數提高主要受限于高溫材料，目前超超臨界機組采用的耐高溫材料大致分三類：馬氏體/鐵素體耐熱鋼、奧氏體耐熱鋼、鎳基合金。

馬氏體/鐵素體耐熱鋼是由鐵素體/珠光體耐熱鋼發展而來，通過加入鉻和鉬大幅提高普通碳鋼的耐熱性［11］。目前9%Cr 系的馬氏體/鐵素體耐熱鋼已經在世界范圍內的620 ℃等級超超臨界機組得到廣泛應用。我國目前研制的G115 材料（9Cr-3W-3Co-Cu-V-Nb）是一種新型馬氏體耐熱鋼，可用于650 ℃及以下蒸汽參數的耐高溫材料，持久強度遠優于P91 和P92 鋼，其在625 ℃和650 ℃下的目標許用應力是T/P92鋼的1.5倍以上［12］。

奧氏體耐熱鋼主要是為了克服鐵素體耐熱鋼抗氧化能力較差而提出的，自20世紀50年代開始研發，經過對材料配方的不斷研究和完善，已經有成熟應用的304型奧氏體耐熱不銹鋼、SUPER3 04H合金鋼、S31042（HR3C）不銹鋼。上述材料已在620 ℃等級超超臨界機組中已經得到廣泛應用。耐650 ℃以上高溫的奧氏體鋼主要有HR6W、SAVE25、Sanicro25 等，這些材料的持久強度試樣時間、焊材選擇和焊接工藝等關鍵環節技術尚未成熟。

鎳基耐熱合金最早是為了滿足1998 年歐盟提出的AD700 計劃——蒸汽參數達到700 ℃的要求而提出的。我國在2010 年提出了700 ℃超超臨界燃煤發電技術研究計劃［13］。目前，700 ℃及以上參數的鎳基耐熱合金備選的主要有Inconel 740、Alloy 617、Alloy 263、鐵鎳基合金HT700、HT650等［14］。其中HT700和HT650是由我國華能西安熱工院自主設計研發的針對650 ℃以上的高溫鐵鎳合金鋼。但上述材料的晶相結構穩定性、持久強度試樣時間、成分影響和焊接技術等關鍵環節還存在很多亟待解決的問題。

2.3 可工程應用的二次再熱機組高蒸汽參數研究

根據鍋爐制造廠的研究，對于650 ℃等級鍋爐受熱面爐內管材可選用奧氏體鋼Sanicro25、HT650T、HR6W、C-HRA-5、HT650T 等 材料，集箱和大口徑管道可選用鎳基合金617B 或C-HRA-3、HT650P 等材料。630 ℃等級高溫受熱面爐內管材可選用奧氏體鋼Sanicro25 或CHRA-5等材料，集箱和大口徑管道可選用鐵素體鋼SAVE12AD 或鐵素體鋼G115 等材料。但上述材料的長期性能還需要在電站運行中驗證。

根據汽輪機制造廠的研究，650 ℃等級汽輪機的高溫部件目前沒有技術成熟的鋼材可以采用。無論是鐵素體、奧氏體耐熱鋼或者鐵鎳基合金材料，均需進行大量的深入研究工作，包括大型鑄鍛件和關鍵部件的研制及試驗驗證等。630 ℃等級汽輪機的高溫部件可在620 ℃等級的超超臨界機組高溫轉子和汽缸所使用的鐵素體鋼基礎上進行改進，以滿足設計和使用要求。

電力規劃設計總院在2016 年召開了“650 ℃超超臨界燃煤發電技術可行性研討會”，會議認為，鑒于目前國內外材料研發情況，尚不具備建設650 ℃超超臨界機組工程的條件，630 ℃超超臨界機組工程初步具備建設示范工程的技術條件。目前我國國內已有2個630 ℃等級超超臨界二次再熱機組示范項目，分別是大唐鄆城電廠和申能安徽平山電廠二期項目，其中申能安徽平山電廠二期項目已投入商業運行。

3 620 ℃等級和630 ℃等級高參數超超臨界二次再熱機組經濟性分析

國內東方電氣集團、上海電氣集團、哈爾濱電氣集團三大主機制造商自2011 年開始對630 ℃等級超超臨界機組的鍋爐和汽輪機的重要部件選材和試驗開展了大量的研究工作，并和國內各大電力設計院合作，針對630 ℃等級主機參數選擇進行研究，推薦35 MPa/615 ℃/630 ℃/630 ℃蒸汽參數作為630 ℃等級超超臨界二次再熱機組的典型設計參數。

本文以1 000 MW 超超臨界二次再熱機組為例，針對常規620 ℃等級蒸汽參數方案（方案一）和630 ℃高蒸汽參數方案（方案二），從主機設備初投資、主要輔助設備初投資、主要汽水管道初投資、主廠房土建費用、年檢修費用等方面進行技術經濟性比較。具體蒸汽參數如表2所示。

表2 620 ℃等級和630 ℃等級蒸汽參數

3.1 主機設備初投資比較

二次再熱超超臨界機組的主機設備為鍋爐、汽輪機和發電機。相較于方案一，方案二汽輪機和鍋爐高溫受熱部件的材料需要升級更換或增加材料使用量，比如汽輪機超高壓轉子、中壓閥門、高壓內缸升級為新的CB2 和FB2 材料，鍋爐受熱面升級為奧氏體鋼Sanicro2。發電機價格沒有變化。根據鍋爐和汽輪機制造商的報價，兩種方案的設備初投資比較如表3所示。

表3 單臺機組主機設備初投資比較

3.2 主要汽水管道投資比較

對于方案一，主蒸汽管道和高溫再熱蒸汽管道的設計溫度低于630 ℃，管道的材料仍可采用A335 P92。對于方案二，由于主蒸汽管道和高溫再熱蒸汽管道的設計溫度已超過630 ℃，需要將材料升級為更高等級的耐高溫材料，暫定經濟性良好的國產新型耐高溫材料G115。由于二次再熱機組的低溫再熱管道設計溫度將超過425 ℃，方案一和方案二的低溫再熱管道均需采用A691Gr1-1/4CrCL22或A691Gr2-1/4CrCL22材料，方案二較方案一的管道壁厚需要增加。對于高壓給水管道，原15NiCuMoNb-5-6-4 材料仍然適用，由于方案二較方案一的設計溫度和壓力有所提高，給水管道壁厚需相應增大。主要汽水管道初投資比較如表4所示。

表4 單臺機組主要汽水管道初投資比較

3.3 主要輔助設備投資比較

方案一和方案二主要輔助設備的差異是給水泵組和高壓加熱器。相同機組出力條件下，方案二較方案一給水泵組的流量有所下降，揚程略有提高，根據給水泵制造商的意見，方案一和方案二的給水泵組造價基本相同。方案二的回熱加熱蒸汽溫度和壓力較方案一都有所提高，高壓加熱器的選材壁厚需大幅增加，在方案一和方案二相同的回熱級數和單雙列配置前提下，方案二的高壓加熱器設備初投資較方案一高約200萬元，如表5所示。

表5 單臺機組主要輔助設備初投資比較

3.4 主廠房土建費用投資比較

主廠房土建費用主要取決于主廠房的尺寸。在相同邊界條件（如地質結構、廠房布置、主機制造商等）下，方案一和方案二的整體系統配置沒有差別，設備和汽水管道沒有明顯不同，因此兩種方案的主廠房尺寸基本一致，主廠房土建費用差別不大。

3.5 總初投資比較

綜上所述，方案一和方案二的機組總初投資比較如表6 所示，方案二較方案一單臺1 000 MW超超臨界二次再熱機組的總初投資增加13 200萬元。

表6 方案一和方案二單臺機組總初投資比較

3.6 年檢修維護費用比較

目前國內630 ℃等級的二次再熱機組只有申能安徽平山電廠二次再熱機組投運，且投運時間不久，因此630 ℃等級的二次再熱機組檢修維護費用尚無法明確。根據主機設備制造商的意見，主要是鍋爐高溫維護檢修部件費用有所增加，但是每年的檢修維護費用尚不能給出確切數據，因此針對方案一和方案二的檢修費用本文暫不考慮。

3.7 綜合技術經濟比較

蒸汽參數由方案一的31 MPa/600 ℃/620 ℃/620 ℃提升至方案二的35 MPa/615 ℃/630 ℃/630 ℃后，鍋爐效率基本保持不變（約為95%），汽輪機熱耗可降低約90 kJ/kWh。以單臺機組年利用時間5 000 h、標煤價格800 元/t 為比較條件，對兩種方案進行綜合技術經濟比較，結果見表7。

表7 方案一和方案二單臺機組綜合技術經濟比較

由表7 可知，方案二較方案一初投資增加13 200 萬元，在不考慮機組年檢修維護費用的前提下，按當前標煤價格800 元/t、年利用時間5 000 h 計算，方案二較方案一每年節約標煤費用約1 308萬元，整體年收益較方案一僅高出約36.4萬元。根據測算：當標煤價格高于820元/t時，方案二的經濟性更好；當標煤價格低于820 元/t 時，方案一的經濟性更好。

考慮到未來二氧化碳排放配額交易，方案二較方案一每年減少發電標煤1.6 萬t，可減少二氧化碳排放量4.3 萬t，若按50 元/t 的碳排放交易價格，則每年可通過碳排放交易增收215萬元。此時根據測算，當標煤價格高于690元/t，方案二的經濟性更好。

4 結語

1）提高汽輪機進汽壓力和進汽溫度是目前超超臨界二次再熱機組提高效率的主要途徑。目前，我國投運的超超臨界二次再熱機組的蒸汽參數基本為31 MPa/600 ℃/620 ℃/620 ℃。

2）根據目前高溫材料的研發情況，630 ℃等級的超超臨界二次再熱機組方案已初步具備建設示范工程的技術條件。根據國內各大主機設備制造商和設計院的研究，推薦35 MPa/615 ℃/630 ℃/630 ℃為630 ℃等級二次再熱機組的典型蒸汽參數。

3）對方案一和方案二比較分析可知，方案二較方案一初投資增加13 200 萬元。當標煤價格高于820元/t時，方案二的經濟性更好；當標煤價格低于820元/t時，方案一的經濟性更好。

4）考慮到未來二氧化碳排放配額交易，方案二較方案一每年二氧化碳排放量減少4.3 萬t，按50 元/t 的碳排放交易價格，則每年可通過碳排放交易增收215 萬元。此時，當標煤價格高于690元/t時，方案二的經濟性更好。