1 000 MW机组0号高压加热器全负荷高效回热技术及其应用

王丽娜，方匡坤，钱林锋，蔡文方

（1.浙江省电力建设有限公司，浙江 宁波 315000；2.浙江浙能台州第二发电有限责任公司，浙江 台州 317109；3.杭州意能电力技术有限公司，杭州 310006；4.国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州 310014）

1 000 MW机组0号高压加热器全负荷高效回热技术及其应用

王丽娜1，方匡坤2，钱林锋3，蔡文方4

（1.浙江省电力建设有限公司，浙江 宁波 315000；2.浙江浙能台州第二发电有限责任公司，浙江 台州 317109；3.杭州意能电力技术有限公司，杭州 310006；4.国网浙江省电力公司电力科学研究院，杭州 310014）

以某新建1 000 MW超超临界机组为例，介绍了增设0号高压加热器的全负荷高效回热技术方案，并在基建过程中实施完成。通过机组试运及性能试验，验证了在机组35%～90%THA负荷段投运0号高压加热器，可以提高给水温度，降低汽轮机热耗，且能提高脱硝装置在低负荷时的投用率，实现节能减排。

汽轮机；超超临界机组；高压加热器；全负荷高效回热；节能减排

0 引言

目前，我国高参数、高效率超（超）临界火电机组发展较快并趋于主流，但由于此类机组需参与电网调峰，往往无法维持满负荷长期运行。低负荷运行会导致机组实际运行的综合效率降低，节能减排效果均有所下降，因此，对机组在低负荷工况时进行部分系统优化，是提高机组实际运行效率的有效途径。

某新建2×1 000 MW超（超）临界燃煤发电机组需参与电网调峰，负荷变动较大，且多处于低负荷段，机组效率也随着负荷的降低而下降。为提高低负荷段机组效率，结合机组实际情况及各方因素，从给水回热系统角度出发，决定采用增加0号高压加热器（以下简称0号高加）的全负荷高效回热技术，即增设0号高加，利用汽轮机补汽阀结构特点，引出高压缸内蒸汽作为0号高加的加热汽源，提高机组部分负荷工况的给水温度，进而降低汽轮机热耗，与此同时，省煤器出口烟气温度也有所提高，低负荷工况时可达到脱硝装置催化剂的工作温度，使脱硝装置在低负荷工况时仍可投用，实现高效减排。

1 0号高加方案

增加0号高加旨在提高给水温度，增加热力系统的回热量，减少冷源损失。最终给水温度主要与抽汽压力、抽汽级数有关，因此可从增设抽汽级数或提高抽汽压力角度设计方案，即在8级回热基础上增加1级高参数抽汽回热，在低负荷工况下投用该级抽汽及对应高压加热器，以提高给水温度。由于此抽汽参数较高，考虑到设备运行的安全可靠性，对此级抽汽另设高压加热器，即0号高加，高参数抽汽经降压后送至0号高加，使给水加热在0号高加内完成。

1.1 0级抽汽的汽源选取

增设0号高加的全负荷高效回热系统，选取参数合适且不影响机组性能的高压汽源十分重要。本机组汽轮机引进德国西门子技术，采用全周进汽+补汽阀技术。补汽阀技术是在每个主汽阀后、调节阀前引出1根新蒸汽（约为额定进汽量的8%）管道，接入1个外置补汽调节阀，将新蒸汽节流后送入高压缸第5级动叶后空间[1]。补汽阀技术在机组额定负荷以上超发和快速响应一次调频要求时才使用，机组部分负荷时采用主汽调节阀全开的滑压运行方式[2]。因此，鉴于部分负荷时补汽阀处于停用状态，可选高压缸补汽阀接口蒸汽作为高参数加热汽源，从高压缸第5级动叶后汽室接至补汽阀的管道中引出抽汽（即0级抽汽），并将此抽蒸汽经调节阀进行绝热等焓降压过程后再通至0号高加。根据增设0级抽汽后的热平衡图，得出高压抽汽参数如表1所示。

表1 增设0级抽汽的高压抽汽参数

由于0级抽汽为高参数新蒸汽，故管路基本采用A335P91材质（包括所有疏水管道），设计参数为：规格159 mm×20 mm，P=18.593 MPa，T=573.6℃。降压调阀后（参数已降低）与0号高加接管相连的管道选用12Cr1MoVG材质，设计参数为：规格159 mm×10 mm，P=8.536 MPa，T=525.2℃。

1.2 0号高加的给水及疏水

0号高加作为最后一级给水高压加热器，与3号高加外置蒸汽冷却器并联（0号高加卧式布置在蒸冷器旁），0号高加容量为70%VWO（阀门全开功率）给水流量，其余30%VWO流量的给水通过外置蒸汽冷却器，两部分给水经加热器后混合通向省煤器。另外，在2号高加前再设置1路管道至高加出口三通阀前，形成给水调频小旁路，旁路配置1只气动调节阀用于调节给水流量，实现机组给水调频功能。0号高加正常疏水与1号高加正常疏水汇合后进入2号高加，其危急疏水接入凝汽器系统疏水立管。增加0号高加后给水及0抽示意图如图1所示。

图1 增加0号高加后给水及抽汽示意

1.3 0号高加控制策略

根据方案设计，0号高加仅在机组35%～90% THA负荷段投用，即仅在此负荷段开启0抽调节阀。根据主机厂热平衡图对应工况下0抽压力调节阀前压力，设置调节阀前及阀后压力定值联锁，控制调阀开度，进而控制0抽蒸汽量。同时根据系统及设备参数设置压力保护定值，防止超压。在此负荷段外，0抽调节阀微开，保持微量蒸汽通过0抽管道流通至0号高加筒体，保持全程暖管、暖体。无论汽轮机处于何种工况，0号高加水侧均投入运行（70%容量），因此其给水侧及疏水控制与其他加热器类似。补汽阀前是高参数主蒸汽，为了防止补汽阀和调节阀误操作或泄漏造成主蒸汽大量漏入0抽管道引起管道及设备超压，设置补汽阀和调节阀之间的联锁保护，补汽阀开启时，0抽蒸汽隔离阀、调节阀联锁关闭。

2 0号高加试运分析

机组试运期间，0号高加的给水回热系统完成初步调试。表2是性能试验期间，各工况负荷下0号高加投用前后的实际运行参数。

2.1 0号高加实现给水温度提升

表2数据显示，相同负荷工况下，0号高加投用前后，省煤器进口水温偏差分别为3.17℃（900 MW），8.89℃（700 MW），12.78℃（500 MW）。可见，0号高加的确可提高给水温度，但随着负荷的提高其作用逐渐减弱，主要原因是负荷升高时0抽调阀前蒸汽压力升高，为保证0号高加不超压（8.8 MPa），调阀开度逐渐减小造成进汽节流损失增加，抽汽量减少，进而导致给水温升减小。

经对比，各工况下投用0号高加后的给水温度均无法达到理论设计值，原因是理论设计工况与实际运行工况存在偏差，主要影响因素如下：

（1）理论设计工况是3号高加外置蒸冷器给水流量占总给水量的30%，且各工况保持不变。而在实际运行过程中，流经外置蒸冷器的给水比例与设计工况存在一定的偏差，而且在给水流量、给水温度发生变化时，该给水比例也会随之变化，这对加热器出口水温会产生一定的影响。

（2）0抽阀后压力设定值为8.8 MPa，但实际阀后压力控制比设定值略低（防止超压）。由于加热器是非调整抽汽型，加热器入口压力降低，加热器出口水温也会随之降低。

2.2 0号高加对脱硝装置投运的影响

当SCR（选择性催化还原）脱硝系统入口烟温低于催化剂的适用温度下限时，在催化剂上会发生副反应，烟气中的SO3，H2O与NH3发生反应产生的NH3HSO4会减少与NOX的反应，并吸附在催化剂通道和空预器表面，长时间低温运行会造成催化剂通道和空预器流通面堵塞。因此，一般将SCR入口烟温控制在310℃以上，当烟温低于此温度，氨气进口电动阀自动关闭，脱硝装置退出运行。

由表2可知，0号高加的投用可以提高SCR入口烟温，负荷为900 MW，700 MW和500 MW时温度偏差分别为5℃，2℃和9℃。负荷500 MW时，未投用0号高加时SCR入口烟温为306℃，低于运行控制温度310℃，脱硝装置退出。而投用0号高加后，烟温升至315℃，脱硝装置仍可继续运行。根据实际运行数据，负荷在500 MW以下时，0号高加投运对烟温的提升效果更加明显，在400 MW负荷时投入0号高加，SCR入口烟温可以达到322℃，仍可保持脱硝装置运行。因此，在机组50%负荷以下时，0号高加的投运能较大程度地提高SCR入口烟温，保证脱硝装置能继续投运，大幅降低NOX的年排放量。

2.3 0号高加对汽轮机组热耗的影响

对试验热耗率进行运行参数及负荷偏差修正后，根据表3，可以得出各工况热耗率变化分别为：900 MW时增加约12.3 kJ/kWh，700 MW时减少约7.1 kJ/kWh，500 MW时减少约7.7 kJ/kWh。由实际运行数据可知，负荷900 MW时，热耗并未按预期设计减少，反而增加约12.3 kJ/kWh，并且在此负荷时，0号高加不影响脱硝装置投用，因此，当升至900 MW较高负荷时，建议提早撤出0号高加，以保汽轮机组热耗较低。

3 结论

应用0号高加的全负荷高效回热技术，结合70%容量的0号高加在百万机组中的实际投用效果，可以得出如下结论：

表2 0号高加投用前后运行参数

表3 0号高加投用前后热耗率参数表

（1）采用补汽阀技术的汽轮机均具备采用0号高加的条件，且在实际运行中，0级抽汽量均在控制范围内，加热器入口压力可通过减压调节阀平稳控制，以保证系统安全运行。

（2）0号高加在设定负荷段投用后，给水温度有明显提高，尤其在低负荷工况时，效果更为显著。但由于不同工况下，0号抽汽存在不同程度的节流损失，在0号高加投用后，汽轮机组热耗率的降低与设计工况相比还有一定的偏差。

（3）0号高加的投用对炉后脱硝装置具有很大作用，一定程度上解决了低负荷工况时脱硝装置因烟温低而自动退出运行的问题，扩大了脱硝设备投运的负荷范围，减少了NOX的排放量。

[1]王银丰.1 000 MW超超临界汽轮机技术特点[J].发电设备，2007（5）:355-358.

[2]刘启军，李作兰，方琪.超超临界机组增设0号高压加热器研究[J].吉林电力，2015，43（4）:1-4.

[3]徐红波，陈青.1 000 MW超超临界机组带可调节级的十级回热系统设计和经济性分析[J].2015，48（12）:74-78.

[4]包伟伟.1 000 MW超超临界机组增设0号高压加热器经济性分析[J].发电设备，2015，29（3）:172-175.

（本文编辑：张 彩）

Full-load High-Efficiency Heat Regeneration Technology of No.0 High-Pressure Heater in 1 000 MW Units and Its Application

WANG Lina1，FANG Kuangkun2，QIAN Linfeng3，CAI Wenfang4
（1.Zhejiang Provincial Power Construction Co.，Ltd.，Ningbo Zhejiang 315000，China；2.Zhejiang Zheneng Taizhou Second Electric Power Generation Co.，Ltd.，Taizhou Zhejiang 317109，China；3.Hangzhou E-energy Technology Co.，Ltd.，Hangzhou 310006，China；4.State Grid Zhejiang Electric Power Research Institute，Hangzhou 310014，China）

The paper briefly introduces full-load high-efficiency heat regeneration technology scheme of No.0 high-pressure heater in a new 1 000 MW ultra-supercritical unit and its implementation in capital construction.By trial run and performance test，it is verified that in load of 35%to 90%of THA，the operation of No. 0 high-pressure heater can rise feedwater temperature,decline heat rate of steam turbine and increase the operation rate of denitration in low load to achieve energy conservation and emission reduction.

steam turbine；ultra-supercritical unit；high-pressure heater；full-load high-efficiency heat regeneration；energy conservation and emission reduction

TM621

：B

：1007-1881（2016）07-0041-04

2016-05-05

王丽娜（1987），女，助理工程师，主要从事电力基建管理工作。