600MW超临界火电机组给水回热系统改造及分析

李　涛

（CLP中电企业管理（北京）有限公司，北京　100004）

现如今，大量新能源发电、燃气发电[1]及分布式能源发电的快速发展[2-4]，提高现役燃煤发电机组的发电效率已迫在眉睫。马芳礼等[5]提出设置外置式冷却器降低抽汽过热度，利用冷却器与高压加热器串联的方式，并在 300MW 以下机组得到实际运用。刘志真等[6]利用等效热降局部定量分析的方法，分析了在第一级抽汽设有外置式蒸汽冷却器对于机组热经济性的影响。发现设置外置蒸汽冷却器可大幅度提高汽轮机的绝对内效率。王汝武等[7]在分析提高热电厂效率的措施中，也提及外置蒸汽冷却器对于机组效率的影响。随着对应改造技术的发展，张书迎等[8]将当时主流的冷却器与加热器串联的方法发展为外置并联式蒸汽冷却器，即在一号高压加热器的出口至少设置两级外置式蒸汽冷却器，且为并联连接。该方法与常规串联外置式蒸汽冷却器给水加热系统相比，提高了设备运行的安全可靠性，减少冷却器的加工制造成本，并可有效地降低给水的运行阻力，从而提高机组的运行经济性。在如今燃煤电厂大量处于低负荷状态的形势下，付旭等[9]基于模型，通过预测控制对火电厂主蒸汽温度进行优化，提升发电效率。各汽轮机厂商从新机组着手，提高发电经济性，2015年国内首台超超临界二次再热机组成功投运[10]，及汽轮机快冷方法的研究[11]标志着燃煤发电向更高层次发展。

本文基于某临海大型燃煤电厂2×600MW机组，该厂配备的汽轮机机组为东方汽轮机有限公司引进日立技术生产制造的超临界中间一次再热、单轴、双背压、三缸四排汽、纯凝汽式汽轮机。机组最大连续出力为634.18MW，额定出力为600MW。汽轮机组THA工况下的第三段抽汽的压力为2.149MPa，温度为468.8℃，过热度达到252.8℃；75%THA工况三段抽汽过热度为268.6℃；50%THA工况三段抽汽过热度为287.6℃。近年来受经济形势影响，全年运行小时数和年平均负荷率较低，低负荷占据很大权重。低负荷状态下过热度更高，导致温差换热引起的不可逆损失增加。为了能高效地利用三段抽汽的过热度，需对给水回热系统进行优化改造，本文提出4种改造方案，并逐一进行分析，希望对其他燃煤机组的改造起到借鉴作用。

1　给水回热系统技改方案及其分析

根据燃煤机组回热系统的技术特点及改造位置的差异，结合当前技术改造方案，本文提出如下 4个方面的改造方案。

方案一：单独设置3号高加外置蒸汽冷却器，外置蒸汽冷却器加热最终给水。

方案二：单独设置3号高加外置蒸汽冷却器，外置蒸汽冷却器加热1号高加疏水。

方案三：单独设置全流量附加高压加热器。

方案四：采用同时设置3号高加外置蒸汽冷却器和附加高压加热器的联合串联系统。

1.1　外置蒸汽冷却器加热给水

三段抽汽进入3号高加之前，设置外置蒸汽冷却器，利用该段抽汽的高过热度加热给水，提高机组经济性。

1）布置方式

蒸汽冷却器放置于最末级高压加热器之后，与最末级高加串联，即外置蒸汽冷却器串接在1号高加出口给水管路上，提高最终给水温度。按照流经蒸汽冷却器的给水流量占总给水流量的百分比，又分为给水全容量串联方式和部分给水流量容量串联方式。在实际改造过程中需考虑制造工艺、造价等一系列因素，通常采用部分容量串联方式设置外置蒸汽冷却器。如图1所示。

图1　部分容量外置蒸汽冷却器串联连接

串联方式设置外置蒸汽冷却器，需要增加核心设备蒸汽冷却器、给水进/出口管道、蒸汽入口/出口管道、阀门、仪表热控系统等。

串联连接设置外置蒸汽冷却器，相当于回热系统增设一级加热器，水侧阻力相应增加（＜0.05MPa），给水泵耗功增大，汽动给水泵的进汽流量增大，机组热耗率增大，一定程度上可抵消设置外置蒸汽冷却器的效果。部分容量外置蒸汽冷却器串联连接方式下，给水系统的一部分流量流经外置蒸汽冷却器，另一部分流量由旁路通过，在蒸汽冷却器出口汇合后进入锅炉省煤器。此旁路上需加装节流孔板以保证流经外置蒸汽冷却器的给水量。

2）热力过程变化

外置蒸汽冷却器串接在 1号高加出口给水管路，将提高最终给水温度。串联连接改造后，回热系统状态：① 3号高加进汽的过热度大幅减少。3号高加上端差增大，三段抽汽管道阻力增大，3号高加进汽压力相对降低，导致改造后的3号高加出口给水温度降低；② 3号高加出水温度降低，导致2号高加的输出功率增加，二段抽汽流量也相应增加；③三段抽汽原有的过热度直接加热最终给水，最终给水温度提高。

1.2　外置蒸汽冷却器加热疏水的方式

在三段抽汽进入3号高加前，设置外置蒸汽冷却器，利用该段抽汽的高过热度加热1号高加疏水，疏水在蒸汽冷却器吸热汽化后回流至最末级高加。

1）布置方式

三段抽汽先进入外置蒸汽冷却器，加热最末级给水加热器的部分疏水，疏水吸热汽化，令该蒸汽具有一定的过热度，回流至1号高加进汽管道加热给水。对于单台机组而言，在1号高加危急疏水管路处设置旁路，将疏水引至设置的外置蒸汽冷却器中加热，吸热汽化汇入1号高加进汽管道至1号高加中继续加热给水，放热后沿着正常疏水管道自流至2号高加，如图2所示。

图2　外置蒸汽冷却器加热疏水的连接方式

加热疏水型的外置蒸汽冷却器，需要增加核心设备蒸汽冷却器、1号高加疏水进/出口管道、蒸汽入口/出口管道、阀门、仪表热控系统等。其特点在于：①从1号高加危急疏水管路引部分疏水至蒸汽冷却器，被流经换热管外的高过热度的三段抽汽加热，疏水吸热汽化后汇入1号高加进汽管道进入1号高加加热给水；②加热疏水的蒸汽冷却器内管侧压力较加热给水的要低很多，因此加热器本体、水侧管路等成本相对较低；③该方案对蒸汽冷却器的布置有明确限制，必须低位布置以提高疏水侧压力，可布置在0m；④该方案无需设置危急疏水管路。

2）热力过程变化

较原的回热系统热力过程，采用该连接方式改造后，其状态发生改变：①3号高加进汽的过热度大幅减少，上端差增大，三段抽汽管道阻力增大，3号高加进汽压力相对降低。改造后的3号高加出口给水温度降低；②3号高加出水温度降低，导致 2号高加输出功率增加，二段抽汽流量也相应增加；③三段抽汽原有的75%过热度直接加热进入1号高加的给水，导致相应的一段抽汽流量降低。较原回热系统最终给水温度略有提高。

1.3　附加高压加热器改造方案

附加高压加热器回热系统改造本质是通过增加一级高压加热器，扩大给水回热程度及提高汽轮机装置的效率，从而降低汽轮机热耗。给水回热系统使汽轮机装置的效率显著的提高，包括两方面的因素：①给水回热减少了汽轮机的排汽量，冷源损失减少。给水温度的提高，降低单位工质在锅炉中的吸热量，从而提高了循环热效率；②给水回热改善汽轮机高压级和低压级叶片的工作条件。有利于减少高压调门节流损失及通流部分的各种损失，如叶高损失、漏汽损失等。

1）布置方式

附加高压加热器系统疏水逐级自流至2号高压加热器，同时在抽汽管道上安装一道抽汽调节阀，以防止附加高压加热器出口给水温度过高。附加高压加热器的连接方式如图3所示。

图3　附属加热器与改造前原系统的连接方式

在1号高加出口的给水管路上设置附加高压加热器，需要增加核心设备高压加热器、给水进/出口管道、蒸汽入口、疏水出口管道、危急疏水管道、阀门、仪表热控系统等。

附加高压加热器主要区别在于蒸汽压力不同。采用串联连接方式设置附加高压加热器，相当于回热系统增设一级加热器，水侧阻力相应增加（＜0.05MPa），给水泵耗功增大，汽动给水泵的进汽流量增大，机组热耗率增大，一定程度上抵消了设置附加高压加热器的效果。

2）热力过程变化

相对于改造前的回热系统热力过程，改造后的热力过程变化主要表现为：①相同负荷下，最终给水温度提高，进入汽轮机的主蒸汽流量上升；②附加高压加热器的疏水进入2号高加加热给水，相当于一股热源进入原2号高加，排挤二段抽汽，二段抽汽流量下降；③2号高加输水由二段抽汽和附加高压加热器两部分输水组成，二段抽汽流量下降，但附加高压加热器的疏水的加入，使得2号高加正常疏水流量增大，三段抽汽流量略微下降。

1.4　蒸汽冷却器和附加高压加热器联合串联

1）布置方式

同时设置串联方式外置蒸汽冷却器和附加高压加热器，附加高压加热器布置在1号高加出口，通过100%给水流量；蒸汽冷却器布置在附加高压加热器出口，通过20%～40%的给水流量，如图4所示。

联合串联需要增加核心设备蒸汽冷却器以及高压加热器、给水进/出口管道、蒸汽入口/出口管道、蒸汽入口/疏水出口管道、相应的阀门以及仪表热控系统等。简单来讲，就是单独设置外置蒸汽冷却器和单独设置附加高压加热器的优化叠加。

图4　蒸汽冷却器与附加高压加热器联合方案

2）热力过程变化

满负荷工况附加高压加热器停运，蒸汽冷却器单独运行；部分负荷工况两者串联运行。较原回热系统热力过程，联合串联连接改造后的改变主要体现在如下几个方面：①满负荷工况下最终给水温度提升较小，部分负荷工况下最终给水升温幅度较大；②相同负荷下，最终给水温度提高，进入汽轮机的主蒸汽流量增大；③3号高加的进汽过热度大幅减少，上端差增大，三段抽汽管道阻力增大，导致 3号高加的进汽压力相对降低。改造后的3号高加出口给水温度降低；④3号高加出水温度降低，导致2号高加出力增加，二段抽汽流量也相应增加。且附加高压加热器的疏水进入2号高加加热给水，等同于一股热源进入原2号高加，排挤二段抽汽，二段抽汽流量下降。两者综合作用使得二段抽汽流量基本不变。

2　经济性分析

以该厂机组汽轮机THA、75%THA和50%THA 3种工况参数为基准，按照经济性计算方法[12]，分别对4种技改方案进行经济性分析。

2.1　方案一

设置外置蒸汽冷却器加热1号高加出口给水，较小三段抽汽过热度，提高省煤器给水温度。表 1给出THA、75%THA和50%THA工况下采用设置附加高压加热器后，对机组运行经济性影响。

由表1可以发现，在3种工况下设置外置蒸汽冷却器发电煤耗分别下降约 0.23g/kW·h、0.33g/kW·h和0.34g/kW·h，平均发电煤耗降低0.3g/kW·h。锅炉效率虽有所降低，但汽轮机热率大幅度减小，总体发电效率及经济性依然上升。

2.2　方案二

设置外置蒸汽冷却器加热1号高加部分疏水，分流疏水比例按照疏水吸热汽化后出蒸汽冷却器的过热度70℃～80℃进行调整分配。

表1　外置蒸汽冷却器加热给水的经济性影响

该方案对机组运行经济性影响结果见表2。

表2　外置蒸汽冷却器加热1号高加疏水经济性影响

采用设置外置蒸汽冷却器的技改方案，在THA、75%THA和50%THA工况下，发电煤耗分别下降约0.13g/kW·h、0.17g/kW·h 和 0.17g/kW·h，平均发电煤耗降低0.16g/kW·h。

由表2可以发现，该方案可使二段抽汽量大幅度减少，三段抽汽流量有所增大。该方案的锅炉效率较加热给水高约 2%。但对汽轮机热耗率的影响较小。

2.3　方案三

汽轮机高压缸抽汽至附加高压加热器的抽汽口拟暂按照第四级后，最终抽汽口参数需在投标阶段由设备厂家根据实际情况进行详细设计。汽轮机高压缸抽汽至附加高压加热器的抽汽口均为第四级后。

串联设置附加高压加热器，加热1号高加出水，各个工况下改造后最终给水温度上限为291.3℃。当负荷较高时，节流附加高压加热器的进汽，随着负荷的降低逐步减小节流，保持给水温度不变。在进汽完全不节流后，随着负荷的降低转为滑压运行方式。

THA、75%THA和50%THA工况下采用设置附加高压加热器后，对机组运行经济性影响见表3。

表3　设置附加高压加热器的经济性影响

由表 3可以发现，设置附加高压加热器，在THA、75%THA和50%THA三种工况下，发电煤耗分别下降约 0.13g/kW·h、0.72g/kW·h和 0.58g/kW·h，平均发电煤耗降低 0.47g/kW·h。可以减少二、三段抽汽流量。且可减低2号高加给水温度，降低其过热度。

2.4　方案四

采用外置蒸汽冷却器和附加高压加热器联合串联系统，1号高加出口给水全流量先进附加高压加热器，后部分容量进入外置蒸汽冷却器，与其余附加高压加热器出口给水混合后进入锅炉省煤器。

表4给出在3种工况下，外置蒸汽冷却器和附加高加联合串联系统对机组运行经济性能的影响。其中THA是节流后的工况，75%THA和50%THA无节流影响。

设置外置蒸汽冷却器和附加高压加热器联合串联系统，在THA、75%THA和50%THA的工况下，发电煤耗分别下降约 0.30g/kW·h、0.97g/kW·h和0.86g/kW·h，平均发电煤耗降低 0.71g/kW·h。且通过表4可以看出，此方案在所有技改方案中，最终给水温度最高，因此对机组整体的效率影响最大。

表4　外置蒸汽冷却器和附加高压加热器联合串联系统的经济性影响

3　结论

对超临界机组设置外置式蒸汽冷却器及附加高压加热器，可以充分利用给水换热系统中抽汽的过热度，提高最终给水温度，降低换热温差，排挤部分高品质的一段抽汽，有效降低机组热耗率，提高经济性。降低抽汽过热度也会相应减少机组运行过程中由于过热度问题引起的各自加热器故障。徐传海[13]和廖军林等[14]均对于回热系统进行了一些相关调整建议的讨论。综合讲，还是在原有设备基本上进行改造效果明显。本文提出的4种技改方案均有各自的特点，具体选择需按照机组现场的布置及投资回收期的情况决定。可能实际节能效果无法达到预期目标，但对于该类型机组给水回热系统的改造具有一定的借鉴意义及参考价值。